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Flexible methanol and hydrogen production from biomass gasification with negative emissions
No full textBioenergy plants with carbon capture and storage have been recently receiving attention as negative emission technologies. In this work, a techno-economic analysis of bio-methanol and bio-hydrogen production plants coupled with carbon capture and storage is conducted. The plants include different gasification technologies (direct oxygen-blown gasification and indirect gasification) and different CO2 capture processes (pre-combustion MDEA-based and post-combustion MEA-based CO2 capture) from different streams, to achieve increasing CO2 capture rates at increasing marginal costs. Moreover, an assessment of the economic impact of multi-product plants which flexibly produce methanol and hydrogen is carried out. Overall fuel production efficiencies of between 65.1 and 68.1% have been computed in all cases, showing a little dependency of energy efficiency on the gasification technology and the final product. In methanol production plants, a CO2 capture rate of between 26 and 55%, depending on the gasification technology, can be reached via a pre-combustion capture process at a cost of 41-46 euro per tCO2. In hydrogen production plants, between 64 and 90% capture efficiency can be reached at a cost of 52-56 euro per tCO2. Higher CO2 capture efficiency, resulting in CO2 residual emissions below 2% of the inlet carbon, can be achieved via post-combustion capture with a marginal cost of 98-205 euro per tCO2 and an average cost of 47-77 euro per tCO2. Flexible methanol-H2 production plants result in the highest capex and the highest LCOF. However, when considering the time-dependent H2 market price, the internal rate of return of flexible methanol-H2 plants is slightly higher or slightly lower than that of the corresponding best single-product plant. On the other hand, multi-product flexible plants are never the worst case scenario despite the highest investment costs, thus offering a potential advantage from the financial risk perspective thanks to lower exposure to market price volatility
Sorption Enhanced Gasification (SEG) of Biomass with CO2 Capture for the Production of Synthetic Natural Gas (SNG) and DME for Transport Sector with Negative Emissions
No full textFlexible biomass-to-X plants for resilient renewable energy system
No full textDOTTORATOLa tesi mira a valutare le prestazioni energetiche, ambientali ed economiche di impianti biomass-to-X flessibili, basati sulla gassificazione della biomassa. Uno dei percorsi indagati è rappresentato dagli impianti power and biomass-to-X, dove l'impianto a biomassa è integrato con elettrolisi che genera idrogeno che si combina con il syngas derivante dalla gassificazione della biomassa. Questo genere di impianti consentono di aumentare l'utilizzo del carbonio e la resa del prodotto quando l'unità di elettrolisi è in funzione (ovvero durante i periodi di basso prezzo dell'elettricità). L'altro percorso studiato corrisponde agli impianti biomass-to-X con cattura e stoccaggio del carbonio (CCS), in cui l'impianto a biomassa include la cattura dell'eccesso di CO2 generata nella conversione da biomassa a prodotto finale. Se la CO2 catturata viene immagazzinata permanentemente nel sottosuolo, tali impianti possono produrre emissioni negative. L'analisi include diversi tipi di tecnologie di gassificazione (gassificazione diretta, indiretta e sorption-enhanced) e diversi prodotti finali (metanolo e idrogeno). Per quanto riguarda gli impianti power and biomass-to-X, poiché l'investimento in un sistema di elettrolisi è redditizio solo per fattori di capacità superiori a 80%, la flessibilità operativa dovrebbe essere sfruttata evitando il consumo di energia elettrica a prezzo elevato piuttosto che l'utilizzo di energia elettrica "in eccesso" a basso prezzo che può essere disponibile solo per un numero limitato di ore. Inoltre, l'attrattiva per un funzionamento flessibile degli impianti power and biomass-to-X potrebbe aumentare in modo significativo in scenari futuri con una penetrazione molto elevata di rinnovabili intermittenti, che porterebbe a bassi prezzi medi dell'elettricità ma anche a periodi più lunghi di prezzi di picco elevati. Al contrario, le attuali curve dei prezzi dell'energia elettrica con un numero limitato di ore a prezzo molto elevato durante l'anno non giustificherebbero impianti concepiti per operare in modo flessibile. Sono necessari crediti inferiori a 80 €/tCO2 per lo stoccaggio di CO2 per rendere gli impianti biomass-to-X con CCS competitivi rispetto ai corrispondenti impianti senza CCS. Crediti di CO2 di 130-160 €/tCO2 consentono di ottenere costi competitivi di produzione di metanolo e di idrogeno rispettivamente di 400 €/t e 2 €/kg. In futuro, il miglior percorso di conversione della biomassa (elettricità, H2, metanolo, ecc.) con e senza CCS dipenderà dal valore/prezzo relativo dei prodotti e della CO2, che variano nel tempo con diverse scale temporali . In questo contesto, impianti multiprodotto possono operare in modo flessibile per produrre il bene con maggior valore aggiunto.The thesis aims at assessing the energy, environmental and economic performance of flexible biomass-to-X plants, based on biomass gasification. One of the investigated pathways is represented by power and biomass-to-X plants, where the bioenergy plant is integrated with water electrolysis which generates hydrogen to be combined with the syngas from biomass gasification. Such a plant design allows to increase the carbon utilization and product yield when the electrolysis unit is in operation (i.e. during low electricity price periods). The other investigated pathway corresponds to biomass-to-X plants with carbon capture and storage (CCS), where the bioenergy plant includes the capture of the excess CO2 generated in the conversion of the biomass into the final product. If the captured CO2 is permanently stored underground, such plants can produce negative emissions. The analysis includes different types of gasification technologies (direct, indirect and sorption-enhanced gasification) and different final products (methanol and hydrogen). Regarding power and biomass-to-X plants, since the investment in an electrolysis system is profitable only for capacity factors higher than 80%, the operational flexibility should be exploited by avoiding the consumption of high-price electricity rather than in the use low-price “excess” electricity that can only be available for a limited number of hours. Moreover, the attractiveness of operating power and biomass-to-X plants in a flexible way may increase significantly in future scenarios with very high penetration of intermittent renewables, leading to low average electricity prices but also longer periods of high peak prices. Conversely, current electricity price curves with limited number of very high price hours during the year would not justify plants conceived to operate flexibly. Credits lower than 80 €/tCO2 for CO2 storage are needed to make biomass-to-X plants with CCS competitive with the corresponding plants without CCS. CO2 credits of 130-160 €/tCO2 allow achieving competitive methanol and hydrogen production costs of 400 €/t and 2 €/kg respectively. In the future carbon-constrained world, the best bioenergy conversion pathway (electricity, H2, methanol, etc.) with/without CCS will depend on the relative value/price of the products and of CO2, that vary over time with different time scales. In this context, multi-product plants can operate flexibly to produce the good with the highest added value.DIPARTIMENTO DI ENERGIA34CAMPANARI, STEFANODOSSENA, VINCENZ
Modeling, simulation and optimization of hydrogen storage in salt caverns
No full textLAUREA MAGISTRALELo stoccaggio stagionale associato al Power-to-Hydrogen è un tema attuale nel panorama di ricerca internazionale. Tra le tecnologie di stoccaggio di energia su larga scala che possono essere associate al Power-to-Hydrogen, le caverne saline sembrano essere la soluzione più promettente. Infatti, queste ultime forniscono la capacità necessaria e garantiscono pressioni tali da permettere di stoccare grandi volumi di idrogeno. Pertanto, esse consentono di compensare lo squilibrio tra generazione e consumo, dovuto alle tecnologie rinnovabili intermittenti, su scala stagionale con costi ragionevoli. Questo lavoro consiste nell'eseguire il modello, la simulazione e l'ottimizzazione, all'interno di un sistema multi-energia, dello stoccaggio dell'idrogeno in caverne saline ed è incluso in una più ampia ricerca sulla ottimizzazione MILP (programmazione lineare intera mista) di sistemi multi-energia accoppiati con stoccaggio stagionale. Un modello termodinamico della caverna viene creato per rendere conto dei fenomeni di trasporto che si verificano nella caverna stessa e nella roccia adiacente e per catturare il comportamento dinamico del sistema. Il modello mostra un andamento altamente non lineare, incrementato dall'instaurarsi di un flusso di idrogeno attraverso le pareti della caverna durante il funzionamento. Ciò è dovuto all'aumento della permeabilità e della porosità della roccia salina che circonda la cavità, un effetto collaterale della tecnologia di costruzione. Tale modello è linearizzato per consentirne l'implementazione all'interno della struttura di ottimizzazione. Il modello di ordine ridotto, così ricavato, ha lo scopo di prevedere il comportamento del modello termodinamico. Infine, l'ottimizzazione viene eseguita con l'obiettivo di analizzare l'operazione della caverna salina come stoccaggio stagionale in un sistema multi-energia, per un dato caso studio. I risultati ottenuti, insieme ad un'analisi di sensitività su diverse caratteristiche del sistema in questione, rivelano l'impatto della pressione di uscita dell'elettrolizzatore e della compressione dell'idrogeno sullo stoccaggio. Inoltre, viene evidenziata la convenienza di avere cicli operativi stagionali quando una grande disponibilità di fonti rinnovabili è presente.Seasonal storage combined with Power-to-Hydrogen is a current topic in the international research landscape. Among the large scale energy storage which may be associated with Power-to-Hydrogen, salt caverns seem to be the most promising solution. In fact, they provide the necessary capacity and guarantee high pressures to store large volumes of hydrogen. Therefore, they allow to offset the supply-demand mismatch, due to fluctuating renewable technologies, on a seasonal scale with reasonable costs. This work consists in carrying out the model, the simulation and the optimization, within a multi-energy system, of hydrogen storage in salt caverns and it is included in a wider research about MILP (mixed-integer linear programming) optimization of multi-energy systems coupled with seasonal storage. A thermodynamic model of the cavern is created to account for the transport phenomena occurring in the cavern itself and in the adjacent rock and to capture the dynamic behavior of the system. The model exhibits a highly nonlinear trend, enhanced by the onset of hydrogen flow across the cavern's walls during operation. This is due to the increase in permeability and porosity of the salt rock surrounding the drift, which is a side effect of the construction technology. Such model is linearized to enable its implementation within the optimization framework. The derived reduced order model has the aim to predict the behavior of the thermodynamic model. Finally, the optimization is performed in order to analyze the salt cavern operation as seasonal storage in a multi-energy system, given certain case study data. Results, together with a sensitivity analysis on different features of the investigated system, reveal the impact of the output pressure of the electrolyzer and of the hydrogen compression on the storage. Moreover, the convenience to have seasonal operating cycles, when a large availability of renewable sources is present, is highlighted
Statistical analysis of the relationship between urban particle size data and atmospheric data
No full textOccurrence of Multiple Sclerosis After Drug Exposure: Insights From Evidence Mapping
No full textIntroduction: The role of drugs in the occurrence of multiple sclerosis (MS) is perceived to be insufficiently investigated. Objective: The aim of this study was to map and assess the evidence on MS occurrence after drug exposure, in order to identify possible signals of causal association. Methods: A search strategy was performed in MEDLINE and Embase as of July 2016; references consistent with the aim of the study were analysed to extract relevant measures of causal association between drugs and MS. The Newcastle-Ottawa Scale and appropriate guidelines from the International Society for Pharmacoepidemiology (ISPE) and the International Society of Pharmacovigilance (ISoP) were used to assess the quality of included studies. Results: After screening 832 articles, 58 were selected (of which 14 were found by checking the reference lists of reviews): 30 case reports and case series, 24 longitudinal studies and four randomized controlled trials. Seven longitudinal studies had good (at least 7 out of 9) quality scores, whereas case reports/case series presented several limitations. Half of included articles focused on immunomodulatory drugs (etanercept, infliximab and adalimumab), especially in case reports/series, suggesting an association with MS occurrence. Contraceptives and antibacterials were investigated in some population-based studies, without definite results. Conclusion: A heterogeneous pharmacological profile of identified classes emerged. Low strength of evidence and conflicting results highlighted the difficulties in addressing the possible contribution of drugs in MS occurrence. Methodological advances are needed, especially to control the confounding role of underlying disease for specific drug classes
The chronic use of multiple photosensitizing drugs is associated with Breslow thickness in female melanoma patients: A bicentric retrospective study
No full textWe conduct a bicentric cohort study to assess the existence of a possible association between drug-induced photosensitivity and Breslow thickness among melanoma patients. Our study suggests that women who have multiple chronic photosensitizing drugs intake are more likely to develop thicker cutaneous melanoma. Larger cohort studies are needed to confirm this findin
Techno-economic analysis of integrated natural gas-biomass methanol production plants
No full textLAUREA MAGISTRALEIl metanolo è un composto importante utilizzato in molti modi diversi. La sua produzione potrebbe essere una nuova via per cancellare la dipendenza mondiale dai combustibili fossili.
Obiettivo di questa tesi è quello di eseguire un'analisi tecnica ed economica di diversi impianti di produzione di metanolo da gas naturale e da biomassa e di proporre la fattibilità del retrofit di impianti a gas naturale.
Prima di tutto, è stato studiato l'impianto gas naturale-metanolo di dimensioni medie europee, 5000 ton/ giorno di metanolo, modellato con il software commerciale Aspen Plus. Quindi, vengono presentati due impianti di gassificazione biomassa-metanolo, uno per la gassificazione diretta e uno per la gassificazione indiretta. Poiché il syngas derivante dal reforming del gas naturale è ricco in H2 e il syngas proveniente dalla gassificazione della biomassa è ricco di carbonio, una combinazione delle due tecnologie può essere conveniente per regolare il rapporto H2 / CO al valore desiderato per la sintesi del metanolo. Due tipi di connessioni sono proposte: miscelare i due syngas prima di entrare nella sezione di sintesi del metanolo oppure miscelare i due syngas prima del reforming tubolare del gas naturale. La simulazione mostra come la quantità di biomassa necessaria per l'integrazione con la gassificazione indiretta risulti troppo grande. Quindi, viene scelto di implementare anche impianti di gas naturale su piccola scala da integrare con la gassificazione indiretta.
Alla fine l'integrazione con il primo layout risulta essere la più efficiente tra la due, e in particolare è emerso che il retrofit su un impianto di gas naturale di piccola scala è più semplice in termini di adattamento del layout, più efficiente e conveniente.
Infine, viene eseguita un'analisi economica differenziale per valutare la fattibilità dei casi più significativi. Gli stessi risultati ottenuti nell'analisi termodinamica si riflettono sulla convenienza del tipo di integrazione. Tuttavia, in linea di principio, per rendere l'integrazione favorevole, la riduzione delle emissioni di CO2 dal gas naturale deve essere ripagata a un valore piuttosto elevato, che si presume sarà ottenuto nei prossimi anni a seguito della tendenza della tassa sul carbonio.Methanol is an important compound used in many different ways. Its production starting from renewable sources could be a new route in order to erase the world dependence from fossil fuels.
Objective of this thesis is to perform a technical and economic analysis of different methanol production plants from natural gas and from biomass and to propose the feasibility of types of retrofit of natural gas plants.
First of all, it is studied natural gas-to-methanol plant of an average European size, 5000 ton/day of methanol modelled with the commercial software Aspen Plus. Then, two gasification biomass-to-methanol plants are presented, one for direct gasification and one for indirect gasification. Because syngas coming from reforming of natural gas is rich in H2 and syngas coming from gasification of biomass is rich in carbon, a combination of the two technologies can be convenient to adjust the H2/CO ratio to the desired value for methanol synthesis. Two types of connections are proposed: mixing the two syngas before entering the methanol synthesis section or mixing the syngas before entering the fired tubular reformer of natural gas. The simulation shows how the amount of biomass necessary for the integration with the indirect gasification results to be too large. So, it is chosen to implement also small-scale natural gas plants to integrate with indirect gasification.
In the end the integration with the first layout results to be the more efficient between the two, and especially it emerged that the retrofit on a small-scale natural gas plant is simpler in terms of layout adjustments, more efficient and convenient.
Finally, a differential economic analysis is performed to assess the feasibility of the most significant cases. The same results obtained in the thermodynamic analysis are substantially reflected on the convenience of the type of integration. Nevertheless, in principle, to make the integration favourable the CO2 emissions reduction from natural gas need to be repaid at a quite high value, supposedly to be obtained in the next years following the carbon tax trend
Process safety analysis of biomass to DME technologies
No full textLAUREA MAGISTRALEL'etere dimetilico (DME) è una delle soluzioni di combustibili alternativi più promettenti tra i vari combustibili puliti, rinnovabili e a basse emissioni in considerazione in tutto il mondo. Nell'applicazione automobilistica, il DME è un eccellente carburante alternativo per motori diesel, bruciando senza produzione di polveri. Nel contesto del programma Europeo H2020, il progetto FLEDGED sviluppa un processo intensificato e flessibile per la produzione di DME, basato su gassificazione di biomassa. Nel progetto FLEDGED si considera anche l'integrazione di un sistema "power to DME" attraverso l'uso di un elettrolizzatore. Questo potenziale porterebbe ad un doppio vantaggio: da un lato, la riduzione degli squilibri della rete elettrica dovuti a over generazione da fonti rinnovabili, e dall’altro a un maggiore sfruttamento del contenuto in carbonio della biomassa nel processo di produzione di DME. La presente tesi è stata realizzata presso l'Istituto di Ricerca Francese per l'Ambiente Industriale e i Rischi (INERIS), un partner del consorzio FLEDGED che valuta gli aspetti di sicurezza del processo. L'obiettivo principale di questa tesi è quello di valutare le prestazioni di sicurezza del processo FLEDGED rispetto alle soluzioni biomass to DME convenzionali. Ciò è stato realizzato utilizzando due diversi approcci: il primo approccio si basa sulla valutazione del livello di inherent safety (sicurezza intrinseca) del processo utilizzando un indice di sicurezza complessivo, mentre il secondo approccio si è focalizzato sulla valutazione delle conseguenze attraverso la modellazione di scenari incidentali associati alle principali unità del processo. I risultati hanno mostrato che il processo FLEDGED ha un livello maggiore di inherent safety rispetto ai processi convenzionali e presenta una minore entità delle conseguenze degli incidenti considerati. Per quanto riguarda la possibilità di integrare il processo FLEDGED con un sistema di elettrolisi, la sua fattibilità economica dovrebbe essere attentamente valutata. Infatti, il processo di generazione di idrogeno potrebbe portare ad un aumento cruciale dei costi di gestione del rischio e di regolamentazione della sicurezza dell'impianto, soprattutto in presenza di uno stoccaggio di idrogeno gassoso.Dimethyl ether (DME) is one of the most promising alternative fuel solutions among the various clean, renewable, and low-carbon fuels under consideration worldwide. In automotive application, it is an excellent fuel substitute for diesel engines, burning with no soot production. In the context of the European project FLEDGED H2020, a highly intensified and flexible process for DME production based on biomass gasification is developed. The integration of a “power to DME” system, via the use of an electrolyser is also studied in FLEDGED project. This potential would lead to a double benefit: reduction of electric grid unbalances due to overgeneration by renewables and an increased exploitation of biomass carbon content in the DME production process. The present thesis was carried out at the French Research Institute for Industrial Environment and Risks (INERIS), a partner of the FLEDGED consortium assessing the safety aspects of the developed process. The main objective of this thesis is to evaluate the safety performance of FLEDGED process respect to conventional biomass to DME process solutions. This was carried out using two different approaches: the first approach is based on the evaluation of inherent safety level of process alternatives using an overall safety index, while the second approach focused on the evaluation of consequences through modelling of common accident scenarios associated with the main units of the different process solutions. The results showed that inherent safety level of FLEDGED process is higher respect to conventional processes, and it presents a lower magnitude of effects of incident consequences. Regarding the possibility of integrating the FLEDGED process with an electrolysis system, its cost-effectiveness should be carefully assessed. Indeed, presence of pure flow of hydrogen could lead to a crucial increase of risk management and safety regulation costs of the plant, especially in presence of a hydrogen gas storage
