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7 Produrre biocombustibili a emissioni zero

7.5 Tecnologie di conversione

In Figura 7.3 sono riportati gli schemi dei tre tipi di impianto considerati. Fatta eccezione per la materia prima biomassa in ingressi considerata per l'impianto di Figura 7.3c, che proviene dalle prairie grasses invece che dalle coltivazioni di panìco (switchgrass), i tre impianti hanno le stesse caratteristiche discusse in Williams et al.

(2006). In tutti i casi, la dimensione dell’impianto è stata fissata per produrre un equivalente di 1.035 MW di biocombustibili FTL; questo accorgimento rende i tre sistemi facilmente paragonali.

In tutti i casi, la coproduzione di elettricità e di combustibile FTL è effettuata da un processo termo-chimico, dove la materia prima è gassificata in reattore pressurizzato con ossigeno per generare un gas di sintesi ricco di H2 e CO. Dopo raffreddamento e pulizia, una frazione del gas di sintesi è shiftata in un reattore convertitore di gas d’acqua (WGS) per raggiungere il rapporto globale H2/CO che di desidera. Il gas di sintesi shiftato entra in un sistema Rectisol, dove tutta la H2S e la maggior parte della CO2 vengono rimosse.

Il gas di sintesi pulito e senza zolfo, che consiste essenzialmente di H2 e CO, entra in un reattore Fischer-Tropsch a singolo passaggio in uno slurry-bed, in cui una frazione elevata di H2 e CO è convertita in petrolio greggio FT, vale a dire una miscela di gas leggeri, nafta, distillati medi e cere, che è quindi inviata ad una sezione di un sistema integrato di raffineria per la produzione di gasolio e benzina sintetici. I prodotti secondari gassosi leggeri (C1 - C4) della raffinazione insieme al gas di sintesi non convertito che esce dal reattore FTL, alimentano la turbina a gas di una centrale elettrica a ciclo combinato, dove il ciclo a vapore è alimentato non solo dal calore recuperato dai gas di scarico della turbina, ma anche da vari processi esotermici a monte, in particolare la sintesi esotermica del reattore FTL.

La maggior parte della tecnologia considerate in questo studio è sviluppata a livello commerciale. Una notevole eccezione è il gassificatore a biomassa, per il quale l'esperienza è limitata a un impianto pilota sviluppato da GTI (200x). A parte lo stato delle singole tecnologie, la loro applicazione nelle complesse, configurazioni integrate

considerate qui sarebbe nuova e richiederebbe una dimostrazione, così come lo sviluppo di un'adeguata esperienza operativa.

7.5.1 Prestazioni dell’impianto e flussi del carbonio

I tre impianti sono stati modellizzati usando un software di simulazione di processi chimici (AspenPlus) che stima nel dettaglio i bilanci di massa e di energia. In tutti i casi la taglia dell’impianto era fissata per produrre circa 1035 MW di liquidi FT. Gli impianti schematizzati nelle Figure 3a e 3b, quelle alimentate solo a carbone, sono gli stessi modellizzati in Williams et al. (2006). La configurazione, invece, del terzo impianto di Figura 3c, alimentato a carbone e biomassa, differisce da quella considerata in Williams et al. (2006) per i seguenti punti:

- le biomasse in ingresso sono prairie grasses invece di panìco (Panicum virgatum);

- il rapporto tra biomasse e carbone in ingresso è differente, poiché in questo studio viene deciso in modo tale che le emissioni di carbonio siano nulle.

a)

Gasification

F-T Synthesis

& Refining

Power Island

Export Electricity Syngas

Cooling &

Cleaning

unconverted syngas + C1-C4 gases process

electricity Coal

Air Separation

Unit

High Temp Water Gas

Shift

atmosphere sulfur recovery

Acid Gas Removal

CO2 H2S

O2

Air

Diesel Blendstock Gasoline Blendstock

b)

Gasification

F-T Synthesis

& Refining

Power Island

Export Electricity Syngas

Cooling &

Cleaning

unconverted syngas + C1-C4 gases process

electricity Coal

Air Separation

Unit

High T emp Water Gas

Shift

Acid Gas Removal

H2S + CO2 O2

Air

Diesel Blendstock Gasoline Blendstock

underground storage

c)

Gasification

F-T Synthesis

& Refining

Power Island

Export Electricity Syngas

Cooling &

Cleaning

unconverted syngas + C1-C4 gases process

electricity Coal

Air Separation

Unit

High Temp Water Gas

Shift

Acid Gas Removal H2S + CO2 O2

Air

Diesel Blendstock Gasoline Blendstock

underground storage Gasification

Syngas Cooling &

Cleaning Biomass

Two-Stage Water Gas

Shift O2

Figura 7.3: configurazione del processo di conversione per il sistema energetico (a) C-FT-V, solo carbone in ingresso, carbonio emesso in atmosfera; (b) C-FT-CoC, solo carbone in ingresso, carbonio in CCS; (c) CB-FT-CoC, carbone e biomasse in ingresso, carbonio in CCS.

L’utilizzo di prairie grasses invece del panìco comporta anche qualche differenza marginale, che non è stata considerata, nella modellizzazione del sistema. Dal punto di vista dei bilanci di massa e di energia, il parametro che può causare le maggiori differenze è il contenuto di umidità della biomassa in ingresso. Si assume però che prima dell’utilizzo delle biomasse nell’impianto, queste vengano fatte essiccare, al limite anche a bordo campo, fino ad un contenuto di umidità ari a circa il 20%; le

differenze nella composizione della frazione volatile o delle ceneri possono essere considerate a questo punto irrilevanti. Per quanto riguarda la variazione della frazione di biomassa rispetto al carbone in ingresso, è stata eseguita una interpolazione lineare tra l’impianto C-FT-CoC (solo carbone, cattura di CO2 e H2S) e l’impianto CB-FT-CoC (biomasse e carbone, cattura di CO2 e H2S) modellizzati in Williams et al. (2006).

L’interpolazione lineare è una approssimazione che dovrà essere in futuro verificata tramite una simulazione vera e propria dei bilanci in massa e in energia. In ogni caso, l’approssimazione utilizzata è compatibile con lo scopo di questo studio; inoltre, come risultato si ottiene un rapporto biomassa/carbone non dissimile da quello di Williams et al. (2006), giustificandone ulteriormente l’utilizzo.

In Tabella 7.5 sono riportate le prestazioni dei tre impianti. In Tabella 7.6 sono riportate le ripartizione dei flussi di carbonio, di ingresso e di uscita dall’impianto. Il carbonio scaricato nell'atmosfera da impianti con CCS proviene principalmente dalla CO e CO2

rilasciate da gas di sintesi (syngas) non convertito e dai gas fuoriusciti che alimentano le turbine a gas.

Tabella 7.5: Prestazioni complessive dei tre sistemi energetici.

Plant scheme C-FT-V C-FT-CoC CB-FT-CoC

Source this paper Williams et al.

(2006) this paper Williams et al.

(2006)

H2/CO ahead of FTL synthesis 2,25 2,75 2,75 2,75

MWLHV 2.946,0 3.085,1 2.447,8 2.241,0

Coal input

% of total input 100,0 100,0 78,5 71,6

MWLHV 0,0 0,0 668,4 886,8

Biomass input

% of total input 0,0 0,0 21,5 28,4

Total input 2.946,0 3.085,1 3.116,2 3.127,8

FTL Diesel MWLHV 639,8 639,8 639,8 639,8

FTL Gasoline MWLHV 395,2 395,5 392,1 392,0

MWLHV 1.035,0 1.035,3 1.031,9 1.031,8

Total FTL output

% of total input 35,1 33,6 33,1 33,0

MWe 461,3 428,3 451,7 459,5

Electricity Output

% of total input 15,7 13,9 14,5 14,7

Tabella 7.6: Flussi di carbonio per i tre sistemi energetici; i flussi sono espresso in tonnellate di carbonio per giorno.

Plant scheme C-FT-V C-FT-CoC CB-FT-CoC

Carbon from coal 6.410,0 6.713,3 5.326,4

Carbon from biomass 0,0 0,0 1.607,3

Total carbon to plant 6.410,0 6.713,3 6.933,7

Carbon in FTL 1.818,7 1.811,4 1.809,4

Carbon in char 64,1 67,1 53,3

Carbon to CCS 0,0 4.250,0 4.336,3

Carbon vented to atmosphere 4.527,2 584,8 734,7

Total carbon discharged from the plant 6.410,0 6.713,3 6.933,7

Carbon captured (%) 0% 63% 63%

In Figura 7.4 è mostrata una descrizione schematica dell’impianto CG-FT-CoC (gli altri due impianti sono in Appendice III) di conversione suddiviso per i principali blocchi che lo compongono e che definisco il bilancio finale del carbonio: il carbone e la biomassa in ingresso, l’impianto di conversione vero e proprio con l’energia elettrica prodotta, i liquidi FTL prodotti, l’atmosfera e il suolo che ricevono forniscono carbonio. Come si può osservare i flussi di carbonio in atmosfera sono pari a zero, poiché il carbonio in ingresso è esattamente uguale a quello in uscita. Per ottenere

questo risultato, la potenza in ingresso all’impianto deve provenire per il 22% circa dalle biomasse e per il restante 78% dal carbone.