Configurazioni innovative considerate nel presente lavoro

L’obiettivo di questo lavoro è lo studio di nuove configurazioni di impianto che consentirebbero un migliore impiego termodinamico della potenza termica recuperata attraverso il processo di raffreddamento del syngas.

Negli impianti IGCC esistenti è prevista la generazione di vapore che poi espande nella turbina a vapore. Pertanto il calore viene convertito in lavoro con efficienza paragonabile a quella di un ciclo a vapore in condizioni subcritiche.

È invece possibile utilizzare il calore recuperato dal syngas per preriscaldare l’aria aspirata dal compressore del ciclo a gas prima della combustione. In questo modo la potenza termica è convertita in lavoro tramite l’espansione dei gas combusti nella turbina a gas, che ha efficienza maggiore del ciclo a vapore operando a temperatura più elevata; inoltre lo scambio termico nei syngas coolers avviene sotto differenze di temperatura minori, riducendo le irreversibilità generate dal processo. L’introduzione dell’aria a temperatura maggiore nel combustore permette di raggiungere la temperatura di fiamma desiderata con minore consumo di combustibile, aumenta quindi la potenza prodotta dal ciclo a pari portata di syngas, mentre la portata di vapore prodotto diminuisce di molto rispetto agli impianti esistenti con una conseguente diminuzione della potenza prodotta dalla turbina a vapore. La ripartizione delle potenze prodotte dai due cicli è sbilanciata in favore della turbina a gas, in maniera simile a quanto avviene per un ciclo combinato alimentato a gas naturale.

Poiché per preriscaldare l’aria in ingresso al combustore è presente uno scambiatore aggiuntivo è necessario modificare la configurazione del ciclo. Nel presente lavoro sono studiate tre diverse configurazioni del ciclo a gas:

 Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria: è installato uno scambiatore controcorrente a valle del compressore, che scalda l’aria raffreddando il syngas.

 Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria e compressione interrefrigerata: il compressore è dotato di un intercooler, al fine di diminuire la temperatura di uscita dell’aria. In questo modo è possibile raffreddare il syngas fino a temperatura minore, recuperando una maggiore quantità di calore.

 Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria, compressione interrefrigerata e ricombustione: è prevista una seconda combustione dei gas dopo una prima espansione in turbina. Con questa soluzione a parità di potenza della turbina diminuisce la portata di aria aspirata: recuperando la medesima quantità di calore è possibile scaldare l’aria ad una temperatura maggiore.

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3 Metodologia

3.1 Introduzione

Per effettuare l’analisi delle prestazioni delle soluzioni impiantistiche citate sono state effettuate le simulazioni numeriche di alcuni modelli, realizzati secondo le tre configurazioni descritte in precedenza. Per confrontare i risultati ottenuti dalle simulazioni con le prestazioni degli impianti IGCC esistenti è utilizzato un modello di un impianto IGCC di riferimento con processo di raffreddamento del syngas tradizionale. Per ciascuna delle configurazioni studiate sono effettuate simulazioni con diverso rapporto di compressione, al fine di valutare la dipendenza delle prestazioni del ciclo al variare di questo parametro.

Per poter confrontare i rendimenti e le potenze prodotte dai diversi impianti considerati la portata del carbone alimentato è fissata, ed è la medesima per tutte le simulazioni effettuate. In questo modo rimane costante la potenza termica entrante nel ciclo: al variare del rendimento si osservano le variazioni delle potenze prodotte dai due cicli termodinamici.

In seguito è riportata la descrizione del programma utilizzato per le configurazioni e le ipotesi di calcolo adottate per tutte le simulazioni. Le ipotesi relative ai singoli casi analizzati sono riportate nei capitoli successivi, oltre alla descrizione degli impianti simulati.

3.1 Descrizione del programma GS

Per la simulazione delle configurazioni di impianto analizzate è utilizzato il programma GS (Gas-Steam simulation code). Si tratta di un codice sviluppato all’interno del Politecnico di Milano per la simulazione termodinamica di impianti per la produzione di potenza (cicli gas, cicli vapore, cicli combinati, celle a combustibile, etc). Il programma è di tipo modulare, ossia contiene un insieme predefinito di componenti (compressore, turbina, pompa, scambiatore di calore, etc) che devono essere interconnessi dall’utente per realizzare il ciclo o l’impianto da simulare. Grazie a tale struttura modulare è possibile simulare un’ampia varietà di configurazioni impiantistiche. I componenti di GS sono i seguenti:

0 - Pump 1 - Compressor 2 - Combustor

3 - Gas turbine (model 0D) 4 - Heat exchanger

50 5 - Mixer

6 - Splitter

7 - HRSC (Ciclo a vapore a recupero) 8 - Oxygen separation plant (simple model) 9 - Shaft

10 - Saturator

11 - Chemical converter

12 - Solid Oxides Fuel Cell (SOFC) 13 - Intercooled compressor

14 - Steam cycle

15 - Gas turbine (model 1D)

16 - Molten Carbonate Fuel Cell (MCFC)

17 – H2 membrane WGS

18 - Multiflow heat exchanger

19 - Oxygen separation plant (advanced model) 20 - Steam compressor / expander

21 - PEM fuel cell

Il programma risolve iterativamente un sistema le cui equazioni sono i bilanci di massa ed energia di ciascun componente, oltre a correlazioni particolari per alcuni di essi. Le incognite sono le condizioni termodinamiche dei flussi tra i vari componenti. Le equazioni sono in generale non lineari e molto complesse, pertanto sono utilizzati metodi numerici di punto fisso. Per una trattazione approfondita dei metodi numerici utilizzati e delle assunzioni effettuate è possibile consultare la guida del programma GS [16].

3.3 Assunzioni di calcolo comuni per tutte le

simulazioni effettuate

Come spiegato nel capitolo introduttivo tutte le simulazioni sono effettuate mantenendo fissa la portata di carbone entrante nel ciclo: questa scelta permette di effettuare i confronti tra impianti con input energetico costante. Al variare del rendimento si assiste ad una variazione della potenza prodotta e quindi delle dimensioni delle turbomacchine presenti nella sezione di potenza dell’impianto.

Condizioni ambiente

Le condizioni dell’aria ambiente adottate sono quelle standard, previste dalla normativa ISO [17] e riportate nella tabella 3.1.

51 Tabella 3.1: Condizioni aria ambiente

Temperatura 15 °C

Pressione 101325 Pa

Umidità relativa 60 %

Massa molare 28.85 kg/kmol

La composizione dell’aria ambiente è illustrata nella tabella seguente. Tabella 3.2: Composizione aria ambiente.

N2 77.28 %

CO2 0.03%

H2O 1.03%

Ar 0.92%

O2 20.73%

Caratteristiche del carbone utilizzato

Il carbone utilizzato per questo lavoro è di tipo Douglas premium, in genere preso come riferimento per quanto riguarda lo studio degli impianti IGCC [18]. La composizione è illustrata nelle tabelle seguenti (tabelle da 3.3 a 3.5).

Tabella 3.3: Analisi immediata carbone

Tabella 3.4: Composizione elementare carbone Elemento Frazione molare %

C 66.52 N 1.56 H 3.78 S 0.52 Ceneri 14.15 Cl 0.01 Umidità 8 O 5.46 Umidità 8% Ceneri 14.15% Specie volatili 22.9% Carbonio fisso 54.9%

52 Tabella 3.5: Altre caratteristiche del carbone

Potere calorifico superiore 26.23 MJ/kg

Potere calorifico inferiore 25.17 MJ/kg

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4 Impianto di riferimento