Produzione di potenza

La produzione di potenza è effettuata tramite un ciclo termodinamico analogo ad un ciclo combinato tradizionale, ma che utilizza come combustibile il syngas e al quale viene fornito il vapore prodotto dai recuperi termici del processo di gassificazione, che espande nella turbina a vapore. Gli input energetici del ciclo sono quindi il potere calorifico del syngas, che viene convertito in lavoro con efficienza simile a quella di un ciclo combinato tradizionale, e l’entalpia del vapore che è convertita in lavoro in modo

41 analogo a quanto avviene in un ciclo a vapore subcritico convenzionale, quindi con efficienza che dipende dalla pressione di evaporazione.

Turbina a gas

La turbina a gas impiegata per un ciclo IGCC è in genere una turbina a gas industriale di grande taglia, funzionante con un ciclo a gas aperto che utilizza come fluido aria aspirata dall’ambiente. La principale differenza tra un ciclo combinato ed un ciclo IGCC è il tipo di combustibile impiegato: le turbine a gas esistenti sono state progettate per utilizzare gas naturale come combustibile, ma il syngas ha caratteristiche diverse. Per questo motivo la turbina necessita di alcune modifiche per poter essere alimentata con il syngas [2].

La problematica maggiore è rappresentata dalla maggior portata di gas elaborata dalla turbina: poiché il potere calorifico del syngas è un quarto di quello del gas naturale sarebbe necessario alimentare una quantità di combustibile pari a circa quattro volte quella di progetto. Inoltre non è possibile effettuare una combustione premiscelata, come avviene nei combustori delle moderne turbine a gas, poiché il rapporto di infiammabilità con l’aria è molto più elevato rispetto a quello del gas naturale, la combustione è molto più rapida e la temperatura di ignizione è più bassa [9]: premiscelando i reagenti ci sarebbe elevato rischio di ignizioni spontanee. Tuttavia con una combustione diffusiva la temperatura di fiamma raggiunta è quella stechiometrica, che per il syngas è maggiore di quella del gas naturale: la produzione di ossidi di azoto è quindi elevatissima: per ridurre le emissioni è possibile installare un SCR a valle della turbina, ma, a causa della complessità di tali componenti e dell’elevata manutenzione necessaria, nella maggior parte dei casi si preferisce ridurre la produzione di ossidi di azoto in sede di combustione. Si può abbassare la temperatura di fiamma premiscelando il syngas con un inerte. È possibile utilizzare dell’azoto disponibile dall’ASU se il gassificatore è alimentato ad ossigeno oppure del vapore spillato dalla turbina: in quest’ultimo caso la portata necessaria è circa la metà poiché il vapore ha capacità termica maggiore dell’azoto; tuttavia questa soluzione diminuisce il lavoro della turbina a vapore e quindi il rendimento complessivo dell’impianto. Il potere calorifico del combustibile diluito diminuisce ulteriormente, quindi la portata massica necessaria alla combustione diventa circa 10 volte quella prevista per il gas naturale, e può raggiungere anche il 18% della portata massica di aria aspirata [2].

Il combustore e la turbina devono essere dimensionati per poter elaborare la maggiore portata di combustibile e di gas combusti. La potenza sviluppata dalla turbina a gas aumenta proporzionalmente alla portata di gas combusti, mentre la potenza richiesta dal compressore rimane costante. Per questo motivo la potenza netta del gruppo turbogas aumenta ed è necessario verificare se viene superata la resistenza meccanica del gruppo e i limiti di potenza dell’alternatore.

Inoltre l’aumento di portata nell’espansore modifica il bilancio fluidodinamico tra turbina e compressore. La portata ridotta all’ingresso della turbina deve rimanere costante: a

42 causa della maggiore portata massica dei gas combusti è necessario aumentare la pressione in ingresso. Il nuovo rapporto di compressione potrebbe causare lo stallo del compressore; per evitare il raggiungimento dei limiti di stallo si possono adottare diverse soluzioni [9]:

 È possibile aggiungere stadi ad alta pressione al compressore, al fine di raggiungere rapporti di compressione superiori senza incorrere nel rischio di stallo.

 È possibile aumentare la sezione di passaggio degli ugelli di turbina: a pressione di ingresso in turbina costante si ha una portata maggiore, mantenendo la portata ridotta costante.



È possibile intervenire sul funzionamento della macchina chiudendo le IGV del

compressore. Con questa soluzione la portata massica aspirata si riduce. La portata in ingresso in turbina non varia rispetto all’alimentazione a gas naturale, il rapporto di compressione aumenta ma rimane entro i margini di stallo. Il rendimento del gruppo non varia drasticamente, ma la flessibilità nella regolazione ai carichi parziali si riduce poiché non è più possibile variare il grado di apertura delle IGV. Tuttavia per un impianto alimentato a carbone spesso non è richiesta la possibilità di regolazione.



Infine nel caso si utilizzi un ASU parzialmente integrato con il ciclo a gas una

parte della portata d’aria elaborata dal compressore è inviata all’ASU, diminuisce quindi il rischio di stallo a causa della maggiore portata nel compressore a pari portata all’ingresso della turbina.

La maggiore quantità di combustibile modifica anche la composizione chimica dei gas

combusti, che contengono una maggiore quantità di H2O e CO2. La differente

composizione comporta altre problematiche al funzionamento della turbina. Le principali sono [9]:

 Il calore specifico dei gas è mediamente superiore al caso a gas naturale

poiché CO2 e H2O sono molecole triatomiche: i Δh per stadio sono superiori e

quindi gli stadi più caricati, e il rendimento fluidodinamico dello stadio, ottimizzato per un certo Δh risulta inferiore.

 I gas combusti hanno maggiori coefficienti di scambio a causa della presenza di

H2O e CO2. Il calore scambiato attraverso le pale diminuisce e il raffreddamento

convettivo delle pale peggiora: per mantenere la temperatura del metallo entro un valore accettabile è necessario abbassare la TIT.

 La presenza di H2O nei gas, oltre a quella di metalli pesanti eventualmente

presenti nel carbone comporta un maggiore e più rapido degrado del TBC delle pale: per sicurezza si riduce ulteriormente la TIT.

43 In conclusione per funzionamento con syngas in un impianto IGCC non è richiesto lo sviluppo radicale di nuove macchine, ma sono sufficienti alcune modeste modifiche alle turbine a gas esistenti sul mercato.

Ciclo a vapore a recupero

Il ciclo a vapore a recupero è analogo a quello di un ciclo combinato di grande taglia, con ulteriori apporti di vapore generato dai recuperi termici del processo di gassificazione. In genere si tratta di un ciclo con generazione di vapore a tre livelli di pressione, tutti subcritici. Il vapore generato nei processi a bassa temperatura, a valle dello scrubber, viene inviato al corpo cilindrico di bassa pressione. Se la configurazione del sistema di raffreddamento prevede scambiatori ad alta temperatura la produzione di vapore avviene a media o ad alta pressione. Al livello di pressione intermedio si aggiunge il vapore prodotto dalle pareti membranate del gassificatore nel caso in cui quest’ultimo sia raffreddato. La presenza dei recuperi termici permette di ridurre la differenza di temperatura tra gas e vapore nei banchi di scambio della caldaia e quindi le irreversibilità generate dallo scambio termico: infatti negli scambiatori per recupero termico del syngas è generato vapore saturo o leggermente surriscaldato partendo da acqua quasi satura, a causa della maggiore semplicità costruttiva e della possibilità di controllo della quantità di calore scambiato. In questo modo nella caldaia a recupero è generata solo una parte del vapore, mentre il preriscaldamento dell’acqua e il surriscaldamento del vapore avvengono per la totalità della portata di fluido.

Un’altra differenza rispetto a un ciclo combinato tradizionale è la presenza di spillamenti di vapore dal ciclo per soddisfare le richieste termiche di alcuni processi presenti in un impianto IGCC, per esempio la rigenerazione del solvente impiegato nel processo AGR, oltre al vapore necessario ad alimentare il gassificatore [10].

Nel documento Analisi termodinamica di cicli IGCC ad alta efficienza (pagine 40-43)