PROJECT FINAL REPORT - EUROPA - SETIS · PROJECT FINAL REPORT ... project included in the framework...

53
PROJECT FINAL REPORT Grant Agreement number:TREN/FP7EN/218968 Project acronym: DEBCO Project title: DE mostration of Large Scale B iomass CO Firing and Supply Chain Integration Funding Scheme: Collaborative project Period covered: 60 months from 01/01/2008 to 31/12/2012 Name of the scientific representative of the project's coordinator 1 , Title and Organisation: Silvia Gasperetti, Enel Engineering and Research Tel: +39 050 6185903 Fax: +39 050 6185651 Email:[email protected] Project website address: www.debco.eu 1 Usually the contact person of the coordinator as specified in Art. 8.1. of the Grant Agreement.

Transcript of PROJECT FINAL REPORT - EUROPA - SETIS · PROJECT FINAL REPORT ... project included in the framework...

   

PROJECT FINAL REPORT         

Grant Agreement number:TREN/FP7EN/218968 

Project acronym: DEBCO 

Project title: DEmostration of Large Scale Biomass CO‐Firing and Supply Chain Integration 

Funding Scheme: Collaborative project 

Period covered: 60 months  from  01/01/2008    to 31/12/2012 

Name of the scientific representative of the project's co‐ordinator1, Title and Organisation:  

Silvia Gasperetti, Enel Engineering and Research 

Tel: +39 050 6185903 

Fax: +39 050 6185651 

E‐mail:[email protected] 

Project website address: www.debco.eu 

 

                                                            1 Usually the contact person of the coordinator as specified in Art. 8.1. of the Grant Agreement.

4.1 Final publishable summary report 

4.1.1 Executive summary 

DEBCO  (Demonstration of  Large  Scale Biomass Co‐Firing  and  Supply Chain  Integration) was  a  60 months collaborative  project  included  in  the  framework  program  FP7  involving  seventeen  Partners  from  eight different  EU  Countries.  DEBCO  involved  an  extensive  programme  of  research,  component  testing  and demonstration  to  further  develop  the  co‐firing  of  biomass  materials  with  coal  as  a  means  for  using renewable fuels in the near term. Co‐firing of biomass  is  an  important  technology  for CO2‐neutral  electricity  generation.  In many  countries biomass co‐firing  is one of the most economic ways to save CO2. The major advantages of co‐firing are the common utilization of existing plants,    fuel  flexibility, a wide  range of usable  fuels and  the attainment of higher overall efficiencies  for power generation  from biomass. Therefore, co‐firing  in  large  thermal power stations can lead to an overall saving of fuels in comparison with independent fossil and biomass fired plants. The general purposes of the DEBCO project were achieved through a program  including research activities, large‐scale demonstrations and long‐term monitoring of the key co‐firing options. This research and testing provided key insights into the following areas: 

• The reliability and sustainability of biomass supply chain and quality of biomass; • The  retrofit  and  optimisation  of  biomass  co‐firing  technologies  to  existing  pulverised  coal‐fired 

boilers; • The  measurement  of  the  key  boiler  performance  parameters  of  power  boilers  when  co‐firing 

biomass; • The  measurement  of  the  performance  of  the  air  pollution  control  devices  when  

co‐firing biomass; • The characteristic and utilisation/disposal of the ash discards from coal boiler co‐firing biomass. 

The  following six co‐firing configurations employing different proportions of biomass  firing and  fuels were evaluated: 

• Rodenhuzie PP, Advanced Green  configuration  co‐firing wood pellet and hard  coal up  to   50% of biomass thermal input (285 MWel) 

• Rodenhuize PPMax Green configuration 100% wood pellet combustion (180 MWel) • Kardia PP, Cardoons and lignite co‐firing at up to 10% of biomass thermal input (300 MWel) • Fusina PP, RDF and hard coal co‐firing up to 5% of RDF thermal input (320 MWel) • Dorog PP, Biomass (Saw dust, sunflower hull, sunflower pellets, wood chips) and hard coal co‐firing 

up to >50% of biomass thermal input (40 MWel) • Rokita PP, Biomass  (wood, agriculture by‐products as  rape  seed and  liquid biomass‐crude glycerol 

and SRF were used) and hard coal co‐firing up to 36% of biomass thermal input (22 MWel)  The  successful  outcome  to  the  DEBCO  project  provides  the  electricity  supply  industry  in  Europe  and elsewhere with  very  valuable,  and well  documented,  plant  experience  of  a  number  of  the  key  technical options available  for  increasing the share of biomass co‐firing  in  large coal‐fired power plants, and  for the diversification of the range of biomass feedstock types that can be co‐fired. The experience achieved is relevant for future co‐firing projects involving both the retrofit of existing plants and  for  new  advanced  power  coal‐fired  power  plants.  This  assists  the  ongoing  efforts  in most  European countries to increase the portion of electricity supplied from renewable sources. 

4.1.2 The main results are summarised in the Guidebook which is the result of a techno‐economic analysis and outlines the efficient use of biomass in fossil fired power plants. Project context and objectives 

 DEBCO  (Demonstration of Large Scale Biomass Co‐Firing and Supply Chain  Integration) was a collaborative project  included  in  the  framework  program  FP7  involving  seventeen  Partners  from  eight  different  EU Countries. The Consortium included: four Energy providers, three engineering and manufacture companies, six R&D  institutions,  four  SMEs and other organisations  (Figure 1a). Project  coordination was assigned  to Enel  Engineering  and Research  (Italy).  The duration of  the  Project was  60 months  from  January  2008  to December 2012. 

   Figure 1 – a) DEBCO Consortium        b) Scheme of project organization  The main focus of DEBCO project was the development and demonstration of innovative approaches to the co‐utilisation of biomass with coal for large‐scale electricity production and/or CHP at reduced costs and/or improved  energy  efficiency.  The  utilisation  of  biofuel  shares  in  existing  coal  fired  power  plants  is widely recognised  as  a  relatively  efficient  solution  to  reduce  the  CO2  emissions  in  the  power  generation  with contained  capital  expenditures.  Thereby,  the  project  outcomes  contribute  in  fulfilling  the  international targets for the reduction of the greenhouse gas emissions. The general purposes of DEBCO project were achieved through a program including research activities, large‐scale  demonstrations  and  long‐term  monitoring  of  the  key  co‐firing  options.  A  scheme  of  the  project organization is shown in Figure 1b.  The program had the following objectives:  

• Increase the biomass share in large‐scale pulverised‐coal power plants from the already operating 3‐10% up  to 50% on  thermal basis and even more, depending on  the  fuel quality and plant  related limitations (activity including short combustion trials and plant and boiler modifications – WP2); 

• Monitor and assess the advanced co‐firing techniques in the long term, with particular attention to the  critical  points,  i.e.  fuel  handling  and  injection,  combustion  and  boiler  performance,  boiler integrity  (fouling,  slagging,  corrosion), performance of  flue gas  cleaning devices, overall electricity net efficiency, utilisation of the ash residues (WP 3‐4‐5‐6); 

• Monitor and assess the reliability and sustainability of biomass quality and supply  in the  long term, with focus to both locally grown and imported fuels (WP3); 

• Extend,  through  long‐term  demonstrations,  the  possible  biomass  fuels  for  electricity  and  heat production  in co‐fired power plants to more problematic materials,  i.e.  locally available agricultural residues, residues with high organic fraction, energy crops (WP3); 

1, 8, 11, 13

2, 4, 7

16, 17

5

3, 10

6, 12, 15

9

14

Partners:1.Enel Ingegneria e Ricerca (coordinator)2.Electrabel3.PPC4.Tractebel5.Matuz6.University of Stuttgart (IFK)7.Laborelec8.RSE9.ECN10.CERTH11.Agriconsulting12.VGB PowerTech13.IFRF14.Doosan Babcock15.Alstom Power16.Wroclaw University of Technology17.PCC Rokita

• Demonstrate the advanced key co‐firing technologies in the long term, representing a cost‐effective approach to the reduction of the overall CO2 emissions from the electricity supply  industry (activity including the techno‐economic analysis of the long term monitoring – WP7); 

• Enhance the technical know‐how on advanced biomass co‐firing techniques, with a view on a future implementation in advanced coal boilers operating at steam temperatures up to 700°C and provided with CO2 capture system (activity including tests on pilot scale ‐ WP1); 

• Enhance  the  technical  know‐how  and  the  competitiveness  of  European  utilities,  equipment suppliers, SME´s, and R&D centres (exploitation activity – WP7); 

• Plan advanced co‐firing activities  in Eastern European countries, characterized by high dependence on coal‐fired generation and high biomass production potential (exploitation activity – WP7); 

• Report the practical experience and technical know‐how developed within DEBCO project in a series of guidebooks and present  the major project  results  to stakeholders,  legislative bodies, utility and fuel supplier associations, R&D centres (exploitation and dissemination activities – WP7‐8); 

• Increase  the  public  awareness,  knowledge  and  acceptance of  the  concept of biomass  co‐firing  in existing and new coal  fired power plants, by disseminating  the relevant  information and results to technical and non‐technical audiences (dissemination activities ‐ WP8). 

 Three  demo  plants  were  selected  for  the  long‐term  monitoring  and  assessment  of  the  most  relevant applications  such as different  fuel  supply  chain  scenarios,  fuel quality  (agriculture  residues, energy  crops, wood pellets, RDF – Refused Derived Fuel), and process and plant performances. The power plants are: 

• Rodenhuize Power Plant, owned by GDF Suez (Belgium), with a 285‐MWel steam generator used for demonstration of wood pellet co‐firing at increasing share up to 50 and, then, 100% thermal input. The  unit  started  up  at  100%  biomass  after  conversion  in May  2011  and  it  has  been  normally operating since September 2011 (Figure 2a). 

• Fusina Power Plant, owned by Enel  (Italy), where  the demonstration activity has been  focused on Refused Derived  Fuel  (RDF)  containing  large  share of biodegradable  fraction.  Since 2004 RDF has been co‐fired continuously  in  the  two 320 MWe boilers  (units 3 and 4); RDF  is supplied by a  local public utility  involved  in municipal waste management and disposal  in the Venice area. In February 2009, the permitting procedure to double RDF annual amount up to 70000 tons was completed and, as a consequence, RDF has been increased up to 9 t/h in each unit at full load. (Figure 2b). 

• Kardia  Power  Plant,  owned  by  PPC  (Greece),  with  a  300‐MWel  steam  generator,  where  the demonstration was  aimed  at  evaluating  the  possibilities  of  using  biomass  (i.e.  Cardoon)  or  other secondary  fuels typical of the Greek region  for  large co‐firing applications with  local  lignite  (Figure 2c).  

Three pilot plants were selected for short term test at high biomass share. 

• Dorog Power Plant  , owned by Eromu PPC  (Hungary), with  a 40 MWel  steam  generator, used  for short term test with agricultural by‐products at different shares up to 100% of biomass (Figure 3a). 

• Brzeg Dolny Power Plant, owned by PCC Rokita (Poland), with a 22 MWel steam generator. Co‐firing tests with  10%  and  36%  share  of wooden  and  seed  rape  biomass were  carried  out,  as well  as coal/glycerol co‐firing tests with and without urea addition about 30% by mass (Figure 3b). 

• Meliti Power Plant, owned by PPC  (Greece), 300 MWel Short  term milling  test up  to 10%  thermal share with wood and maize residues pellets were performed (Figure 3c).  

DEBCO  was  characterised  by  a  synergic  engagement  in  demonstration,  R&D  and  engineering  activities combined with socio‐economical analyses. The successful outcomes are very helpful in increasing the share of biomass in large coal‐fired power plants and in diversifying the biomass feedstock typologies.  The experience acquired within DEBCO  is of  remarkable  importance  for  future co‐firing projects  involving both the retrofit of existing plants and the development of green‐field advanced technologies. This fact will play an outstanding  role  in enhancing  the  future use of biomass,  facilitating  the creation of a  sustainable energy market across Europe and assisting the ongoing efforts in most European countries in increasing the electricity portion supplied by renewable resources.  

 Figure 2 – a) Rodhenuize PP   b) Kardia PP      c) Fusina PP 

 Figure 3 – a) Dorog PP    b) Brzeg Dolny PP    c) Meliti PP            

4.1.3 Main S&T results/foregrounds 

The main scientific and  technological  results achieved within  the DEBCO Project are summarised by Work Package.  

4.1.3.1 R&D support actions (WP1)  

WP1 was focused on R&D activities aimed at supporting the large scale demonstration tests and focused on multi‐fuel  configurations,  high  biomass  shares  up  to  100%,  advanced  steam  conditions  and  further restrictions of emission limits. The main WP1 topics were: 

• Combustion and emission behaviour  

• Deposition behaviour and ash characteristics 

• Evaluation of corrosion potential in advanced co‐firing conditions  

Combustion and emission behaviour  

Lab‐scale test 

Trials  on  a  20‐kW  isothermal  flow  reactor  and  lab‐scale  combustion  simulations  were  performed  for different kinds and shares of biomass in coal co‐firing conditions.   The behaviour of two different biomasses (cardoon and wood pellet), coals (lignite and hard coal), and their blends  during  fast  pyrolysis  and  co‐firing  was  investigated.  The  reactivity  and  kinetics  of  bio‐chars  was determined by thermogravimetric analysis (TGA).  Results  The highest  value of CO was observed  for  lignite. Concentration of hydrogen was  about 10%  lower  than concentration of CO. A visible high concentration of hydrogen, above 50%, for coals and for blends of coal with biomass gas was obtained. High oxygen content in biomasses resulted in high concentrations of CO2 in pyrolysis gases. From obtained results we can state that burning velocity is much higher for raw biomass than for bio‐chars; in the case of lignite this difference is low. The co‐firing of hard coal with wooden biomass resulted in a lower emission of sulphur. For most of the co‐firing tests, emission of NOx did not change significantly compared with only coal combustion. Only the co‐firing of 10% by mass cardoon with hard coal exhibited negative effects on NOx and CO emission. The effect of the presence of biomass on degree of burnout was positive, especially for tests with lignite and cardoon.  The behaviour of RDF and hard coal and their blends during fast pyrolysis and co‐firing was investigated. The reactivity and kinetics of bio‐chars was determined by thermogravimetric analysis (TGA).  Results  For all of the pyrolysis tests, the most uniform composition of volatile matter was observed only for the 50% share of RDF with hard  coal. Also,  for  that  sample  the highest  concentration of hydrogen  in  the  volatile matter was found. The burning velocity is much higher for raw RDF‐ than for chars, except with the blend of RDF with coal (share RDF 50%). The presence of RDF in the mixture with hard coal lowers the emission of NO but the emission slightly depends on the contribution of RDF.  

Assessment of general combustion and in specific the deposition behaviour and the ash characteristics from selected coal and biomass blends, using the Lab‐ Scale combustor simulator (LCS) reactor equipped with the horizontal deposition probe under standard air firing conditions, has been carried out. The fuels tested at lab scale were: 

• Russian  coal  and  wood  residues  in  blends  of  50%  biomass  and  pure  100%  biomass,  fired  at Rodenhuize PP 

• Greek Lignite with Cynara Cardunculus (also100% combustion of Cynara was fired) 

• Greek Lignite with RDF and SRF at 20% w/w blends.   Results Combustion of Rodenhuize wood either  in blends with coal or 100% did not pose ash  related combustion problems to the boiler, due to the very low alkali and chlorine content of the wood ash. The combustion of Lignite  with  Cynara  did  not  pose  any  combustion  problems  as  well,  except  from  the  very  high  ash concentrations  in  the  coal  that  render  advanced  particle  cleaning  absolutely  necessary.  High  Cynara percentages though may create large amounts of fine ash due to increased salt concentration in the ash.   Assessment of general combustion and in specific the deposition behaviour and the ash characteristics from selected  coal  and  biomass  blends  were  performed  at  a  0.5 MW  pilot‐scale  test  facility.    The  facility  is equipped with flue gas cleaning devices such as ESP and a DeNOx catalyst. The fuels tested at the pilot‐scale facility were: 

• Configurations  of  high  thermal  shares  of  Greek  Lignite  with  Cynara  Cardunculus  up  to  100% combustion of Cynara was fired. 

• 100% wood dust combustion.   Results For  Greek  Lignite  with  Cynara  Cardunculus  thermodynamic  equilibrium  calculations  showed  that  the temperature  range where melt  formation  is  completed  is also  shifted  towards higher  temperatures. That means that melt formation  is a more gradual process when cardoon  is dominant  in the blend which could facilitate boiler operation as deposit build up would occur  less abruptly and  there would be more  time  to plan  counter measures  as  soot‐blowing. Hence  herbaceous  biomass  similar  to  cardoon  could  be  used  to improve  the  quality  of  low  grade  fuels.  The  XRD‐analysis  of  the  deposit  samples  collected  showed  the slagging propensity  is  reduced  from  the parent  fuels propensity due  to  the  interaction of  the  fuels during combustion. Thus, a  low thermal share of cardoon  in the fuel blend has a beneficial effect on the slagging propensity of low quality fuels and facilitates better boiler operations.  For the pure wood dust test case, the formation of CaSO4 highlights the self‐desulphurisation propensities of the wood dust fuel. The most problematic deposit was at a level representative of the super‐heater area in a boiler,  as  they were observed  to  be  severely  sintered,  almost molten  ash  deposit on  the deposit probe.  Severely sintered deposits were also observed from result of the large scale campaign during the Max Green configuration at  the Rodenhuize power plant.   The most significant deposit build‐up was observed on  the deposit  probe  representing  the  convection  section  in  a  bioler.,  as  it  had  the  thickest  ash  layer  The composition of the ash is not homogeneous.  Therefore, the most significant risk with this fuel appears to be fouling within a boiler.      

Modeling activities 

 The  capability  of  3D  combustion  simulation  code  AIOLOS was  demonstrated  to  predict  the  combustion behaviour of co‐firing a lignite coal with a herbaceous biomass. It was found that the calculated temperature and major species concentrations match most of the experimental data. Furthermore, the results which are classified as the basic simulation were utilized as boundary conditions to predict the fouling tendency  in a post processing step.  

A method formulated by coupling different modelling tools was developed and applied to predict the impact of coal/RDF co‐firing on the ENEL power plant in Fusina. The main modelled outputs were the concentration of  alkali  chlorine  vapours  in  the  flue  gas  and  the  deposition  inside  the  combustion  chamber  and  the convective units. RDF is co‐fired with the pulverized coal, the former accounting for 5% of the thermal input. Three loads were studied: 

• high load (310 MWe); 

• intermediate load (250 MWe); 

• low load (160 MWe). 

As for the estimated alkali vapours concentration, the trend results similar for all of the three studied cases, starting from a similar value and decreasing with the residence time in the combustion chamber. The higher the temperature, the more pronounced is the rate of adsorption. Although qualitatively the variation of the deposition rate is similar for all units, the highest rate can be observed for the case of high resistance due to the fact that the surface temperature is lower and this favours the deposition. 

 Emission  formation and burnout behaviours of an energy crop Cynara Cardunculus  (cardoon) were  tested under pure combustion and co‐fired with a lignite fuel. The work showed that the small addition of cardoon, 10% thermal share, improved the combustion behaviour of the lignite fuel used, as this trial had the better burnout  for  all  the  trials  tested.  Thus, using  the  lignite  as  a main  fuel  and  a  small  co‐firing  share of  the cardoon will result  in a stable enhanced combustion and plant efficiency while having minimal problematic occurrences.  The  use  of  50%  thermal  share  cardoon  substitution  for  the  lignite  fuel  showed  a  different combustion behaviour than the 10% thermal share trial.  

Deposition behaviour and ash characteristics Test  were  performed  on  pilot‐scale  facility  for  the  evaluation  and  assessment  of  deposits  and  fly  ash characterization combusting pure biomass (wood dust), which was used at the Rodenhuize Power Plant and cardoon, which was used at Kardia Power Plant. The following activities were performed: 

• Characterization of deposits produced in pilot scale furnaces; 

• Correlation and assessment of deposits formed; 

• Characterization of ashes produced by standard and advanced pilot scale test conditions; 

•  Characterization  of  ashes  according  to  relevant  chemical,  physical  and  technological  properties specified by EN 450‐1, EN 197‐1, ASTM C618‐08, and  the LAGA Assessments - Guidelines from the German-Federal/State Working Group on Waste‐ produced by standard and advanced pilot scale test conditions; 

•  Characterization of deposits produced in pilot scale furnaces. 

Various test configurations were performed, leading to many test scenarios. 

Evaluation of corrosion potential by advanced co‐firing conditions 

Test on laboratory and pilot scale facilities were performed to evaluate the corrosion and erosion tendency of different materials (austenitic and nickel based) under synthetic atmosphere simulating the following real flue gas co‐firing conditions: 

• 5% RDF‐95% coal (thermal basis) at 550°C and 650°C 

• Cardoon‐ lignite co firing at different thermal shares, respectively 0, 10, 50 100% 

• 100% wood pellet combustion  

Results 

For the trials with Greek lignite and cardoon, according to ASTM C618 the first three FA samples (from firing scenarios lignite case, 10% biomass and 50% biomass) can be classified as Class C fly ash: 

• Pozzolanic properties; • Self‐cementing properties; • Does not require activator (cement industry). 

 It was shown  from  test configurations with Greek  lignite and cardoon chemical analyses comparisons  that the fly ash generated did not meet the requirements for lignite fly ash applications stipulated in ASTM C618‐08, there is no standard in the EU for fly ash generated from lignite or high calcium fuels.  On the other hand, observing the chemical oxide contents in the different ESP fractions for each case along with the particle size distribution  presented  a  picture  of  fly  ash  that  come  close  to  the  limits  of  the  standard.    This  is  also supported by the concept of a multi‐component utilization reported (Blissett & Rowson, 2012), giving rise to a dual utilization of  fly ashes.   That would make  them more marketable and  likely  increase profit  for  the power  plant  as  sales  would  generally  pay  for  the  beneficiation  process  with  some  profit  remaining.  However, that must be assessed on a case by case basis.  Further studies of the different size fractions from fly  ashes would  lead  to  a  database  of  results  that  could  ultimately  be  applied  for  consideration  in  new, different types of EU standard for fly ash utilization, increasing its market potential.  The fly ashes would not pose any risks to drinking water quality, as leaching values according to the LAGA were met.  Furthermore, it was stated that fly ash performance based evaluations are more valuable them chemical analyses, as some ashes will not meet  chemical  limits but  still perform  accordingly.  Thus,  consideration  should be  given  to incorporating  other  scientific  evaluations  into  standards,  such  as  XRD  or  CCSEM  analyses.    Co‐  firing  of cardoon with lignite coal is recommended (up to 50%). For the wood dust firing, the mixed fly ash sample was out of specification for ASTM C618‐08.   The out of specification for the leaching of chromium according to the LAGA legislation renders the fly ash unusable in backfilling of underground mines or any  soil application.   This was  the  same  findings  from  the  large‐scale measurement campaign.  Further work is needed to clarify this behavior and identify the mechanisms behind the cause.   SEM micrograph analyses with varying particle  structures and  sizes  showed  that a dual/multi‐component utilization approach to the  fly ash would  lead to higher market value after some beneficiation process (post processing) of the fly ash. 

   

   

 4.1.3.2 Design and Optimisation of co‐firing configuration at maximum biomass share (WP2) 

This work package highlighted major engineering activities to select a fruitful plant and boiler configuration and to optimise such a configuration for a successful  long‐term operation period which advanced co‐firing conditions. One major working activity addressed required issues for the plant modifications which focus on aspects of the biomass handling, milling and feeding system, flue gas cleaning devices but also on operation (start‐up,  shut‐down),  process  control  and  safety  issues.  Another  topic  was  focused  on  the  necessary modification  of  the  boiler  including  the  burner  system.  Short  term  component/combustion  test  were performed. 

The main WP2 topics were: 

• Short‐term combustion/components test; 

• Plant modification; 

• Boiler modification.  

Plant and Boiler Modification 

Rodhenuize Power Plant 

Engineering  studies  focused on  raising  the  thermal biomass  share of 25%  to 50% and 100%  for unit 4 of Rodenhuize Power Plant owned by GdF Suez. The  conversion of  the unit 4  to 100% biomass  firing was a stepwise process with a gradual increase of the biomass rate. 

Conversions:       1989 to coal firing,  

        2005 to 65MWe pellets co‐firing with coal (“Light Green”) 

        2008 to 135MWe pellets co‐firing with coal (“Advanced Green”) 

        2011 to 560MWth/195MWe pellets firing (coal abandoned) (“Max Green”) 

The modifications  concerned  the  ship unloading  and  transportation,  storage, milling,  fuel  feeding, boiler, burners and flue gas treatment systems. 

Fusina Power Plant 

A Study was carried out by 3D‐CFD code IPSE in order to evaluate separate RDF injection in Unit 4of Fusina Power Plant for co‐firing asset 5%th RDF‐95%th hard coal. The code, developed by ENEL, has been extensively used  for  the  analysis,  design  and  process  optimisation  of  combustion  systems  for  industrial  steam generators. The code was validated with experimental measurements. 

The  simulation  results  highlighted  that  for  5%th  RDF  co‐firing  no  significant  improvement  in  boiler performance has been highlighted by this study to justify the cost of the investment.  

Kardia Power Plant 

A CFD modelling was performed for the Kardia PP to identify the optimum size of the biomass particles for the co‐firing ratio (10% thermal share). In order to take into account the different properties of the biomass 

particles, one of the most important of which is the non‐sphericity, updated models for biomass combustion and equation of motion were implemented in the CFD model. The investigations were mostly focused on the effect of the biomass particle size on fuel burnout. Other operational and environmental parameters, such as NOx emissions, were also considered. 

Overall,  several  important  operational  parameters  are  unaffected  by  co‐firing  biomass  at  low  thermal loading:  the  furnace  exit  temperature  is only  slightly  increased,  so  there  is no  expectancy of  intensifying slagging/fouling phenomena  related  to  the  lignite  particles  in  comparison with  the  reference  scenario of operation The  total heat  transfer  to  the  furnace wall  is  likewise unaffected. CFD  analysis  suggests  that  a potential benefit of co‐firing conditions  is a decrease of NOx emissions up to 10%, due mostly to the  lower nitrogen content of the biomass fuel and the respective mechanism for fuel NOx formation. This trend is well attested by literature and pilot scale testing but not by short term testing in the examined large scale boiler. 

The main  impact of  co‐firing  concerns  the  char burnout  for  lignite and biomass. Unburnt  losses  from  the hopper are  increased for  lignite particles under co‐firing, while the burnout of particles exiting through the main outlet is largely unaffected. For biomass particles, the size is of outmost importance; particles with an equivalent  diameter  of  5 mm  do  not  fall  through  the  hopper  unless  they  enter  through  the  lower main burner,  but  exhibit  very  low  char  burnouts  despite  increased  residence  times.  Smaller  particles, with  an equivalent diameter of 1 mm, exhibit very high char burnouts for all burner levels, despite being at least one size  category  larger  than  lignite  particles.  The  increased  hopper  losses  during  co‐firing  of  large  biomass particle were verified by the experimental results of a co‐firing campaign at Kardia power plant. 

Particles  entering  the  furnace  through  the  lower  main  burner  differ  significantly  in  their  trajectories compared to all other burner levels. The recirculation zone of the flow field in the upper hopper region tends to increase the trajectories and residence time of several particles, which fall initially into the hopper region and then find their way in the upward current as they gradually loss weight. On the other hand, depending on  flow  field  intensity and particle density, a number of particles  leave  the  furnace  from  the hopper with relatively high unburnt content. 

Biomass  particles  that  have  undergone  significant  size  reduction  before  entering  the  furnace  pose  no significant problems  in boiler operation. Larger biomass particles, which are not subjected to separate size reduction or for which current size reduction techniques are ineffective, increase the unburnt hopper and fly ash  losses. Although the overall boiler combustion efficiency  is not greatly decreased due to the  low  fixed carbon content of the biomass particles, other issues may occur, such as sintering of unburnt fly ash particles at heat  exchange  surfaces or problems  in  the  fly  and bottom  ash disposal  routes due  to higher unburnt carbon content. The intensity of these problems will increase with higher co‐firing ratios.  

In conclusion, for the  investigated boiler there appear to be two potential co‐firing schemes, which should be further evaluated according to techno‐economic criteria. The first concept ensures adequate biomass size reduction, which can then be mixed with the lignite stream. Combustion is ensured regardless of the burner level of biomass entry. The  second concept does not  rely  so much on milling, although  some  size criteria must be  fulfilled before biomass particles are  injected  in  the boiler.  Instead, a  separate  feeding  system  is used to inject the biomass at an optimum position for maximum burnout. Based on the above findings, such an  injection point should be  located between the  lower and upper main burner. The retrofitting of one or more oil burner for biomass injection is such a possibility. 

 

Short‐term combustion/component test 

Rodenhuize Power Plant 

Biomass milling  tests were  performed  and  they  highlighted  that  pre‐milling  technology with  acceptable performances  is  not  available.  Particle  size  and  moisture  content  of  the  tested  agro‐biomass  allows screening and fine milling without pre‐milling. The use of hammer mills for wet biomass  is not efficient for high MC  (15 %  and more)  and  therefore  not  recommended.  Test  results  show  a  clogging  of  the  screen, sticking of particles on the mill wall and decrease of the throughput capacity. 

Kardia Power Plant 

Short term co‐firing trials with olive kernel and baled cardoons were performed (Figure 4). 

For the olive kernel trials the following parameters and aspects of operation were measured / monitored : 

• optical monitoring of the biomass feeding system;. 

• monitoring  of  operational  parameters,  such  as  load  and  steam  temperatures,  through  the  data acquisition system of the power plant; 

• monitoring of gas emissions at the stack. 

From a technical point of view, olive kernel is a promising candidate for co‐firing especially at the Kardia PP. Some technical modifications should also be implemented, e.g. construction of suitable storage area and fuel weighting for the exact determination of CO2 savings. An investment in a permanent milling and feeding system for biomass might be useful even in the actual situation. 

For the baled cardoon trials the following parameters and aspects of operation were measured / monitored: 

• the evaluation of the milling performance during co‐firing;  

• the overall performance of the feeding system was also investigated;  

• operational and environmental parameters although  low biomass quantity make  the extrapolation of results difficult. 

The main  result of  the  co‐milling  test with  cardoon was  that delivery  in a bale  form  is not a  suitable option with  the  existing  feeding  system.  Therefore,  for  the  implementation  of  co‐firing  for  the  Joint Measurement  Campaign,  it was  decided  to  use  cardoon  delivered  in  smaller  particle  sizes,  so  that  a homogenized fuel blend with lignite can be prepared in the coal yard. 

                                                                                                     

Figure 4 Loading of olive kernel in the conveyor belt  

Meliti I Power Plant 

Two potential configurations for the retrofitting of Meliti PP for co‐firing with a 10% biomass thermal share were investigated. Case A was based on handling biomass in the form of pellets, while Case B assumed that biomass would be delivered in bales or as chipped material.  

Due to the relatively low biomass thermal share, both systems appear to be capable of implementation with minimal  technical  impact.  CFD modelling  suggests  a  potential  for  reduction  of NOx  emissions  during  co‐firing. The after‐burner grid allows  for  lower unburned  losses  in  the bottom ash, which was an observed impact of co‐firing at Kardia PP. Both cases exhibit high profit potential for a wide variation of biomass prices and costs of CO2. Overall, the choice between Case A and Case B depends on the strategic priorities and the overall planning of the plant operator.  

Dorog Power Plant 

Short term test on the Dorog Power (Hungary) Unit were performed using agricultural by‐products including straw‐like materials with  special  focus on  feeding  systems, combustion  technology, boiler  slagging/fouling and operation (Figure 5).  

Pellets of barley  straw were  successfully  tried at Dorog Power Plant  in a heat  input  fraction of 50%. The pellets were transported to the Plant by a truck and handled very similarly to coal. The proper feeding rate was worked out by determining the heating value of the fuels and weighed amount of coal and biomass was separately fed conveyed  into the bunkers. Two separate fuel  lines were used for coal and for the pellet so they did not mix before the flame. One bunker fed two biomass mills and one bunker did one coal mill. The flame  of  fuels was  stable,  however  some  portion  of  the  pellet  fell  into  the  slag  removal  section  of  the furnace, but the external fuel recirculation (EFR) system recycled the un‐burnt particles into the mill. The EFR work without any problems. There were no problems of producing the nominal steam temperatures and the flue  gas  temperature  at  exit  of  boiler was  in  the  design  range,  150oC. With  regard  to  the  emission  of pollutants, only NOx concentration was higher than that with coal and some combustion optimization will be necessary.  

A mixture of wood‐chips, sunflower hull and wheat bran was co‐fired with coal in the heat input proportion of 50%. The trial was successful at boiler load of 85%. Feeding of biomass was not always continuous due to 

the non‐homogeneous mixture. Wood‐chips tended to form craters in the bunker and for avoiding plugging, mechanical agitation of the material was necessary. Slagging and fouling was not noticed even before and after the trials due to low furnace flue gas temperatures and careful selection of biomass having high initial deformation temperature of their ashes. By now the biomass co‐firing has become a common technique at this Plant. 

 

Figure 5 test on Dorog Power Unit  

Rokita Power Plant 

The Polish utility PCC Rokita SA performed  short  term  co‐firing  test  in a  combined heat and power plant (>100 MWth) with major  focus  on  limitations  and  requirements  to  upgrade  the  biomass milling,  feeding system  up  to  50  %  and  to  identify  major  limitations  and  risks  on  the  combustion  technology,  boiler slagging/fouling and operation. Beside wood, agriculture by‐products and SRF were used. Grinding of blend causes no bigger problems with  separation of biomass  in  fan mill. The dust emissions at co‐firing did not change significantly, especially dust emission was rather stable. NOx emission was noticeably lowered, with small  increases of SO2 emission. A decreasing of unburned material  in ash wasobserved. No problems with fouling and slagging were observed. 

  Figure 6 Type of biomass in the co-firing test (wood chips /rape waste / glycerine).    

4.1.3.3 Assessment of Biomass production, supply and quality control (WP3) 

 

The activities of this Work package were focused on the evaluation of the supply chains and related market structures of solid biofuels for a range of local biomass markets and finally demonstrate concrete examples for  the  co‐firing  applications  in  Italy  and  Greece.  An  investigation  of  large  scale  co‐firing  in  terms  of sustainable  fuel markets  (local,  national,  and  international) was  evaluated  for  several  EU  countries with different boundary conditions (national legislation and support schemes, power plant portfolio, etc). 

An  analyses  of  the  prevailing  market  structures  at  selected  regions  in  each  participating  country  and definition of the framework under which the supply chains operate in terms of competitive fuels, end‐users requirements and financial mechanisms was carried out. Inventory based on the available quantities and the type  of  solid  bio‐fuels  was  conducted  taking  into  account  the  seasonal  fluctuations  and  harvesting conditions.  The  collected  information  was  used  to  analyse  and  evaluate  biomass  supply  chains  in  the selected regions of the participating countries. 

A characterization of selected biofuel sources by standard and advanced physical and chemical methods was performed. 

The main WP3 topics were: 

• Analysis of biomass market, supply chain and logistics; 

• Characterisation of selected biofuel sources by standard and advanced physical and chemical methods; 

• Demonstration and assessment of fuel production and supply chain; 

• Socio‐economic assessment on the sustainability of solid bio‐fuels supply chain market.  

Analysis of biomass market, supply chain and logistics 

The analysis of policy framework shows that the high economic and ecological potential of biomass co‐firing is  not  fully  reflected  in  the  legislation  of  the  European  countries.  In  many  countries  co‐firing  is  only considered as an alternative way to produce renewable energy, in some excluded from the incentive system. In addition the national regulations change in short time intervals. Together with light variations in the legal definition  of  biomass  and  uncertainties  of  sustainability  criteria  these  changes  lead  to  insecurities  for investment  in  large  scale  biomass  co‐firing  and  considerable  effort  is  needed  for  project  planning  on  a European level. A common approach, at least for incentives and binding sustainability criteria, would lead to a higher security of investments and a higher propensity to invest. 

The analysis of the market potential done show clearly that there  is a high potential on the European and international market for solid biomass fuels without interfering with food supply. In addition a stimulation or development of local markets for biomass fuel will not only secure employment in the power sector but will secure and even create new jobs in the agricultural sector. 

As shown  in  the demonstration of  the supply chain especially,  the creation of  these  local markets  is a big challenge. It needs coordination and cooperation between the agricultural sector and the power producing facilities. This cannot be  initiated without security of  investment  for both  the  local  farmer and  the power producer. By comparison of the two supply chain demonstrations for Kardia and Meliti  it can be seen that 

only  the Cardoon  supply  chain  for Kardia power plant  could be established  to provide biomass  fuel  for a longer  test  campaign,  due  to  the  fact  that  the  cultivation  of  Cardoon was  financially  supported  by  local agricultural authorities. A supply chain based on maize residues for Kardia power plant was established and two companies operated as  intermediates between PPC and farmers, which facilitated business operations and the handling of contracts. The supply chain for straw at Meliti power plant could not be established on a large‐scale basis, due  to  the  absence of  a  local business  entity  that  could provide biomass  to  the power plant. A short‐term co‐firing trial with wood and straw pellets at Meliti power plant took place with material supplied from a Greek pellet producer. 

Characterisation of selected biofuel sources by standard and advanced physical and chemical methods  

The quality and composition of the fuel are essential for the operation of power plants. The fuel properties of the biomass/coal blend should fit  into the fuel property bandwidth the power plant was designed for to minimize necessary modifications to the existing  installations. With higher co‐firing shares the share of the co‐firing  fuel on  the properties of  the  fuel mix  increases.  In  either  case  this  leads  to  a  loss  in  electricity production and in some cases it may lead to critical corrosion effects. 

Due  to  the  above  mentioned  reasons,  binding  quality  standards  are  required  for  large  scale  biomass utilisation.  For  RDF  there  are  already  quality  standards  in  effect  from  different  industry  sectors  that  are either directly applicable or can be adapted for co‐firing. Regarding international traded biomass fuels IWPB 1has defined technical specifications for wood pellets; local biomass supply chains lack such uniform criteria and are usually adapted to each case. 

Demonstration and assessment of fuel production and supply chain  

Storing  of  large  amounts  of  biomass  is  a  challenge  in  either  case.  There  are  several  standards  under development  (VGB  2  3,  IEA,  Laborelec)  which  will  give  information  about  the  particularities  of  fire  and explosion prevention and  storage of biomass. Besides  the differences  in  fire and explosion  characteristics between coal and biomass, the main issue is the tendency of biomass to self‐heating and self‐ignition and in general the biological activity of the material.  

Regarding  the  analysis done,  it  can be  summarised  that  large  scale biomass  co‐firing has mostly positive impacts on all affected economic sectors (e.g.  job creation,  job retention  in agricultural and power sector). The main challenges occur in legislation and supply chain integration. The technical challenges regarding fuel quality and biomass storage are present but suitable counter measures and behaviours are existent. 

 

   

4.1.3.4 Assessment of boiler performance (WP4) 

Long term monitoring of boiler performance was carried out on the three demo‐plants in order to assess the boiler performance, corrosion rate, ash deposition, and burn‐out under the co‐firing operating condition at different biomass share.  

The main WP4 topics are: 

• Combustion performance; 

• Corrosion; 

• Fouling and slagging; 

• Assessment of boiler performance.  

Fusina Power Plant 

The RDF up to 5%th input has been fired successfully in Unit 3 and 4 of Fusina power plant since 2009, and is still  in operation.  In this period all the operational parameters were analysed and dedicated measurement campaigns were carried out  to evaluate milling, combustion and boiler performance, slagging and  fouling, corrosion. 

The long term monitoring highlighted: 

• An increase in energy consumption for co‐firing. The grate wear is an important phenomenon to be considered  and  that  the  maintenance  of  RDF  mills  is  a  key  aspect  in  order  to  assure  good performance of co‐firing process and avoid particle fall in the bottom hopper of the boiler. 

• Two short campaigns, in November 2009 and March 2011 were performed to evaluate combustion efficiency The performed analyses indicate no significant differences between the emission values in the only coal and in the RDF/coal co‐firing configurations with the same setting of the burner corner ports.  

• In March 2011 one  Joint measurement  campaign was performed  to evaluate  slagging and  fouling and short term corrosion. The main results are: 

o  No Cl‐corrosion of  all materials  and  at  all  sample  temperatures. All materials  showed no corrosion risk, but also seen was only a little protecting oxide scale due to the rather low O2 

content in the flue gas  o Regarding the slagging and fouling tendency the RDF/coal configuration  is characterized by 

TDRs  higher  than  in  the  pure  coal  configuration. Higher  values  of  potassium  and  sodium were  obtained  in  the  PC/RDF  co‐firing  configurations.  This  result  is  related  to  the  higher content of sodium, potassium, magnesium and calcium in the RDF than in the coal. 

• Four long‐term (up to 5700 hours of fire) corrosion monitoring campaigns were carried out exposing samples of different materials (16Mo3 and A105 for the membrane wall of the combustion chamber, AISI  347  and  AISI  Super  304H  for  the  convective  pass)  and  at  different  temperatures  (current operating conditions and Ultra Super Critical steam cycle simulation). The materials exposed  in the convective  pass  present  a  negligible  corrosion  attack.  Post‐exposure  metallographic  analyses confirmed  this  result.  Instead  for  the  combustion  chamber  zones with higher  corrosion  tendency have been identified e.g near the PC/RDF nozzles. 

   

Kardia Power Plant 

A  short  term  Joint  measurements  campaign  was  performed  in  order  to  evaluate  boiler  performance, slagging,  corrosion  risk,  emissions  and  assessment  of  ash  utilization.  Lignite  and  cardoon  in  the  ratio  of 90%/10% on thermal basis were fired.  

The campaign highlighted: 

• Even  though  cardoon  can be  considered  a  very  challenging  biomass  fuel,  its  co‐firing with Greek lignite at  thermal  shares of about 10% did not  reveal any  significant  impacts on boiler operation, while some positive trends, such as NOx reductions, were identified. The most visible impact of co‐firing is an increase in the unburnt losses of the bottom ash; however these do not translate into a significant  reduction  of  the  thermal  efficiency  of  the  unit,  and  it  is  expected  that  they  can  be controlled by a careful regulation of the combustion air. 

• For  a  10%  cardoon  thermal  share,  the  range  of  variation  in  lignite  quality  appears  to  be more important than the effect of biomass co‐firing. 

• The  co‐combustion  up  to  10%th  of  the  cardoon  showed  no  Cl‐corrosion  on  all materials  tested (10CrMo9‐10 as well as the T92) and at the chosen sample temperatures. 

 Rodenhuize Power Plant 

For Rodenhuize power plant, preliminary  tests up  to 25%  co‐firing  (Light Green project) were performed successfully with different types of biomass fuels. The observations during the preliminary tests were taken as  the base  for  the  further  test program. As  a  first  step Rodenhuize power plant was  retrofitted  to 50% biomass co‐firing (Advanced Green Project) and short term test were performed in this configuration. Finally the power plant was fully converted to 100% wood pellets operation (Max Green Project).  

Advanced Green (50% biomass) 

During  this phase  the existing coal burners and part of  the pulverized coal  transport system were  reused. The wood  combustion was  problematic  due  to  the  large  particle  size  of  the  biggest  particles,  the worse particle size distribution and the irregular shape of wood particles compared to pulverized coal particles. The transport was not so easy, the more because of bends in the pipes. 

In  October  2009  a  Joint  measurement  campaign  was  carried  out  to  evaluate  slagging,  corrosion  risk, emissions and assessment of ash utilization.  

During the corrosion test, the following materials were  investigated: 13CrMo4‐5, austenitic steels TP 310N and  Sanicro25.  The  13CrMo4‐5  formed  a  continuous  but  cracked  oxide  scale  of  about  50  μm.  Sulphur reached already – after 94 h ‐ the metal surface. At temperatures around 550°C, sulphur‐induced corrosion may not be risky, but the temperatures of >600°C of the two austenitic steels TP 310N and Sanicro25 may lead to a corrosion risk because of a missing protective oxide scale 

Max Green (100% biomass) 

Long term monitoring was carried out from September 2011.  In May 2012 a Joint measurement campaign was carried out to evaluate slagging, corrosion risk, emissions and assessment of ash utilization. 

The  energy  consumption  of  beater mills  for  grinding wood was higher  than  the  energy  consumption  for grinding  coal. After  a  few weeks of operation  the  efficiency of  grindability of  the beater mills decreased dramatically and the worn out material had to be replaced. 

For 100% wood combustion a new low NOx burner was installed with resulting better combustion efficiency, consequently  less unburned particles  and CO emissions.  Slagging was  increased  considerably,  resulting  in stops for manual cleaning. The origin of the slagging was probably a decreased pellet quality. 

During the corrosion tests sulphur was found in the deposits but not on the metal surface. A risk of sulphur‐corrosion cannot be foreseen. A chlorine‐induced corrosion will not be a problem. The particles show a loose structure, which means an advantage for cleaning the super heater bundles. 

4.1.3.5 Assessment of Air Pollution Control Devices impact (WP5) 

Long term monitoring and dedicated measurement campaigns were carried out on the demo plants in order to assess the impact of the co‐firing on the Air Pollution Control Device (APCD) performances. 

The main WP5 topics were: 

• ESP performance; 

• SCR‐catalyst performance; 

• Evaluation of gas emissions.  

For the assessment of gas emissions against the future legal requirements of the Industrial Emission Directive (IED = Directive 2010/75/EU4) the emission limit values are listed in the following tables for new power plants and for existing power plants. 

The  results  for  the  monitoring  is  that  for  biomass  co‐firing  and  100%  biomass  combustion  in  Large Combustion Plants (LCP) with original pulverized coal firing, it is necessary to have a flue gas cleaning system that meets the requirements for best available technology (BAT). That means a DeNOx, de‐dusting and de‐sulphurisation  step. With  this equipment  it  is possible  to meet  the emission  limits  for new power plants according to the Industrial Emission Directive. Depending on the fuel constituents in some cases on the de‐sulphurisation step can be omitted but it needs to be examined carefully whether the heavy metal emissions can be met. 

 

   

Table 1Emission limits of IED for new power plants with permit after 07.01.2013. Emission limits are given as monthly average values and for co‐firing as daily average in mg/Nm³ @ 6% O2. 

mg/Nm³ @ 6% O2  IED emission limits for new plants 

Compound Thermal  input (MW) 

1)Coal, 2)Lignite 

Biomass Coal‐Waste co‐firing 

Biomass‐Waste co‐firing 

SO2  50 ‐ <100  400  200  400  200 

  100 ‐ 300  200  200  200/2503)  200 

  >300  150/2003)  150/2003)  150/2003)  150 

NOx  50 ‐ <100  3001)/4002)  250  300  250 

  100 ‐ 300  200  200  200  200 

  >300  150/2002)  150  150/2002)  150 

Dust  <50      50  50 

  50 ‐ <100  20  20  20  20 

  100 ‐ 300  20  20  20  20 

  >300  10  20  10  20 

CO        505)  505) 

Cd, Tl        0.056)  0.056) 

Hg        0.056)  0.056) 

Sb+As+Pb+ Cr+Co+Cu+  Mn+Ni+V 

      0.56)  0.56) 

Dioxins+Furans        0.17)  0.17) 

3) Fluidized bed firing 5) Value for waste incineration daily average 6) average values over the sampling period of a minimum of 30 minutes and a maximum of 8 hours 7) ng/Nm³, average value measured over the sampling period of a minimum of 6 hours and a maximum of 8 hours 

 

   

Table 2Emission limits of IED for existing power plants and power plants with permit before   27.11.2002. Emission limits are given as monthly average values and for co‐firing as daily average in mg/Nm³ @ 6% O2. 

mg/Nm³ @ 6% O2  IED emission limits for existing plants 

Compound Thermal input (MW) 

1)Coal, 2)Lignite 

Biomass Coal‐Waste co‐firing 

Biomass‐Waste co‐firing 

SO2  50 ‐ <100  400  200  400  200 

  100 ‐ 300  250  200  200  200 

  >300  200  200  200  200 

NOx  50 ‐ <100  3001)/4502)  300  3001)/4002)  300 

  100 ‐ 300  200  250  200  250 

  >300  200  200  200  200 

Dust  <50        50 

  50 ‐ <100  30  30  30  30 

  100 ‐ 300  25  20  25  20 

  >300  20  20  20  20 

CO        505)  505) 

Cd, Tl        0.056)  0.056) 

Hg        0.056)  0.056) 

Sb+As+Pb+ Cr+Co+Cu+  Mn+Ni+V 

      0.56)  0.56) 

Dioxins+ Furans 

      0.17)  0.17) 

3) Fluidized bed firing 5) Value for waste incineration daily average 6) average values over the sampling period of a minimum of 30 minutes and a maximum of 8 hours 7) ng TE/Nm³, average value measured over the sampling period of a minimum of 6 hours and a maximum of 8 hours 

 

Fusina Power Plant 

The Fusina power plant  is equipped with a Low NOx Concentric Firing System  (LNCFS) designed by Alstom Combustion Engineering  (formerly ABB). The  flue gas cleaning  system  is  separated after  the boiler  in  two lines with  identical equipment: a Selective Catalytic Reactor  (SCR)  in high‐dust configuration  for  final NOx reduction, an electrostatic precipitator  (ESP) and a Flue Gas Desulphurization  (FGD) system. Both  lines are reunited before the stack. 

The tests in Fusina were done with pulverized coal and RDF (5% by thermal / 8% by weight).  

There was no strong influence on every compound which was measured and that the limit values of the IED could  be  met.  The  dust  efficiency  in  dust  removal  of  ESP/FGD  was  comparable  with  best  available techniques. The combination of pre‐ and main  scrubber  supports  the high  removal efficiency  for HCl. For mercury  the  removal efficiency was estimated at 90%  so  there  is no problem  to meet  the emission  limit value of the IED for co‐firing with waste. 

Kardia Power Plant 

The  flue  gas  cleaning  system  exists  only  of  an  electrostatic  precipitator;  it  does  not  feature  primary  or secondary NOx  reduction measures, while  flue gas desulphurization  is achieved naturally due  to  the high calcium oxide content of the lignite ash. 

The tests in Kardia were done with Lignite and Cardoon (10 % by thermal / 3 % by weight input).  

With co‐firing of Cardoon, a boiler temperature increase can be observed. This probably influenced the NOx concentration  (thermal NOx)  in  the boiler which  increased although  the N‐content  in  the mixture do not show significant higher values. This could be attributed to the higher volatile amount of the Cardoon. Overall though,  a  slight  reduction  of  NOx  emissions  at  the  stack  was  observed  for  co‐firing  compared  with combustion using the same lignite quality. 

Gaseous emissions at  the  stack were  recorded  for  the duration of  the  campaign by  the plant  continuous measurement system. Emissions were found to vary widely depending on  lignite quality and properties, as well  as  the unit  load.  SO2  emissions were  varying  strongly during  lignite  firing whereas  co‐firing  showed more stable conditions. Kardia power plant operators have noticed a trend of decreasing SO2 emissions with increasing dust concentration. Hence, higher SO2 emissions can be attributed to variations in the ash quality and ESP performance, not on the impact of cardoon. Higher dust emissions for the lignite case compared to co‐firing with the same  lignite quality were found; a change of  lignite quality during the final day of testing resulted  in much  lower dust emissions, but with a corresponding  large  increase of SOx emissions. It should be noted that, apart from SO2 emissions which can be kept low by calcium auto‐capture, the NOx and dust emission values are generally beyond the limits of Directive 2010/75/EU (IED) 4 

Rodhenuize Power Plant 

For the Advanced Green, the Unit was equipped only of ESP, for the Max Green test an upgrading of the flue treatment system was done with the  installation of Low NOx burners and Selective Catalytic Reactor (SCR) for NOx reduction. 

   

Advanced Green 

Generally the NOx emission for the 50% biomass case was higher than 100% biomass case. This could be the effect of the lower N‐content of the biomass. The same effect could be detected for the SO2 concentrations. For the CO‐emissions it could be shown that there were peaks of CO‐concentration during co‐firing whereas with only biomass  the CO‐concentration  is more equal and  slightly higher. The peaks could be a  result of soot blowing. The dust emissions are a little lower for the pure biomass than for the co‐firing case. This can be attributed to the lower ash content in the biomass fuel 

Max Green 

The dust emissions were very low, due to the very good pellet quality, with an ash content <1% on dry and the high removal efficiency of ESP. 

The  SO2  emissions were  very  low,  due  to  the  extreme  low  S  content  on  the  biomass  used. Moreover  if amounts of SO3 would be generated, it will be captured by the CaO abundant present in wood ash. 

NOx emissions remained under the ELV, mainly due the low N‐content in the good quality wood pellets, new burners adapted  for wood. With a  fresh catalyst,  the emissions are  low. But  they may  increase over  time because of fast catalyst deactivation due to free alkali species in wood.  

   

4.1.3.6 Assessment of ash characteristic and usability (WP6) 

Based on the trial combustion in the different power plants, the impact of the different co‐firing materials on the  Coal  Combustion  Products  CCP  properties was  investigated  and  evaluated.  Regarding  restrictions  in further utilisation limitations and qualification of materials according to standard and new utilization routes, detailed characterisation tests were performed. The main WP6 topics were: 

• Periodical  monitoring  and  characterisation  of  by‐products  such  as  bottom  and  fly  ash  during demonstration phase; 

• Enhanced monitoring  and  characterisation  of  by  products  during  a  joint measurement  campaign performance; 

• Evaluation and assessment of by‐products by co‐utilising biomass/SRF.  For the use  in or as construction materials, both the European and national standard requirements for the placing on  the market of coal ashand were considered. The  standards  for aggregates,  for cement and  for concrete consist of definitions, technical requirements and the measures for the internal production control as well as a third party control. 

Use in cement (clinker raw material and blended cement) 

There are no standards or regulations for the use of coal ash as a raw material for cement clinker production. Ashes  are used  as  consisting mainly  in  silicon‐,  aluminium‐  and  iron oxide, but  also  to  correct  the  alkali‐content of cement raw meal. For this, the raw material situation of a cement plant,  i.e. the composition of the  limestone and marl resources and the plant technology cause specific requirements on fly ash quality. The definitions and for siliceous and calcareous fly ash for the use as a constituent of blended cements are given in EN 197‐15. 

Use in concrete 

The standard EN 450 “Fly ash for concrete” was first published in 1994 6 and the revised standards EN 450‐1 “Fly ash  for concrete – Part 1: Definition, specifications and conformity criteria” and EN 450‐2 “Fly ash  for concrete  –  Part  2:  Conformity  evaluation”  entered  force  on  January  1,  20077  8.  EN 450‐1  deals  with definitions,  specifications  and  conformity  criteria  for  siliceous  fly  ash,  which  is  produced  by  burning  of pulverized coal, with or without co‐firing materials, and collected in a dry state, or which is processed by e.g. classification, selection, sieving, drying, blending, grinding or carbon reduction or by a combination of these processes. 

Use in Road construction 

For  the  use  of  coal  ashes  in  road  construction,  bound  and  unbound  applications must  be  considered. Unbound  applications  cover  the  use  e.g.  in  base  layers  as  filling material,  in  dam  construction  or  soil beneficiation.  Bound  applications  cover  the  use  in  hydraulic  road  binders  and  in  concrete  for  road construction.  For  these  applications  European,  national  and/or  country  specific  regulations  of  road construction authorities have to be fulfilled.  

Furthermore,  the  European  standards  for  soil  beneficiation  with  fly  ash  (EN  14227‐139),  fly  ash  bound mixtures  (EN 14227 – 3  10) and  for  fly ash  for hydraulically bound mixtures  (prEN14227 – 411) have  to be considered.  The  two  last  European  standards  refer  to  siliceous  or  calcareous  fly  ash  according  to  the 

definitions given  in EN 197‐1. In contrary to the requirements  in EN 197‐1 the reactivity criteria have to be declared.  

For  the use  in hydraulic  road binders  the  requirements of  the European standard prEN 13282  12 must   be considered. The revision of  that standard resulted  in  the preparation of  three parts. Part 1  is dealing with rapid hardening hydraulic road binders13. These are cement based binders which follow the requirements as already known  from prEN13282. Part 2  14  is dealing with normal hardening hydraulic  road binders. These binders have  lower cements content, the compressive strength has to be tested after 56 days (part 1 at 28 days). A slaking procedure was  implemented to guarantee that also  lime rich mixtures can be evaluated  in the laboratory. Part 3 of the standard deals with the conformity evaluation.  

Use as Aggregates 

On June 1, 2004 new harmonized European Standards for for aggregates for concrete (EN 1262015) and for lightweight  aggregates  for  concrete, mortar  and  grout  (EN  13055‐116) were  introduced.  These  standards contain requirements regarding the characteristics of aggregates and the conformity criteria. In contrast to the  other  standards  primarily  the  physical  parameter  are  defined.  In  addition  restrictions  on  LOI  and environmental  parameters  regarding  leaching  potential  have  to  be  considered.  Furthermore,  in  some member states national regulations exist for ashes from co‐firing. 

Results for demo plants 

The co‐firing tests performed in laboratories and in power plants demonstrated the variability of biomass as a fuel type. When  looking at specific types of biomass the  impact on ash characteristics  is foreseeable and restrictions in use will be observed. For the three power plants the increase of co‐firing had to be evaluated differently due to the used coals and co‐firing materials.  

Rodenhuize – Advanced Green  

In  the  Rodenhuize  power  plant  the  amount  of  co‐firing  of wood  pellets was  increased  from  25  to  50% (advanced green) and  later 100% wood pellets was  fuelled  (max green). With wood pellet a more specific type of biomass is co‐fired which still shows a wider range of chemical parameters in the investigated wood pellets and wood chips qualities. The variations may be based on pellets with and without bark. Due to the low ash  content  the variations do not have  that direct  impact on  the ash quality as  the amount of main constituents in the ash from co‐firing is mostly in the same range as the ones for hard coals. At present, the standard for fly ash for concrete EN 450‐1 [29] restricts the amount of co‐firing to 20% by mass. However, due to the experience with co‐firing over the  last years the amount will be  increased to 40% by mass and 50% by mass in case of green wood. The results of the project for wood pellets co‐firing completely meet the conclusions which led to the revision of the clause on co‐firing in the standard. 

Rodenhuize ‐ Max Green‐ 

With 100% of wood pellet  combustion  also  ashes  are produced, but  these  ashes differ  significantly  from those originating from coal combustion and from co‐firing. The ashes show comparatively higher amounts of calcium‐ and magnesiumoxide, of alkalis, phosphate and sulphur. Respectively the amount of silicon dioxide, aluminium‐  and  ironoxide  is  lower. Due  to  the  risk  of  damaging  reactions  in  construction  products  limit values  for alkalis, chlorine, sulfate,  free  lime and magnesiumoxide have  to be considered. The ashes  from 100% wood pellets combustion show higher amounts for these parameter which do not allow a use  in e.g. 

concrete  according  to  existing  standards.  In  addition,  the  use  as  raw material  for  cement  production  is possible. The ash may be used as a  lime or an alkali agent. Furthermore  the use  in or as  fertiliser can be considered. This is already an option in different member states.  

Fusina ‐ co‐firing of RDF ‐ 

The results of samples with 5% RDF co‐firing showed a slight  increase of the concentrations of same trace elements  as well as alkalis and chlorides. The main conclusion of the fly ash characterisation is that RDF co‐firing up to 5% thermal  input has slightly  increased the trace elements contents but not affected the main oxide  composition  normal  utilization  of  the  fly  ashes  in  the  concrete  industry  in  accordance  with  EN 450:2006.  

Kardia ‐ co‐firing of cardoon ‐ 

In the Kardia power plant the co‐firing of up to 10% (thermal) of cardoon was tested. The main fuel in Kardia power plant  is  lignite  from nearby  lignite mines. Due  to  the combustion of  the different  types of  lignite a comparatively wider range for chemical parameters have to be considered. The co‐firing of cardoon with an ash content of 9.5 to 14.5% by mass and main constituents partly in the same range as for lignite ash shows a positive effect regarding a smaller band width for some parameters. As ashes from lignite are not covered in the standard for fly ash for concrete and as the variation in the ash from lignite investigated in the project is varying widely for a use as construction material, as e.g. filling material, the physical properties have to be considered more intensively as well as the trace element concentration especially for leaching limit values. If the  co‐firing  is  combined with  lignite  from  a  specific  seem  also  ash  qualities  for  the  use  in  cement  and concrete may be produced. 

   

4.1.3.7 Exploitation of all project results (WP7) 

Major  focus was  placed  on  the  implementation  of  an  exploitation  strategy  to  ensure  that  valuable  and measurable  results could be evaluated by  the project partners  to enhance advanced co‐firing activities.  In addition, with respect to dissemination, the project results were summarised  in a guidebook, which, along with workshops,  conferences,  papers,  etc.,  served  to  communicate  the  project  output  as well  as  a  clear summary of the prospective future needs. 

The  following  technical analyses were done  in order  to assess  the different power plant  technologies,  the techno‐economic barriers,  the  effect on plant  availability,  the  cost of production,  and  the  environmental impact: 

• Optimisation of co‐firing at maximum biomass share (WP2); 

• Assessment of Biomass production, supply and quality control (WP3); 

• Assessment of boiler performance (WP4); 

• Assessment of APCD impact (WP5);  

• Assessment of ash characteristic and usability (WP6).  

Feasibility studies were performed for Eastern European, Hungarian and Polish power plants. 

A  guidebook  was  written  summarizing  the  results  and  experiences  of  the  project.  These  results  and experiences were centred around four major topics and resources: 

• Detailed  assessment  results  of  3  different  demonstration  activities where  each  is  representing  a relevant technical and social‐economic approach on a European level; 

• R&D results of advanced co‐firing applications of highly efficient power plants; 

• Feasibility  studies of upgrading new  and ongoing  co‐firing  activities  to high  shares  in  Poland  and Hungary; 

• Long‐term  know‐how and experiences of project partners  (utilities, manufacturer,  SME`s,research centres and universities. 

   

4.1.3.8 Dissemination (WP8) 

General dissemination activities can be grouped as follows: 

• Web based publications and communications; 

• Workshop and conference: 

• Publications.  Web based publications and communications  The project website for the DEBCO project  is operational and accessible  in two  layers: one for the general public and one for project partners. The web site link is: http://www.debco.eu/ . The public website provides general information on the project, a partners list and an events calendar, and contains a library of reports and abstracts  from conference papers and other publications.. The partner restricted website  is accessible after login and serves as a communication platform and for the exchange of documents and/or data (Figure 7).    It  is also a project  repository where all  restricted project documents  (technical and  financial  reports, deliverables  and  internal  documentation)  were  uploaded  and  made  available  for  downloading  and modification.  The website will continue to be available to the public after the end of the project and will be reachable for an indefinite time period as a link from the IFRF website.   Workshop and conference  Four public workshops and one final conference were organised during the life of the project.  Two local workshops were organised, one in Rome, Italy and one in Florina, Greece, both focused on supply chain issues and potential markets.  Two topic orientated technical Workshops, TOTeM 35 in Italy and TOTeM 37 Poland were organised. TOTeM 37 was jointly organised with the project RECOMBIO. A final international Conference in Brussels was organised by VGB for the presentation of project results. The conference  was  attended  primarily  by  power  plant  operators  and  by  experts  from  utilities  and  other companies  intending to develop technologies using renewable energy sources (particularly for biomass co‐firing.)  Publications The practical experience and the technical know‐how developed by activities within DEBCO are documented in: 75 private documents (55 deliverables, 5 technical reports, 15 meeting reports); 36 publications (6 deliverables, 5 technical periodic reports, 1 final summary report, 19 conference papers, 1 article in a scientific journal, 2 articles in international media journals); A guidebook summarizing the results and experiences – published on the DEBCO Web site as well as on the VGB and IFRF web sites. 17 Promotional Articles were published  in Monday Night Mail,  the  fortnightly electronic newsletter of  the IFRF. In June 2013, an issue of VGB PowerTech Journal wiII focus on biomass and biomass co‐firing  During 2013 several papers will be submitted to international and national conference and workshop.  

(Refer to Table A1 for a detailed list of dissemination activities.) Figure 7 and Figure 8show  the DEBCO home page and  the project  logo which was created and  integrated into the color scheme of the website and the project templates.  

 

Figure 7 ‐ DEBCO web site    

 

Figure 8 ‐ DEBCO Logo  

   

Table 3 Beneficiary List  

Beneficiary number 

Beneficiary name  Country  Contact person 

1 (Coordinator)  Enel Ingegneria e Ricerca 

Italy  Silvia Gasperetti [email protected] 

2  Electrabel  Belgium  Lode Smeets [email protected] 

3  PPC  Greece  Charalampos Papapavlou [email protected] 

4   Tractabel  Belgium  Jean‐Paul Mossoux jean‐[email protected] 

5  Matuz  Hungary   Laszlo Barta [email protected] 

6  IFK University os Stuttgart 

Germany   Aaron Fuller [email protected]‐stuttgart.de 

7  Laborelec   Belgium  Yves Ryckmans [email protected] 

8  RSE  Italy  Vincenzo Fantini [email protected] 

9  ECN  Netherland Michiel Carbo [email protected] 

10  ISFTA‐CERTH  Greece  Panagiotis Grammelis [email protected] 

11  Agriconsulting  Italy  Fabrizio Rossi [email protected] 

12  VGB PowerTech  Germany   Ulrick Langnickel [email protected] 

13  IFRF  Italy  Tracey Biller [email protected] 

14  Doosan Babcock   UK  Bill Livingston [email protected] 

15  Alstom Boiler Deutschland GmbH 

Germany   Markus Michael [email protected] 

16  Wroclaw University of Technology  

Poland  Halina Kruczek [email protected] 

17  PCC Rokita  Poland  Julian Krawczynski [email protected] 

 

   

4.1.4 The potential impact and the main dissemination activities and exploitation of results 

 Potential Impact 

The aim of  the European Commission  is  to  increase  the  share of  renewable energy  in  the overall energy consumption  in Europe  to 20% by 2020. This was  set as a binding  target by  the European Commission  in spring  2007.  At  the  end  of  2010,  renewable  energy  sources  accounted  for  12.5  %  of  overall  energy consumption.  In  order  to meet  the  targets,  the  share  of  electricity  generation  from  renewable  energy sources must increase from 19.8 % in 2010 to around 34 % in 2020. 

It was considered  that wind energy and biomass  in particular should make significant contributions  to  the achievement  of  the  targets.  The  EC  Biomass  Action  Plan,  which  was  published  at  the  end  of  2005, encourages  the  EU  member  States  to  harness  the  potential  of  all  cost‐effective  forms  of  electricity generation from biomass. The co‐firing of biomass is one of the more promising technologies. 

The co‐firing of biomass in coal boilers is an important technology for CO2‐neutral electricity generation and, as  is  illustrated  in  the  bar  chart  below,  in many  countries  biomass  co‐firing,  particularly  as  a  retrofit  to existing power plants, is one of the most economic ways to reduce CO2 emissions. The co‐firing of biomass is practiced  in numerous plants, especially  in Denmark, Belgium,  The Netherlands, Poland,  Italy  and United Kingdom. 

 

Figure 9: CO2 €/tonne % for different technologies.  

Different  government  subsidy  schemes  as  well  as  other  financial  instruments  provide  various  national incentives for biomass co‐firing within the European Union. 

Typical  co‐firing plants  in  the power plant  sector  are  in  the  electrical output  range of 50‐700 MWel.  The majority of  the plants are equipped with pulverized coal  firing systems, although, biomass co‐firing  is also implemented in fluidized bed systems (bubbling and circulated) and in other boiler designs. 

The key advantages of biomass co‐firing include: 

• the utilization of  existing  capital  equipment, with modest  costs  and  fairly  short project  times  for plant conversion; 

• the biomass fuel flexibility, particularly at low co‐firing ratios; • the relatively high overall power generation efficiencies from biomass.  

Biomass or Refuse Derived Fuel (RDF) co‐firing in large thermoelectric power stations can lead to significant reductions  in CO2 emissions  in comparison with  independent fossil fuel and biomass or RDF power plants. CO2 emissions are even potentially negative  if combined with carbon dioxide capture and storage. The  law requirements  in  terms  of  pollutant  emissions  are  achievable with  the  installed  existing  flue  gas  cleaning devices. Moreover,  the  power  and  heat  flexibility makes  co‐firing  attractive  in  future  energy  generation scenarios involving further development of the much less reliable and flexible wind and solar energy. 

The combustion of pulverised fuel  in the existing boiler furnace of a coal power plant  is the most effective technology  in terms of CAPEX and OPEX for the combustion of biomass  in dry pelletised  form.  In terms of CAPEX,  this  technology  allows  the  reuse  of  the  pressure  parts  in  the  furnace  and  boiler,  except  for  the modification  of  the  burners  and  OFA  ports.  In  terms  of  OPEX,  it  allows  high  combustion  efficiency  in comparison with the fluidised bed technology, which operates at lower furnace temperature. This results in a measured boiler efficiency in excess of 90%.  

The DEBCO Project involved an extensive programme of research, component testing and demonstration to further develop the co‐firing of biomass materials with coal as a means for using renewable fuels in the near term. DEBCO (DEmonstration of large scale Biomass CO‐firing and supply chain integration) is a collaborative project  included  in  the  framework  program  FP7  involving  seventeen  Partners  from  eight  different  EU Countries. 

The  successful  outcomes  to  the  DEBCO  project  provide  the  electricity  supply  industry  in  Europe  and elsewhere with  very  valuable  and well  documented  plant  experience  of  a  number  of  the  key  technical options available  for  increasing the share of biomass co‐firing  in  large coal‐fired power plants, and  for the diversification of the range of biomass feedstock types that can be co‐fired. The experience achieved is relevant for future co‐firing projects involving both the retrofit of existing plants and  for  new  advanced  power  coal‐fired  power  plants.  This  assists  the  ongoing  efforts  in most  European countries to increase the portion of electricity supplied from renewable sources. The Guidebook  is  the  result of  the  techno‐economic analysis and outlines  the efficient use of biomass  in fossil fired power plants.   Main dissemination activities and exploitation of results  The  DEBCO  consortium  adopted  the  policy  to  exploit  and  disseminate  the  results  as widely  as  possible respecting the commercial right and interest of the partners. Two  specific WPs were  dedicated  to  the  exploitation  and  dissemination  of  the  project  results  and  they represent  plan  for  the  use  of  the  foreground.  Both  industrial  and  academic  partners  were  involved. Dissemination  and  exploitation  of  project  results were  carried  out mainly  by  two  partners,  International Flame  Research  Foundation  (IFRF),  and  the  VGB  PowerTech  e.V.,  both  highly  reputed  internationally. Members  of  VGB  are  electricity  and  heat  generating  utilities  while  IFRF‐Members  are mainly  industrial organisations  representing  the  energy  intensive  process  industry  (metals,  cement/lime,  coal  etc.), manufacturers and utilities.  

Exploitation of project results  WP7 was dedicated to the technical exploitation of the results by means of feasibility studies of applications in  Eastern  European  countries  and  the  organisation  of  committee  meetings  where  the  main  technical achievements were discussed.   Feasibility  studies  of  biomass  co‐firing  application  (both  develop  of  local  supply  chain  and  technical solutions) were  performed  in  Eastern  European  countries  (Hungary  and  Poland) where  biomass  use  for power generation is poorly exploited.  The Guidebook  is  the  result of  the  techno‐economic analysis and outlines  the efficient use of biomass  in fossil fired power plants. This includes the evaluation of the different power plant technologies, the techno‐economic aspect, fuel availability, environmental impact.   Training  activities were provided by  the Research  institutions  and  the University,  and  also post‐graduate stages can be organized by the industrial partners. At IFK, one student’s work has been completed.  Ongoing are another  student’s work,  two masters    theses   and  two PhDs. The  student and masters  theses will be completed in mid 2013.    Dissemination of project results The  project  results were  transferred  to  an  extended  audience  in  Europe  as  described  in  Section  4.1.3.8 above. Activities and outputs were continuously disseminated on the webpage (www.debco.eu) .  The website will continue to be available to the public after the end of the project and will be reachable for an indefinite time period as a link from the IFRF website. Google  statistics  reveal  a  steady  level  of  activity  on  the DEBCO website with  a  constant  increase  in  the number of page views per month and also  in  the average amount of  time  spent on  the  site by visitors.    Interestingly,  the  trend  also  shows  a  steady  increase  in  the  number  of  visits  resulting  from  searches  or referrals.  In  the  30  day  period  to  19  February  2013,  just  over  60%  of  visits  came  from  these  sources compared with  38%  from direct  traffic.  Total  visits  tripled  in  the most  recent period  compared with  the previous month, with the major portion of the traffic headed to the proceedings from the final conference. As mentioned elsewhere in this report, the intention of the IFRF is to maintain the DEBCO website as a link from their own home page when the site closes in June 2013. 

Partners participated in numerous public events such as professional fairs and workshops oriented towards industrial companies.  Talks were given at 19 international conferences and workshops, and one scientific paper was published in a scientific journal.   Articles appeared in publications such as the International periodical European Energy Innovation Magazine, the Parliament Magazine issue on EU Sustainable Energy Week, and the international VGB journal as well as IFRF’s fortnightly newsletter “Monday Night Mail”.  The final conference of the DEBCO research project took place in Brussels at the 10th and 11th of December 2012.  VGB  organized  this  1  ½  day’s  conference  with  support  of  GDF  Suez/TRACTEBEL.  More  than  85 

participants  from  14  countries were  present.  The  results  of  the  research  project were  imparted  to  the audience in 18 presentations covering the whole field of biomass utilization in large scale power plants, from incentive systems and supply chains, design and optimization of co‐firing configurations to combustion and boiler performance as well as flue gas cleaning and ash utilization.  A guidebook summarizing the results and experiences  is to be published on the DEBCO Web site as well as on the VGB and IFRF web sites. An  issue of VGB PowerTech Journal with focus on biomass and biomass co‐firing  is planned to be  issued  in June 2013.                                                               1 “Initiative Wood Pellet Buyers (IWPB),” [Online]. Available: http://www.laborelec.be/ENG/initiative‐wood‐pellet‐buyers‐iwpb/. [Accessed 14 01 2013]. 2 VGB Powertech e.V., VGB‐R 108: Fire Protection in Power Plants, Essen, 2009. 3 VGB Powertech e.V., “Fire and Explosion Protection in Biomass fired Power Plants,” Essen, expected in 2012 . 4 “Industrial Emission Directive (IED): Directive 2010/75/EU of the European Parliament and of the Council of 24 November 2010 on industrial emissions (integrated pollution prevention and control)”. 5 “EN 197‐1: Cement – Part 1: Composition, specifications and conformity criteria for common cements,” 2011. 6 “EN 450: Fly ash for concrete: Definitions, requirements and quality control,” 1994. 7 “EN 450‐1: Fly ash for concrete – Part 1: Definitions, specifications and conformity criteria,” 2005 + A1 2007. 8 “EN 450‐2: Fly ash for concrete – Part 2: Conformity evaluation,” 2005. 9 “DIN EN 14227‐13: Hydraulically bound mixtures ‐ Specifications ‐ Part 13: Soil treated by hydraulic road binder,” 08/2006. 10 “DIN EN 14227‐3: Hydraulically bound mixtures ‐ Specifications: Fly ash bound mixtures,” 10 / 2004. 11 “DIN EN 14227‐4: Hydraulically bound mixtures ‐ Specifications: Fly ash for hydraulically bound mixtures,” 10 / 2004. 12 “prEN 13282: Hydraulic road binders – Composition, specifications and conformity criteria,” 2000.” 13 “prEN 13282‐1: Hydraulic road binders ‐ Part 1: Rapid hardening hydraulic road binders ‐ Composition, specifications and conformity criteria,” 2009‐04. 14 “prEN 13282‐2: Hydraulic road binders ‐ Part 2 : Normal hardening hydraulic road binders ‐ Composition, specifications and conformity criteria,” 2009‐04. 15 “EN 12620: Aggregates for concrete,” 07 / 2008. 16 “EN 13055‐1: Lightweight aggregates for concrete, mortar and grout,” 02 / 2008. 

 

4.2 Use and dissemination of foreground 

Section A (public) 

TEMPLATE A1: LIST OF SCIENTIFIC (PEER REVIEWED) PUBLICATIONS, STARTING WITH THE MOST IMPORTANT ONES 

NO.  Title  Main author 

Title of the periodical or the series 

Number, date or frequency 

Publisher Place of 

publication Year of 

publication Relevant pages 

Permanent identifiers2  (if available) 

Is/Will open access3 

provided to this 

publication? 

 1 

 Comparative study of 

combustion properties of five energy crops and 

Greek lignite 

 Emmanouil Karampinis 

 Energy and 

Fuels  Volume 26, Issue 2 

American Chemical Society 

  2012  869–878 doi: 

10.1021/ef2014088 

 No 

 2 

Numerical investigation Greek lignite/cardoon co‐firing in a tangentially 

fired furnace 

 Emmanouil Karampinis 

Applied Energy 

Volume 97  Elsevier    2012  514‐525 doi:10.1016/j.apenergy.2011.12.032 

No 

    

                                                            2 A permanent identifier should be a persistent link to the published version full text if open access or abstract if article is pay per view) or to the final manuscript accepted for publication (link to article in repository). 3 Open Access is defined as free of charge access for anyone via Internet. Please answer "yes" if the open access to the publication is already established and also if the embargo period for open access is not yet over but you intend to establish open access afterwards.

 

TEMPLATE A2: LIST OF DISSEMINATION ACTIVITIES 

NO.  Type of activities4 Main leader 

Title  Date/Period  Place Type of 

audience5 Size of 

audience Countries addressed 

   Conference Papers/posters 

             

 1 

17th European Biomass Conference – Paper 

 ENEL 

 RDF Co‐Firing At 

Enel Fusina Power Plant 

June 2009  Hamburg Scientific 

Community   European 

2 34th Int.Tech. Conf. Clean Coal & Fuel Systems ‐ Paper 

WUT 

From Lab‐Scale Tests To Full 

Scale Operation ‐ Liquid Biofuels Combustion In Pc Boiler Of 200mw Utility 

Unit 

June 2009 Clearwater, Florida 

Scientific Community 

  International 

 3 

18th Biomass Conference – Paper plus oral presentation 

ENEL RSE 

 Advancements in RDF co‐firing 

May 2010  Lyon Scientific 

Community   European 

                                                            4 A drop down  list allows choosing  the dissemination activity: publications, conferences, workshops, web, press releases,  flyers, articles published  in  the popular press, videos, media briefings, presentations, exhibitions, thesis, interviews, films, TV clips, posters, Other. 

5 A drop down list allows choosing the type of public: Scientific Community (higher education, Research), Industry, Civil Society, Policy makers, Medias, Other ('multiple choices' is possible).

demonstration project at ENEL Fusina power 

plant 

 4 

VGB Workshop – Biomass – Paper 

 ENEL 

DEmonstration of large scale Biomass 

CO‐firing and supply chain integration (DEBCO) 

1st June 2010  Linkebeek Scientific 

Community    

 35th Int.Tech. Conf. Clean Coal & Fuel Systems ‐ Paper  

USTUTT 

Impact of co‐firing on emission 

behavior and ash quality 

June 2010  Florida Scientific 

Community   International 

6 IEA 1st International Workshop on Cofiring 

Biomass with Coal ‐ Paper  

CERTH 

Co‐firing biomass with lignite at Greek power plants 

Jan 2011  UK Scientific 

Community   International 

3rd International Conference on Applied Energy ‐ Paper plus 

presentation 

CERTH 

Numerical investigation 

Greek lignite/cardoon co‐firing in a 

tangentially fired furnace 

May 2011  Perugia Scientific 

Community   International 

8 BETTER‐PRACTICE‐

EXCHANGE 2011 – Oral presentation 

CERTH 

Cultivation of energy crops (cardoon) as a substitute fuel 

May 2011 Potsdam, Germany 

Regional authorities 

and stakeholders

  European 

for lignite‐fired power stations 

19th Biomass Conference ‐ Paper 

CERTH 

Current Status and Future of 

Co‐Firing in 5 EU countries: Support Schemes, 

Sustainability, Markets 

June 2011  Berlin  Scientific 

Community   European 

10 36th Int. Tech. Conf. Clean Coal & Fuel Systems – Paper 

plus presentation  USTUTT 

Combustion Behavior of an Agricultural 

Biomass in 0 5 MW test facility 

June 2011   Florida Scientific 

Community   International 

11 

ECOS 2011 Conference – Paper plus presentation 

USTUTT CERTH 

Greek lignite/cardoon co‐firing: from cultivation to combustion 

trials 

July 2011  

Novi Sad, Serbia 

Scientific Community 

  International 

12 International Conference on 

Carbon Reduction Technologies 

CaReTECH2011,  presentation 

 

WUT 

Characterization‐ Pyrolisis, Co‐Pyrolisis – Co‐

Firing of biomass and blends of coal with biomass 

 

September 19‐22, 2011 

Polish Jurassic Highland Poland 

Scientific Community 

  International 

13  2nd International Workshop on Bio‐CCS – Oral 

CERTH ECN 

Greek Lignite / Cardoon co‐

October 2011 Cardiff, Wales 

Scientific Community 

45  European 

presentation  USTUTT ALSTOM 

firing at PPC Kardia PP 

14 

20th Biomass Conference ‐ Paper 

USTUTT WUT ECN 

An evaluation of limitations of co‐firing biomass in pulverised fuel 

facilities 

June 2012  Milan Scientific 

Community   European 

15 20th Biomass Conference ‐ 

Paper CERTH AGRI 

Investigation of wheat straw supply chains for co‐firing 

power plants in northern Greece 

June 2012  Milan      International 

16 

International Conference on Applied Energy ‐ Paper  

CERTH USTUTT ECN 

ALSTOM 

Greek lignite / Cardoon co‐firing in 

pulverised fuel power plants 

July 2012 Suzhou, China 

Scientific Community 

  International 

17  34th INTERNATIONAL SYMPOSIUM ON COMBUSTION 

oral presentation and paper 

Proceedings of the Combustion Institute 34 (2013), pp. 2769‐2777 DOI 

information: 10.1016/j.proci.2012.08.010 

  

WUT 

Co‐combustion of liquid biofuels in PC boilers of 

200MW utility unit 

 

30 July/3 August  2012 

Warsaw  

Scientific Community 

  International 

18 

Fuel Quality, Power Production & Env. 

Conference – Paper and poster 

USTUTT  

Ash Deposition of co‐firing low grade coal w biomass in a 500KW semi industrial combustion 

facility 

Sept 2012  Austria  Scientific 

Community   International 

19  Convegno Uso Sostenibile del combustibile solido 

secondario Enel 

Cocombustione di combustibili 

Solidi Dec 2012 

Cologno Monzese Italy 

Policy makers 

50  Italy 

  Workshops               

 1 

Workshop in Greece  CERTH 

Biomass Supply Chain 

Organization for Co‐firing 

Applications in Lignite‐fired 

Power Plants – Perspectives for 

the Florina Prefecture 

May 2010  Florina 

Industry, Civil Society, 

Policy makers 

50  Greece 

 2 

Workshop in Italy  AGRI 

Local supply chains 

traceability criteria and sustainability 

Dec 2010  Rome 

Industry, Civil Society, 

Policy makers 

100  Italy 

 3 

TOTeM 35  IFRF 

Co‐firing secondary fuels 

in power generation 

Sept 2010  Pisa Scientific 

Community 50  European 

 4 

TOTeM 37  IFRF 

Innovative and advanced co‐

firing technologies 

Sept 2011  Wroclaw Scientific 

Community 50  European 

 5 

Final Conference  VGB    Dec 2012  Brussels    100  International 

  Promotional flyers               

 1 

TOTeM 35  

IFRF   2010        European 

 2 

TOTeM 37  IFRF    2011       European 

 3 

Final Conference  VGB    2012       European 

   Promotional Articles in Monday Night Mail 

             

 1 

TOTeM 35  IFRF   

31 May 2010, 19, 26 July 

2010, 13, 20, 27 Sept, 

4 Oct 2010 

   

IFRF Membership numbering some 1500 individual 

representatives from industrial and academic organisations within the 

international combustion community 

European 

2 TOTeM 37  IFRF   

27 June 2011, 18, 25 July 

      European 

2011, 5, 12, 19, 26 September 2011, 03 

October 2011 

3  Final Conference  IFRF    11, 25 Nov 2012        European 

  Other Publications               

DEBCO Project Silvia 

Lattanzi 

European Energy Innovation Magazine  

April 2011   

Scientific Community Industry, 

Civil Society, Policy makers, Medias 

  European 

DEBCO Project Silvia 

Gasperetti

Parliament Magazine issue 

on EU Sustainable Energy Week 

June 2012   

Scientific Community (Industry, 

Civil Society, Policy makers, Medias 

  European 

  Website  IFRF    Life of project         

                 

    

4.3 Report on societal implications 

 Replies  to the  following questions will assist the Commission to obtain statistics and  indicators on societal and socio‐economic issues addressed by projects. The questions are arranged in a number of key themes. As well as producing certain statistics, the replies will also help  identify those projects that have shown a real engagement with wider societal issues, and thereby identify interesting approaches to these issues and best practices. The replies for individual projects will not be made public.   

A  General Information (completed automatically when Grant Agreement number is entered. 

Grant Agreement Number:  218968

Title of Project:  DEmostration of Large Scale Biomass CO‐Firing and Supply Chain (DEBCO)

Name and Title of Coordinator:  Enel Ingegneria e Ricerca 

B  Ethics  

 

1. Did your project undergo an Ethics Review (and/or Screening)?  

• If  Yes:  have  you  described  the  progress  of  compliance  with  the  relevant  Ethics Review/Screening Requirements in the frame of the periodic/final project reports? 

 Special Reminder:  the progress of compliance with  the Ethics Review/Screening Requirements should be described  in the Period/Final Project Reports under the Section 3.2.2  'Work Progress and Achievements'  

  

No 

2.  Please indicate whether your project involved any of the following issues (tick box) :   

RESEARCH ON HUMANS 

• Did the project involve children?   NO 

• Did the project involve patients?  NO 

• Did the project involve persons not able to give consent?  NO 

• Did the project involve adult healthy volunteers?  NO 

• Did the project involve Human genetic material?  NO 

• Did the project involve Human biological samples?  NO 

• Did the project involve Human data collection?  NO 

RESEARCH ON HUMAN EMBRYO/FOETUS 

• Did the project involve Human Embryos?  NO 

• Did the project involve Human Foetal Tissue / Cells?  NO 

• Did the project involve Human Embryonic Stem Cells (hESCs)?  NO 

• Did the project on human Embryonic Stem Cells involve cells in culture?  NO 

• Did  the  project  on  human  Embryonic  Stem  Cells  involve  the  derivation  of  cells  from Embryos? 

NO 

PRIVACY 

• Did  the project  involve processing of genetic  information or personal data  (eg. health, sexual lifestyle, ethnicity, political opinion, religious or philosophical conviction)? 

NO 

• Did the project involve tracking the location or observation of people?  NO 

RESEARCH ON ANIMALS 

• Did the project involve research on animals?  NO 

• Were those animals transgenic small laboratory animals?  NO 

• Were those animals transgenic farm animals?  NO 

• Were those animals cloned farm animals?  NO 

• Were those animals non‐human primates?   NO 

RESEARCH INVOLVING DEVELOPING COUNTRIES 

• Did the project involve the use of local resources (genetic, animal, plant etc)?  NO 

• Was the project of benefit to local community (capacity building, access to healthcare, education etc)? 

NO 

DUAL USE   NO 

• Research having direct military use  NO 

• Research having the potential for terrorist abuse  NO 

C  Workforce Statistics  

3. Workforce statistics for the project: Please indicate in the table below the number of people who worked on the project (on a headcount basis). 

Type of Position  Number of Women  Number of Men 

Scientific Coordinator   2   14 

Work package leaders   1   6 

Experienced researchers (i.e. PhD holders)   50  20  

PhD Students       

Other   30   20 

4.  How many additional researchers (in companies and universities) were recruited specifically for this project? 

NA 

Of which, indicate the number of men:   

  

D Gender Aspects  

5.  Did you carry out specific Gender Equality Actions under the project?  

  

Yes No  

6.  Which of the following actions did you carry out and how effective were they?  

      Not at all effective

      Very effective 

 

      Design and implement an equal opportunity policy       

      Set targets to achieve a gender balance in the workforce       

      Organise conferences and workshops on gender       

      Actions to improve work‐life balance       

      Other:   

7.  Was there a gender dimension associated with the research content – i.e. wherever people were the focus of the research as, for example, consumers, users, patients or in trials, was the issue of gender considered and addressed? 

      Yes‐ please specify   

      No  

E  Synergies with Science Education  

8.  Did your project involve working with students and/or school pupils (e.g. open days, participation in science festivals and events, prizes/competitions or joint projects)? 

      Yes‐ please specify   

      No 

9.  Did the project generate any science education material (e.g. kits, websites, explanatory booklets, DVDs)?  

      Yes‐ please specify   

      No 

F  Interdisciplinarity  

10. Which disciplines (see list below) are involved in your project?  

      Main discipline6:1, 2, 4        Associated discipline6:1.3, 2.3, 4.1  Associated discipline6: 

 

G  Engaging with Civil society and policy makers 

11a  Did your project engage with societal actors beyond the research community? (if 'No', go to Question 14) 

  

Yes No  

                                                            6 Insert number from list below (Frascati Manual).

11b  If yes, did you engage with citizens (citizens' panels / juries) or organised civil society (NGOs, patients' groups etc.)?  

      No       Yes‐ in determining what research should be performed        Yes ‐ in implementing the research        Yes, in communicating /disseminating / using the results of the project 

11c  In doing so, did your project involve actors whose role is mainly to organise the dialogue with citizens and organised civil society (e.g. professional mediator; communication company, science museums)? 

  

Yes No  

12.   Did you engage with government / public bodies or policy makers (including international organisations) 

      No       Yes‐ in framing the research agenda       Yes ‐ in implementing the research agenda 

      Yes, in communicating /disseminating / using the results of the project 

13a  Will the project generate outputs (expertise or scientific advice) which could be used by policy makers? 

      Yes – as a primary objective (please indicate areas below‐ multiple answers possible)       Yes – as a secondary objective (please indicate areas below ‐ multiple answer possible)       No 

13b If Yes, in which fields? 

Agriculture  Audiovisual and Media  Budget  Competition  Consumers  Culture  Customs  Development Economic and Monetary Affairs  Education, Training, Youth  Employment and Social Affairs 

           

Energy  Enlargement  Enterprise  Environment  External Relations External Trade Fisheries and Maritime Affairs  Food Safety  Foreign and Security Policy  Fraud Humanitarian aid 

         

Human rights  Information Society Institutional affairs  Internal Market  Justice, freedom and security  Public Health  Regional Policy  Research and Innovation  Space Taxation  Transport 

       

    

13c If Yes, at which level? 

      Local / regional levels       National level 

      European level 

      International level 

H  Use and dissemination  

14. How many Articles were published/accepted for publication in peer‐reviewed journals?  

To how many of these is open access7 provided?  0 

 How many of these are published in open access journals?  0 

 How many of these are published in open repositories?  0 

To how many of these is open access not provided?  2 

 Please check all applicable reasons for not providing open access:   

   publisher's licensing agreement would not permit publishing in a repository    no suitable repository available    no suitable open access journal available    no funds available to publish in an open access journal    lack of time and resources    lack of information on open access    other8: …………… 

 

15.  How many new patent applications (‘priority filings’) have been made? ("Technologically unique": multiple applications for the same invention in different jurisdictions should be counted as just one application of grant). 

16.  Indicate how many of the following Intellectual Property Rights were applied for (give number in each box).  

Trademark   

Registered design    

Other   

17. How many spin‐off companies were created / are planned as a direct result of the project?  

Indicate the approximate number of additional jobs in these companies:   

18.   Please indicate whether your project has a potential impact on employment, in comparison with the situation before your project:  

    Increase in employment, or  In small & medium‐sized enterprises 

                                                            7 Open Access is defined as free of charge access for anyone via Internet. 8 For instance: classification for security project.

    Safeguard employment, or   In large companies     Decrease in employment,   None of the above / not relevant to the project     Difficult to estimate / not possible to 

quantify     

19. For your project partnership please estimate the employment effect resulting directly from your participation in Full Time Equivalent (FTE = one person working fulltime for a year) jobs: 

   Difficult to estimate / not possible to quantify 

Indicate figure:        

I  Media and Communication to the general public  

20.  As part of the project, were any of the beneficiaries professionals in communication or media relations? 

      Yes  No 

21.  As part of the project, have any beneficiaries received professional media / communication training / advice to improve communication with the general public? 

      Yes  No 

22  Which of the following have been used to communicate information about your project to the general public, or have resulted from your project?  

    Press Release  Coverage in specialist press     Media briefing  Coverage in general (non‐specialist) press      TV coverage / report  Coverage in national press      Radio coverage / report  Coverage in international press     Brochures /posters / flyers   Website for the general public / internet     DVD /Film /Multimedia  Event targeting general public (festival, 

conference, exhibition, science café) 

23  In which languages are the information products for the general public produced?  

    Language of the coordinator  English     Other language(s)     

   Question F‐10: Classification of Scientific Disciplines according to the Frascati Manual 2002 (Proposed Standard Practice for Surveys on Research and Experimental Development, OECD 2002):  FIELDS OF SCIENCE AND TECHNOLOGY  1.  NATURAL SCIENCES 

1.1   Mathematics and computer sciences [mathematics and other allied fields: computer sciences and other allied subjects (software development only; hardware development should be classified in the engineering fields)] 

1.2  Physical sciences (astronomy and space sciences, physics and other allied subjects)  1.3  Chemical sciences (chemistry, other allied subjects) 1.4   Earth and related environmental sciences (geology, geophysics, mineralogy, physical geography and 

other geosciences, meteorology and other atmospheric sciences including climatic research, oceanography, vulcanology, palaeoecology, other allied sciences) 

1.5  Biological sciences (biology, botany, bacteriology, microbiology, zoology, entomology, genetics, biochemistry, biophysics, other allied sciences, excluding clinical and veterinary sciences) 

 2  ENGINEERING AND TECHNOLOGY 2.1  Civil engineering (architecture engineering, building science and engineering, construction 

engineering, municipal and structural engineering and other allied subjects) 2.2  Electrical engineering, electronics [electrical engineering, electronics, communication engineering 

and systems, computer engineering (hardware only) and other allied subjects] 2.3.  Other engineering sciences (such as chemical, aeronautical and space, mechanical, metallurgical and 

materials engineering, and their specialised subdivisions; forest products; applied sciences such as geodesy, industrial chemistry, etc.; the science and technology of food production; specialised technologies of interdisciplinary fields, e.g. systems analysis, metallurgy, mining, textile technology and other applied subjects) 

 3.  MEDICAL SCIENCES 3.1   Basic medicine (anatomy, cytology, physiology, genetics, pharmacy, pharmacology, toxicology, 

immunology and immunohaematology, clinical chemistry, clinical microbiology, pathology) 3.2  Clinical medicine (anaesthesiology, paediatrics, obstetrics and gynaecology, internal medicine, 

surgery, dentistry, neurology, psychiatry, radiology, therapeutics, otorhinolaryngology, ophthalmology) 

3.3  Health sciences (public health services, social medicine, hygiene, nursing, epidemiology)  4.  AGRICULTURAL SCIENCES 4.1  Agriculture, forestry, fisheries and allied sciences (agronomy, animal husbandry, fisheries, forestry, 

horticulture, other allied subjects) 4.2  Veterinary medicine  5.  SOCIAL SCIENCES 5.1  Psychology 5.2  Economics 5.3  Educational sciences (education and training and other allied subjects) 5.4  Other social sciences [anthropology (social and cultural) and ethnology, demography, geography 

(human, economic and social), town and country planning, management, law, linguistics, political sciences, sociology, organisation and methods, miscellaneous social sciences and interdisciplinary , methodological and historical S1T activities relating to subjects in this group. Physical anthropology, physical geography and psychophysiology should normally be classified with the natural sciences]. 

 

6.  HUMANITIES 6.1  History (history, prehistory and history, together with auxiliary historical disciplines such as 

archaeology, numismatics, palaeography, genealogy, etc.) 6.2  Languages and literature (ancient and modern) 6.3  Other humanities [philosophy (including the history of science and technology) arts, history of art, 

art criticism, painting, sculpture, musicology, dramatic art excluding artistic "research" of any kind, religion, theology, other fields and subjects pertaining to the humanities, methodological, historical and other S1T activities relating to the subjects in this group]  

  

 

5 FINAL REPORT ON THE DISTRIBUTION OF THE EUROPEAN UNION FINANCIAL CONTRIBUTION 

  This report shall be submitted  to  the Commission within 30 days after receipt of  the  final payment of  the European Union financial contribution.   

Report on the distribution of the European Union financial contribution between beneficiaries 

  

Name of beneficiary  Final  amount of  EU  contribution per beneficiary  in Euros 

1.   

2.   

   

n   

   

Total    

 

5.1.1