La combustione catalitica consente di ottenere un abbattimento degli NOx fino ad emetterne solo poche unità di ppm. L’aria e il combustibile vengono miscelati a mon-te ed immessi nello stadio catalitico: qui avviene "l’accensione" della combustione ad una temperatura molto minore di quelle viste fino ad ora grazie alla presenza del catalizzatore (Pt, Pa) e si evita così il picco che genera NOx . Nel grafico di figura 3.5 si vede chiaramente come nel combustore catalitico ci sia un progressivo aumento di temperatura ma senza i picchi riscontrabili in un combustore tradizionale e, seppur molto più limitato, nel combustore DNL.
Figura 3.5: Grafico del profilo di temperatura nel caso di combustore tradizionale, DNL e catalitico [1].
Dopo lo stadio catalitico la combustione procede nello stadio termico senza cata-lizzatore. Il profilo totale della temperatura in un combustore catalitico è quello del grafico di figura 3.6.
Per poter attivare la combustione nello stadio catalitico la miscela aria/combustibile deve entrare ad un certa temperatura utile per attivare i catalizzatori (∼ 450◦C), ma
3.3. COMBUSTORE CATALITICO 39 non deve neanche far superare al catalizzatore la temperatura di 900◦C, altrimenti si va in contro al danneggiamento dello stesso. Per riscaldare la miscela prima dell’ingresso nello stadio catalitico sarà necessario quindi bruciare una parte del combustibile, pari circa al 10% in condizioni nominali, nel pre-burner. La rappresentazione schematica del combustore catalitico la si può vedere nella figura 3.7.
Il combustore catalitico è molto utilizzato negli impianti combinati con assetto cosid-detto a "zero emissioni", nel quale oltre ad un abbattimento degli NOx a monte (con produzioni dell’ordine di 5 ppm) si procede anche ad un trattamento a valle utilizzan-do un SCR posto nel generatore di vapore a recupero tra i banchi del surriscaldatore e quelli del vaporizzatore (tra i quali si crea la temperatura ideale di 350 − 450◦C), come si vede in figura 3.8.
40 CAPITOLO 3. INQUINANTI NEGLI IMPIANTI CON TURBINE A GAS
Figura 3.6: Profilo di temperatura dei fumi e del catalizzatore in una combustione catalitica [1].
Figura 3.7: Schematizzazione di un combustore catalitico [1].
3.3. COMBUSTORE CATALITICO 41
Figura 3.8: Localizzazione del SCR nel generatore di vapore a recupero di un impianto combinato [1].
Capitolo 4
IGCC: Impianti di
Gassificazione a Ciclo Combinato
Lezione8. 10/11/2017 Un impianto IGCC ha come caratteristica fondamentale quella del pre-trattamento del combustibile prima della combustione, trasformando un combustibile solido grezzo, inquinante e inquinato in un combustibile gassoso depurato. Si inserisce come soluzio-ne alternativa di utilizzo di tutti quei combustibili idrocarburici non utilizzati perchè economicamente non sostenibili come torba e carbone, ma anche di combustibili di scarto come gli RSU. Le taglie di questi impianti possono arrivare fino a 600MW e sono solitamente di proprietà di aziende petrolifere, che hanno la possibilità di utiliz-zare questi combustibili sostanzialmente a "costo zero", e quindi potersi permettere di implementare questa tipologia di impianti che è comunque complessa e costosa.
4.1 Schema impiantistico e formazione del syngas
Lo schema di un impianto IGCC è rappresentato in figura 4.1. Come si vede l’im-pianto è molto complesso ed è caratterizzato da continui scambi di calore e materia:
risulta fondamentale dunque l’ottimizzazione degli scambi termici, per rendere il processo complessivo efficiente e sostenibile a livello energetico ed economico. Ad esempio è impossibile che non ci sia la sezione a vapore, infatti questi impianti sono sempre posti in assetto combinato perché il vapore serve anche ad altri processi, primo fra tutti quello di gassificazione. Nella figura 4.1 sono rappresentati a blocchi solo i macro-processi, ma in realtà l’impianto si compone di tanti altri sotto-processi, basti pensare alla fase di depurazione che si compone di desolforazione, rimozione di NH3
e particolato e altro. Dato che per la gassificazione è necessario ossigeno puro, questo deve essere prodotto tramite un processo criogenico che permette di separarlo dall’aria.
Il syngas in generale è composto da H2, CH4, CO, CO2, H2O, H2S, COS, HCl, NH3
ed altri gas, la composizione precisa dipende dallo specifico combustibile dal qua-le si ricava e quindi anche il potere calorifico inferiore, che è comunque intorno ai 10 − 20MJ kg−1. Dunque rispetto all’utilizzo con solo metano la portata del syngas dovrà essere 3-4 volte superiore, e quindi si avrà una maggiore portata di fumi in
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44 CAPITOLO 4. IMPIANTI DI GASSIFICAZIONE A CICLO COMBINATO
Figura 4.1: Schematizzazione di un impianto IGCC [1].
turbina e di conseguenza una maggiore pressione di ingresso nella stessa. Ciò provoca un aumento del numero di giri del gruppo turbocompressore rispetto ad un utilizzo con solo metano, cosa che potrebbe portare allo stallo: per questo motivo di solito si utilizzano degli impianti adattati al caso specifico di funzionamento con il syngas.
Come detto la gassificazione richiede ossigeno puro e acqua sia in forma liquida sia in forma vapore, ed è caratterizzata da più di una reazione chimica:
C + O2−−→ CO2
C +1
2O2−−→ CO
esotermiche
C + H2O −−→ CO + H2
CO + H2O −−→ CO2+ H2 )
endotermiche
C + CO2−−→ 2 CO → endotermica C + 2 H2−−→ CH4 → esotermica
(4.1)
La seconda e la terza reazione sono quelle centrali del processo di gassificazione e sono favorite ad alta temperatura. L’equilibrio globale è dinamico ed è molto difficile con-trollare i prodotti della gassificazione. I parametri caratteristici sono: la temperatura T, la pressione p, il rapporto γ tra le moli di O2 e carbonio, il rapporto µ tra le moli di vapore e di carbonio, la percentuale di ossigeno. In particolare:
• le temperature elevate favoriscono le reazioni endotermiche;
• aumentare la pressione favorisce reazioni che diminuiscono il numero di moli come quella di produzioni di CO2 , H2Oe metano;
• alti valori di γ sfavoriscono la produzione di prodotti di combustione incompleta come il CO ;