Tecnologia di riferimento per la produzione di energia elettrica a

energia elettrica a basse emissioni di CO

a

partire da gas naturale

Nel Capitolo 2 è stato spiegato il funzionamento del processo ATR per la produzione di idrogeno da gas naturale. Ora viene discussa la possibilità di integrare tale processo all’interno di un ciclo combinato così da produrre energia elettrica attuando una cattura pre-combustione della CO2. In questo

modo, infatti, si produce una corrente di syngas ricco di idrogeno, virtualmente privato dalla presenza di atomi di carbonio, che verrà poi bruciato nella turbina a gas.

Diversi studi hanno mostrato come sia possibile utilizzare direttamente aria come ossidante nel reattore ATR. La rimozione della CO2 a seguito degli stadi di

shift viene operata attraverso un processo di assorbimento chimico, in quanto le condizioni operative dello stadio di reforming e shift in unione con la diluizione dell’azoto portano ad avere ridotte pressioni parziali di CO2 nella

corrente di syngas. Per questo motivo l’assorbimento è di tipo chimico, tipicamente impiegando soluzioni a base di MDEA (metil di-etanol ammina).

La tecnologia ATR+MDEA integrata in un ciclo combinato viene, in questo lavoro, considerata come la tecnologia di riferimento per la produzione di energia elettrica a basse emissioni a partire da gas naturale. Di seguito vengono riportate una breve descrizione dell’impianto e delle sue prestazioni.

5.1.1

Descrizione dell’impianto

Lo schema dell’impianto ATR+MDEA (Romano, Chiesa e Lozza [41]), integrato in un ciclo combinato standard è riportato in Figura 5.1. L’impianto può essere suddiviso in alcune sotto-sezioni: (i) una zona dove il gas naturale viene desolforato e umidificato, (ii) un’isola chimica dove viene prodotto il syngas, (iii) una sezione dove la CO2 è separata dal syngas ricco di idrogeno, compressa

e liquefatta e, (iv) un’isola di potenza dove il combustibile decarbonizzato viene bruciato all’interno di un ciclo combinato avanzato.

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Figura 5.1 Schema di impianto dell’impianto ATR+MDEA, [41].

Prima di entrare nel reattore ATR il gas naturale è umidificato e sottoposto ad un trattamento di rimozione dello zolfo. Il primo stadio consiste nella reazione dei composti organici solforati con un ricircolo di H2 in modo da produrre H2S,

successivamente il gas naturale è sottoposto ad un processo di adsorbimento chimico su di un letto fisso a base di ossido di zinco. Dopo questo trattamento la corrente gassosa è miscelata con vapore di media pressione in modo che venga raggiunto il valore di S/C richiesto dal processo (tipicamente 1.5).

La descrizione nel dettaglio del processo ATR è già stata fornita precedentemente in questo capitolo, tuttavia l’impianto ATR subisce una importante modifica quando viene pensato per la produzione di energia elettrica e non solo di idrogeno puro. Nel caso di integrazione con ciclo combinato, l’ossidante è l’aria derivante dal compressore della turbina a gas,

115 non più una corrente di ossigeno puro. La presenza di azoto come diluente nel combustibile è favorevole per la riduzione della formazione degli NOx in un

combustore a fiamma diffusiva. Questo fatto porta inoltre al notevole vantaggio di non aver più la necessità di un ASU per la produzione di O2,

riducendo di molto la penalizzazione energetica dell’impianto. Dopo lo stadio di reforming e quello di shift la corrente di syngas, composta prevalentemente da H2, N2 e CO2, viene inviata al processo di purificazione.

Lo schema dell’isola chimica dove avviene la cattura della CO2 attraverso

l’assorbimento chimico con MDEA è riportato in Figura 5.2.

Figura 5.2 Schema dell’impianto chimico MDEA dove avviene la cattura della CO2, [41].

Il processo qui considerato è caratterizzato da un doppio stadio di rigenerazione per il la metil di-etanol ammina, come nel processo BASF a MDEA [42], [43]. Una parte viene rigenerata attraverso un processo di stripping alimentato con vapore di bassa pressione, l’altra parte attraverso un camera di flash operata a bassa pressione.

Inizialmente la corrente di soluzione esausta attraversa uno stadio di flash ad elevata pressione dove la maggior parte di H2, CO2 e N2 viene desorbita e

ricircolata nella colonna. Successivamente la soluzione entra in una camera di flash dove viene parzialmente rigenerata. All’uscita una porzione di soluzione semi-rigenerata è ricircolata a metà della colonna, la rimanente parte è inviata allo stadio di stripping. Il calore necessario all’operazione è fornito attraverso una corrente di vapore di bassa pressione che condensa nel reboiler. Il flusso uscente dalla cima dello stripper è composto prevalentemente da CO2 e vapore

che viene poi separato per condensazione. La soluzione completamente rigenerata viene alimentata in cima alla colonna di assorbimento.

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Il flusso di anidride carbonica si trova alla pressione di circa 1.1 bar ed è caratterizzato da una purezza superiore al 99%; per questo motivo non sono necessari successivi stadi di purificazione e la corrente può essere compressa. La CO2 viene compressa fino a 90 bar attraverso un treno di compressori

interrefrigerati a cinque stadi, successivamente, dato che si trova ora in fase liquida, viene semplicemente pompata fino alla pressione di 150 bar. Le principali penalizzazioni energetiche legate al processo di separazione e compressione della CO2 sono: (i) riduzione della potenza della turbina a vapore

a seguito dello spillamento della portata necessaria per lo stripping, (ii) consumi elettrici delle pompe di circolazione del solvente e del compressore di ricolo del syngas, (iii) consumo elettrico legato alla compressione della CO2 e

(iv) consumo degli ausiliari legati al recupero delle condense.

L’impianto di potenza è un ciclo combinato allo stato dell’arte, basato su una turbina a gas GE 9FB. Prima di essere bruciato, il syngas viene umidificato in un saturatore e preriscaldato utilizzando sia calore di media che alta temperatura. La diluzione ulteriore con vapore viene effettuata in modo da ridurre la temperatura adiabatica di fiamma e controllare le emissioni di NOx.

La temperatura finale di preriscaldamento del combustibile è un compromesso tra il miglioramento dell’efficienza dell’impianto e la riduzione dei problemi tecnologici legati all’utilizzo di H2 ad elevate temperature. Per l’impianto in

questione la temperatura del combustibile è fissata a 300°C: al di là di questo limite si ottengono solo limitati vantaggi poiché il recupero di calore è sfruttato in modo migliore generando vapore ad alta pressione.

Il ciclo a recupero sottoposto è un ciclo a vapore caratterizzato da due livelli di pressione (130/27.5 bar). Il livello a bassa pressione non è necessario per un buon recupero termico in quanto si genera una grande quantità di vapore durante il raffreddamento del syngas e di conseguenza è necessario una elevata quantità di calore a bassa temperatura nell’economizzatore; inoltre il calore a bassa temperatura dei fumi può essere efficientemente recuperato per preriscaldare il gas naturale e far funzionare i saturatori. Il livello di pressione intermedio è stato scelto in modo da poter usare il vapore di media pressione per fornire il valore di S/C al reattore ATR.

5.1.2

Prestazioni dell’impianto

In Tabella 5.1 sono riportate le prestazioni dell’impianto integrato ATR+MDEA confrontate con quelle di un ciclo combinato standard senza cattura; in Tabella 5.2 sono invece riportati i punti di funzionamento e le condizioni operative dell’impianto di Figura 5.1.

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Tabella 5.1 Prestazioni dell’impianto integrato ATR+MDEA confrontate con quelle di un ciclo combinato standard, [41].

L’impianto è caratterizzato da un rendimento elettrico di 50.65%, con una penalizzazione di circa 8 punti percentuali rispetto al caso NGCC. La cattura della CO2 si attesta al valore di 91.56%, cosicché le emissioni specifiche

risultano 34.2 kgCO2/MWh. Combinando i risultati ottenuti per il rendimento e

per la cattura si ottiene un valore dello SPECCA di 3.05 MJ/kg_CO 2.

La potenza della turbina a gas risulta 287.7 MW, 14.3 MW superiore rispetto a quella del ciclo combinato. La maggior potenza è ottenuta anche se la TIT è inferiore (1345°C rispetto a 1360°C), perché il salto entalpico a cavallo della turbina a gas è maggiore a causa del maggior contenuto di H2O nei fumi. La

portata di aria aspirata dal compressore è di 632.8 kg/s (flusso 1 in Tabella 5.2), inferiore di circa 0.7 punti percentuali rispetto a quella del ciclo combinato in condizioni di progetto. Questa piccola differenza può essere facilmente corretta lavorando con le VGV.

La potenza prodotta dal ciclo a vapore è simile nei due casi considerati, perché il maggiore input termico del ciclo con ATR, dovuto al massiccio raffreddamento del syngas in uscita dal reformer, è compensato dalla sostanziosa richiesta di vapore necessaria per la rigenerazione della MDEA. Anche la compressione della CO2 produce una grande penalizzazione

energetica (15.1 MW), seguita dal booster dell’aria di alimento al reattore ATR (7.1 MW). NGCC ATR+MDEA 273.40 287.70 0.96 1.01 150.70 157.20 1.98 3.17 2.31 2.89 - 7.09 - 3.58 - 15.14 418.80 412.00 714.80 813.40 58.56% 50.65% - 91.56% 350.2 34.2 - 3.05 Rendimento elettrico εεεε cattura emissioni specifiche CO2 (Kg/MWh) SPECCA (MJ/kg) Input termico (MWPCI)

Altri ausiliari Booster aria Ausiliari processo MDEA

Compressione CO2

Potenza netta (MWel)

Potenza elettrica (MW) Turbina a gas Ausiliari turbina a gas

Turbina a vapore Pompe ciclo a vapore

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Tabella 5.2 Punti di funzionamento e condizioni operative del ciclo integrato ATR+MDEA. I punti di funzionamento si riferiscono all’impianto di Figura 5.1, [41].

Un’altra questione importante riguarda la formazioni di NOx. I combustori

premiscelati, correntemente impiegati sulle turbine a gas, non possono essere utilizzati per combustibili ricchi di idrogeno, come spiegato precedentemente. La temperatura adiabatica stechiometrica di fiamma rappresenta un buon indicatore per la formazione degli NOx nelle combustioni diffusive; il valore

calcolato di 2293 K dovrebbe essere sufficiente per contenere ad un livello accettabile la formazione di NOx [29]. Se i limiti non dovessero essere rispettati

si può operare una diluizione maggiore del combustibile o predisporre uno stadio di SCR sui fumi di combustione.