Trattamento del syngas

• µ elevato favorisce la produzione di idrogeno a discapito degli altri gas.

Esistono tre tipologie di gassificatori:

• il gassificatore a letto fisso si compone di una griglia sulla quale è posto il combustibile da trattare bagnato con vapore e con pezzature dell’ordine dei centimetri, nella quale viene insufflato l’ossigeno dal basso per favorire quindi uno scambio termico in controcorrente. È caratterizzato da temperature medie basse, anche se localmente possono essere elevate, di 400 − 600^◦C, pressioni intorno ai 20 − 30 bar ed efficienze quindi basse.

• Il gassificatore a letto fluido, nel quale il combustibile deve essere fornito in pezzatura molto sottile, dell’ordine dei millimetri, in modo tale da poter essere mantenuto in sospensione attraverso un continuo moto d’aria indotto dai ventilatori. Viene favorita la miscelazione anche utilizzando della sabbia inerte per aumentare la superficie di scambio termico. Si raggiungono temperature dell’ordine di 800 − 1000^◦Ce pressioni di 20 − 30 bar ed ha complessivamente efficienze molto più alte del letto fisso.

• il gassificatore a letto trascinato è molto simile al letto fluido ma la granu-lometria è ancora più fine, dell’ordine dei micron, ed è caratterizzato da tem-perature ancora più elevate di 1200 − 2000^◦C e pressioni molto più spinte di 20 − 80 bar.

4.2 Trattamento del syngas

Il trattamento del syngas è un processo molto complesso perché questo contiene:

• Zolfo in forma di H2S e COS, che in seguito alla combustione formano SOx in una quantità tale da non poter essere trattati a valle perché le tecnologie cono-sciute non sarebbero abbastanza efficienti, dunque si procede ad un trattamento a monte delle combustione.

• NOx dato che il combustibile contiene NH3 fino a 5000ppm, e si tratta a valle nei gas di scarico insieme agli altri formatisi a seguito della combustione.

• Particolato solido che ha anche la caratteristica di essere aggressivo, rimosso tramite delle fasi di lavaggio ad acqua che consente di separarlo in sicurezza prima della combustione, e poi ulteriore trattamento a valle.

Dunque fondamentalmente quello che si fa è un trattamento del syngas grezzo per depolverizzazione ad acqua e rimozione di H2S e COS, così depurato il syngas va in camera di combustione e alla fine vengono nuovamente trattati i gas combusti per rimuovere gli NOx e il particolato rimasto. Nelle figure 4.2 sono schematizzate le varie fasi per ogni tipologia di gassificatore.

46 CAPITOLO 4. IMPIANTI DI GASSIFICAZIONE A CICLO COMBINATO

(a) A letto fisso.

(b) A letto fluido.

(c) A letto trascinato.

Figura 4.2: Schemi semplificati della sezione di condizionamento del syngas grezzo basata su processi di trattamento a bassa temperatura [1].

4.2.1 Desolforazione del syngas

Il processo di rimozione di H2S e COS segue la schematizzazione di figura 4.3 ed è quindi il seguente:

Figura 4.3: Schematizzazione della sezione di rimozione dei composti dello zolfo [1].

1 - Separazione del gas: La separazione può avvenire:

• tramite un processo fisico, cioè tramite un legame fisico, adsorbimento, con il

"solvente" utilizzato,

• tramite un processo chimico quindi un legame chimico con il solvente.

Utilizzare un processo piuttosto che l’altro dipende dalla quantità di composti solforati presenti nel syngas, come si vede in figura 4.4 dove l’efficienza di rimozione dei due processi espressa come rapporto tra volume rimosso e solvente utilizzato, è graficata in funzione della pressione parziale dei composti solforati. Si osservi quindi come per

4.2. TRATTAMENTO DEL SYNGAS 47 basse pressioni parziali e quindi quantità sia conveniente il processo chimico, al contra-rio per alte quantità di H2S e COS sia conveniente il processo fisico. In entrambi i casi il solvente è rigenerato: per il solvente fisico tramite un abbassamento della pressione di lavoro, mentre per il solvente chimico per via termica. Il processo in generale ha

Figura 4.4: Equilibrio nei processi chimici e fisici di assorbimento [1].

efficienze altissime per H2S, un po’ meno alte per COS che però è anche in quantità minore, e il solvente si riesce a rigenerarlo circa al 100%. Il processo chimico è sche-matizzato in figura 4.5. La depurazione del gas avviene nella colonna di assorbimento, che è strutturata a piatti per aumentare l’area superficiale di contatto tra le fasi, dove si vede come il gas grezzo entra dal basso e il solvente dall’alto in controcorrente. Il solvente saturo carico di zolfo a questo punto deve essere rigenerato, e lo fa innanzi-tutto passando attraverso uno scambiatore di calore dove incontra in controcorrente il solvente stesso rigenerato, per poi entrare nella colonna di rigenerazione (o strippag-gio): qui viene iniettato del vapore prelevato dalla sezione di potenza dell’impianto che riscalda il solvente fino a 110−120^◦Cfavorendo così la separazione del H2S e COS.

Per quanto riguarda il processo fisico, l’assorbimento avviene tramite una riduzione

Figura 4.5: Schema semplificato della sezione di rimozione dei composti solforati tramite processo chimico [1].

di temperatura nella colonna di assorbimento e un aumento della pressione. Il solven-te utilizzato è il rectisol, a base di metanolo, ed assorbe in parsolven-te anche la CO2 . La rigenerazione di questo solvente avviene tramite una riduzione di pressione che libera le sostanze adsorbite (processo flash).

48 CAPITOLO 4. IMPIANTI DI GASSIFICAZIONE A CICLO COMBINATO 2 - Recupero dello zolfo elementare: Il recupero dello zolfo avviene attraverso un impianto di tipo Claus, come rappresentato in figura 4.6. Il gas passa inizialmente

Figura 4.6: Schema semplificato di un impianto Claus per il recupero dello zolfo elementare [1].

attraverso uno stadio termico, nel quale circa il 30% di H2S si ossida a contatto con l’ossigeno:

H₂S + 1,5 O₂−−→ H2O + SO₂ (4.2) Dopo questa fase viene prima recuperato parte del calore nel GVR, dopo il quale il gas arriva ad una temperatura di 200 − 250^◦Ce quindi inviato allo stadio catalitico dove avviene la reazione di riduzione del restante 70% H2S a zolfo elementare:

2 H₂S + SO₂−−→ 2 H₂O + 3 S (4.3) La reazione complessiva del processo è quindi:

3 H₂S + 1,5 O₂−−→ 3 H₂O + 3 S (4.4) 3 - Trattamento dei gas di coda: L’ultimo trattamento riguarda il cosiddetto gas di coda, cioè il gas desolforato uscente dal processo Claus, per il quale si utilizza il processo Scott, schematizzato in figura 4.7. I fumi prodotti dall’inceneritore hanno

Figura 4.7: Schema semplificato della sezione di trattamento dei gas di coda [1].

percentuali di CO2 e SOx molto inferiori ai limiti, anche se devono essere sommate a quelle prodotte dalla sezione di potenza.

Capitolo 5

Segregazione e stoccaggio dell’anidride carbonica

Lezione9. 17-11-2017

5.1 Introduzione al problema e approcci utilizzati

La CO2 di per sè non è un inquinante atmosferico, ma è il principale gas serra presente in atmosfera. Nel 2015 ci si è avvicinati alla soglia dei 400ppm, superata poi nel 2016 quando si è arrivati a 403,5ppm, che è 100ppm più elevata della soglia limite. Gli approcci alla soluzione di questo problema sono essenzialmente da un lato ridurre l’anidride carbonica prodotta dagli impianti, dall’altro utilizzare tecnologie per stoccarla e segregarla.

Per quanto riguarda il primo approccio le soluzioni possono essere:

• se si utilizzano combustibili fossili si dovrà innanzitutto aumentare l’efficienza di conversione di quest’ultimi negli impianti di produzione di energia elettrica per diminuirne il consumo e quindi la produzione specifica di CO2,

• utilizzare il più possibile combustibili che producano poca CO2, quali il metano,

• utilizzare come vettore energetico uno completamente de-carbonizzato quale l’idrogeno, che però deve essere prodotto perché non esiste in natura. I processi che consentono di produrre idrogeno sono:

– il water-gas shift che si è visto nel caso della gassificazione del carbone, che comunque produce CO2 che deve quindi essere separata e trattata in qualche modo ed il reattore ha comunque una sua efficienza,

– l’elettrolisi dell’acqua, che richiede però energia elettrica e dunque sarà necessario calcolare la convenienza energetica ed economica e ambientale del processo totale, ossia se l’energia prodotta dall’idrogeno è maggiore di quella spesa per produrlo e se l’energia utilizzata per produrlo è stata a sua volta prodotta senza produzione di CO2 . Inoltre l’elettrolisi ha un rendimento del 60-65%.

• utilizzo di fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica e termica, che però devono essere sottoposte ad analisi di fattibilità e sostenibilità tecnica ed economica

49

50 CAPITOLO 5. SEGREGAZIONE E STOCCAGGIO DELLA CO₂ Venendo quindi al secondo approccio, il primo step per trattare la CO2 è quello di separarla dai gas che la contengono quali i fumi di combustione (la quale se avviene con solo ossigeno consentirebbe di semplificarne il trattamento) e il syngas. Per separare la CO2 si utilizzano:

• processi di assorbimento chimico o fisico con un solvente,

• membrane polimeriche selettive che consentano di separare la CO2 dal resto di composti presenti nella miscela,

• processi criogenici basati essenzialmente su numerose compressioni interrefri-gerate che consentano di far liquefare la CO2 e separarla in fase liquida.

Ovviamente il funzionamento e l’efficienza di questi sistemi dipendono dalla concentra-zione di CO2presente nel gas da trattare: ad esempio per concentrazioni molto basse le efficienze più elevate le hanno i processi di assorbimento chimico, anche se sia le membrane polimeriche che i processi criogenici hanno una buona resa, mentre per ele-vate percentuali di CO2 si possono utilizzare esclusivamente processi di adsorbimento fisico.