Per verificare la bontà del modello sono stati usati dei dati reali ricavati dall’esercizio dell’impianto di Gǖssing[71], molto simile a quello modellato. Il gas prodotto da questo impianto è nitrogen free, per cui si presta molto bene a fornire un termine di paragone per il modello. A questo scopo è stata messa a confronto un analisi di sensibilità al rapporto vapore/biomassa secca eseguita sull’impianto reale con una analoga calcolata tramite il modello.
Di seguito si riportano i risultati sperimentali di prove condotte sull’impianto Gussing alla temperatura di gassificazione di 850°C:
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Rapporto Vapore/Biomassa(dry) C o n c e n tr a z io n i V o lu m e tr ic h e (% )
Figura 6.2 Risultati sperimentali impianto Gǖssing
Come si vede, per un rapporto vapore-biomassa pari a 0,9 il tenore calcolato per i vari componenti è molto realistico, a parte una certa sovrastima del tenore di metano. Allontanandosi da questo rapporto, si calcola una andamento molto simile al reale per l’idrogeno ed il metano, mentre sono indicative, ma abbastanza accentuate, le tendenze ricavate per il monossido di carbonio e l’anidride carbonica. Questo risultato era atteso in quanto, come spiegato in precedenza, considerare la reazione di Water Gas Shift fuori dal modello cinetico non consente di valutare appieno l’influenza che una variazione delle condizioni di funzionamento ha su di essa. In ogni caso
costituisce un notevole passo in avanti rispetto a considerazioni puramente termodinamiche pur restando uno strumento estremamente semplice.
I risultati del modello matematico proposto sono visualizzabili dal grafico di figura 6.3-6.4:
0% 10% 20% 30% 40% 50% 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Rapporto vapore/Biomassa(dry) C o n c e n tr a z io n e V o lu m e tr ic a (% V o l. )
Figura 6.3 Risultati numerici condotti a temperatura di
gassificazione pari a 850°C
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 750 780 810 840 870 900 Temperatura(°C) F r a z io n e V o lu m e tr ic a
Figura 6.4 Risultati numerici condotti a temperatura di
gassificazione con R=0.9
Una nota importante da considerare è la composizione del letto fluido. Rauch e altri hanno mostrato come un catalizzatore nel letto possa avere effetti sensibili non solo sull’ abbattimento del tar, ma anche sulla composizione del syngas. In effetti alcuni trattamenti dell’olivina (come l’aggiunta di Ni) o naturali impurità, talvolta presenti in alcune varietà, possono avere un effetto catalizzatore sullo steam reforming del metano, causandone un drastico abbattimento. Ricordando che per ogni mole di metano consumato ne viene prodotta una di monossido di carbonio e ben tre di idrogeno, risulta evidente l’effetto che può
L’opportunità di un catalizzatore che agisca in tal modo non è scontata e dipende molto dal tipo di utilizzo del gas: spostare la composizione dei prodotti verso una maggiore quantità di idrogeno contro una minore di metano è dispendioso in termini di costi per il pretrattamento dell’olivina o di un maggiore valore della stessa. Per contro, se l’utilizzatore è, ad esempio, un turbogas, il vantaggio in termini di rendimento è piccolo addirittura nullo se l’utilizzatore è un motore a scoppio. Pertanto l’utilità di abbattere il tenore di metano c’è solo quando il funzionamento dell’utilizzatore migliora nettamente con l’aumentare del tenore di idrogeno, come nel caso della fuel cell. Questo aspetto può essere modellato agendo sull’energia di attivazione della reazione 4 del modello.
Il grafico di figura 6.5 mostra lo scostamento tra quelli che sono i risultati sperimentali e quelli numerici nelle diverse condizioni di processo, sia in termini di temperatura di gassificazione che di rapporto SBR:
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0 10 20 30 40 50 Sperimentale(%Vol.) S im u la to (% V o l. )
Figura 6.5 Confronto tra i risultati delle prove
sperimentali con l’impianto Joule ed i risultati numerici condotti nelle stesse condizioni di processo
Il modello non tiene conto delle sostanze che si formano durante il cracking della biomassa(etano, propano, etc) ne delle sostanze inquinanti, organiche e non, formatesi durante il processo, tuttavia fitta molto bene i risultati sperimentali in termini di composizioni dei macrocostituenti la miscela syngas(idrogeno, metano, monossido di carbonio e biossido di carbonio).
CAPITOLO 7
Simulazione di una cella a
carbonati fusi alimentata da
syngas
prodotto
dal
processo di gassificazione a
vapore
7.1 Descrizione del sistema
Nel seguente Capitolo viene introdotto un modello di simulazione per la cella a combustibile a carbonati fusi, nell’ipotesi che venga alimentata con un biogas simulato dalle caratteristiche simili a quelle del syngas prodotto dall’impianto di gassificazione a vapore a doppio letto fluido operante presso il Centro Ricerche ENEA di Trisaia.
Mediante tale strumento è possibile eseguire alcune valutazioni preliminari sul consumo di gas tecnici necessari per la messa in esercizio dell’impianto, nonché la stima delle prestazioni della cella espresse mediante alcuni parametri caratteristici, quali in particolare l’efficienza
elettrica di cella ed il coefficiente di utilizzazione del combustibile.
La cella a combustibile[57] oggetto del seguente studio è, come anticipato in precedenza, del tipo a carbonati fusi con una potenza nominale di 125 kW, prodotta dall’Ansaldo Fuel Cells. Attualmente, presso il Centro Ricerche ENEA di Trisaia, si stanno completando tutte le fasi di realizzazione delle opere civili e impiantistiche necessarie alla integrazione della suddetta cella nel preesistente impianto di gassificazione.
In particolare, sono previste due distinte aree per i gas tecnici utilizzati nel processo, in una prima area viene inserito un impianto di stoccaggio e vaporizzazione di azoto, anidride carbonica ed ossigeno, mentre in una seconda area sarà realizzato un bunker per lo stoccaggio di idrogeno in bombole con relativa unità di decompressione. Inoltre, è prevista anche la possibilità di alimentare monossido di carbonio attraverso apposite bombole, nel caso si voglia esercire la cella a combustibile con un biogas simulato di composizione uguale a quella tipica del gas prodotto dal processo di gassificazione in esame. A valle dell’unita di gassificazione è presente una sezione di cleaning del syngas costituita da un’unità di rimozione dei composti acidi, essenzialmente H2S e HCl, e da due
avviene la pulizia a caldo del gas prodotto, in modo tale da poter essere inviato successivamente nella cella a combustibile. Per rendere le caratteristiche del gas perfettamente compatibili con quelle richieste dalla cella, si prevede di inserire un’ulteriore unita per la rimozione dei composti acidi e un’unità per la rimozione del tar.