Depurazione del syngas

Il syngas in uscita dai syngas coolers contiene numerose sostanze che è necessario rimuovere prima della combustione: si tratta di ceneri fini o particolato che potrebbero danneggiare parti dell’impianto, oltre a sostanze gassose che, dopo la combustione, si convertono in sostanze inquinanti. Le ceneri e le particelle di grosse dimensioni sono separate tramite cicloni che operano ad alta temperatura, secondo le configurazioni descritte nel paragrafo precedente, per evitare che tali particelle sporchino o danneggino i banchi degli scambiatori convettivi.

A valle dei syngas cooler è impiegato uno scrubber ad acqua che consente di rimuove le particelle di dimensioni più contenute, oltre agli inquinanti solubili in acqua, come

HCN e NH3, che vanno rimossi per evitare problemi di sporcamento o di erosione in

turbina. L’acqua viene in parte riciclata dopo essere stata trattata per la rimozione degli inquinanti presenti.

Invece per l’eliminazione dei gas acidi, costituiti principalmente da H2S, sono impiegati

sistemi ad assorbimento. È utile rimuovere l’H2S dal syngas prima della combustione,

per evitare la formazione di ossidi di zolfo. L’eliminazione di SO2 dai gas combusti è

un’operazione molto più onerosa e le efficienza raggiunta è minore, poiché le portate in gioco sono molto maggiori e le concentrazioni delle specie inquinanti minori. Durante il processo di gassificazione è prodotta anche una piccola quantità di COS, che è

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convertita in H2S a monte del processo di rimozione di quest’ultimo, attraverso una

reazione di idrolizzazione: COS + H2O → CO2 + H2S.

Figura 2.13: Scrubber ad acqua

I solventi impiegati per il processo di assorbimento possono essere fisici o chimici. I processi di assorbimento sono favoriti dalle basse temperature e dalle alte pressioni,

mentre la rigenerazione del solvente ricco di H2S può essere effettuata a bassa

pressione, tramite camere di flash, oppure in una colonna di stripping, nella quale la soluzione viene a contatto con una portata di vapore ad elevata temperatura, alla quale cede il gas assorbito.

I solventi di tipo chimico sono generalmente soluzioni acquose contenenti etanoloammine (MEA, DEA), composti dall’elevata solubilità costituite da ammoniaca nella quale uno o più atomi di idrogeno sono sostituiti da gruppi funzionali organici. Le ammine possono reagire con i gas acidi formando legami ionici, per questo motivo garantiscono un assorbimento elevato anche per basse pressioni parziali del gas, ma per elevate pressioni il solvente si satura progressivamente [7].

Come solventi fisici invece sono utilizzati fluidi organici, come glicoli o metanolo, i quali non formano legami chimici, ma sono in grado di assorbire i gas acidi in soluzione [7]. La quantità di soluto assorbito dipende quindi proporzionalmente dalla sua pressione parziale, secondo la legge di Henry. Pertanto a pressione elevata l’efficienza di

37 rimozione sarà più elevata di quella ottenibile con un processo di assorbimento chimico.

Figura 2.14: Curva di solubilizzazione della CO2 nei solventi chimici e fisici

Segue una breve descrizione dei processi comunemente impiegati per la rimozione dei gas acidi in un impianto IGCC: si tratta di due processi di assorbimento fisico che vanno sotto il nome commerciale di processo Selexol e processo Rectisol, oltre ad un processo di tipo chimico che utilizza come solvente metil-dietanoloammine [7].

 Processo Selexol: è un processo basato su fenomeni di assorbimento fisico.Il gas è posto in contatto con il solvente povero di soluto, che porta in soluzione

l’H2S ed una frazione della CO2 presente. L’assorbimento è un processo

esotermico ed è favorito a bassa temperatura, in particolare avviene a circa 35°C. La soluzione così ottenuta è rigenerata tramite camere di flash multiple o colonne di desorbimento. Il solvente impiegato è una miscela di dimetil-etere e glicole–polietilene: questa scelta garantisce costi contenuti, data la possibilità di rigenerazione con dispendio energetico contenuto, ed un impatto ambientale accettabile. La rigenerazione avviene tramite una soluzione acquosa, dalla

quale l’H2S viene separato per evaporazione: il calore necessario

all’evaporazione, come quello impiegato per il reboiler della colonna è fornito da una portata di vapore a bassa pressione spillato dal ciclo di potenza.

38 Figura 2.15: Schema processo Selexol

 Processo Rectisol: si tratta anche in questo caso di un processo di assorbimento fisico, che utilizza metanolo come solvente. Questa soluzione permette di raggiungere efficienze di rimozione maggiori per quanto riguarda

l’H2S, inoltre rimuove efficacemente altri inquinanti come ammoniaca, mercurio

o HCN. Lo svantaggio principale è rappresentato dal fatto che per assorbire tali sostanze è necessario operare a temperature intorno a -20°C/-40°C, con un consistente aumento dei consumi energetici degli ausiliari, nonostante il calore necessario per la colonna di stripping diminuisce. È quindi quello che ha i costi più elevati tra i processi adottati negli impianti IGCC.

39 Figura 2.16: Schema processo Rectisol [7]

 Assorbimento chimico tramite metil-dietanoloammine (MDEA): si tratta di un processo di assorbimento di tipo chimico. Il syngas è posto a contatto con il solvente. Le reazioni di assorbimento chimico sono esotermiche avvengono quindi ad una temperatura tra i 40°C e i 70°C, a pressione moderata, mentre la rigenerazione avviene per riscaldamento. Il solvente è scelto a causa dell’elevata solubilità in acqua, scarsa volatilità, elevata efficienza di assorbimento e basso costo. La cinetica del processo è più veloce rispetto ai processi di assorbimento fisico, pertanto le dimensioni dell’impianto sono più contenute, con conseguente riduzione dei costi. Anche i costi energetici per il pompaggio sono inferiori, tuttavia è più elevata la richiesta termica per la rigenerazione.

40 Figura 2.17: Schema sistema di assorbimento chimico tramite ammine [7]

Sono inoltre in fase di studio processi di assorbimento chimico ad alta temperatura che impiegano come solvente ossidi di zinco e di titanio, che vanno sotto il nome di High temperature desulphurization (HDS). L’impiego di processi di questo tipo permetterebbe di trattare il gas ad alta temperatura, modificando fortemente lo schema di impianto con l’eliminazione dei componenti destinati al raffreddamento del syngas [8].

A partire dall’H2S separato, indipendentemente dal sistema di separazione adottato, è

ricavato zolfo elementare attraverso il processo Claus, noto e impiegato da tempo

nell’industria chimica [7]. Il processo prevede una combustione dell’H2S, seguita da

una reazione catalitica che converte H2S e SO2 in zolfo elementare. Per rispettare i

vincoli di emissioni imposti dalle normative sono necessari altri trattamenti dell’off gas a valle del processo Claus, che vanno sotto il nome di SCOT (Shell Claus Offgas Treatment) [7].