Elenco delle figure
Fig.1.1 – Rappresentazione schematica di un impianto IGCC. 11 Fig.1.2 – a) Composizione in funzione di TG;
b) Composizione in funzione di PG. 13
Fig.1.3 – a) Composizione in funzione di α;
b) Composizione in funzione di µ. 14 Fig.1.4 – Processo di gassificazione del carbone , schema di impianto IGCC. 24 Fig.3.1 – Diagramma di flusso del processo SCGP
(Shell Coal Gasification Process). 39 Fig.3.2 – Schema del Gassificatore di Carbone a letto trascinato
(entrained flow) della Shell. 42 Fig.3.3 – Processo di gassificazione Shell. 43 Fig.3.4 – La “Willem Alexander Centrale” in Buggenum (NL) da 253 MW. 44 Fig.3.5 – Schema del processo di gassificazione della centrale NUON
di Buggenum. 44
Fig.3.6 – Schema del processo di filtro ceramico impiegato nella centrale
NUON di Buggenum. 45
Fig.3.7 – Simulazione di un Gassificatore di Carbone
a Letto Trascinato (“Entained Flow”) tipo Shell. 47 Fig.3.8 – Risultati del modello CDP per il carbone esaminato
nelle condizioni di gassificazione. 50 Fig.3.9 – Schema syngas-cooler, filter, syngas-quench e compressione. 56 Fig.3.10 – Andamento della composizione molare del syngas
al variare della temperatura di gassificazione. 59 Fig.3.11 – Andamento della percentuale in moli di metano nel syngas
al variare della temperatura di gassificazione. 59 Fig.3.12 – Andamento del rapporto in massa ossigeno/carbone
al variare della temperatura di gassificazione. 60 Fig.3.13 – Variazione della composizione molare del syngas
Fig.3.14 – Andamento della percentuale in moli di metano nel syngas
al variare della pressione di gassificazione. 62 Fig.3.15 – Andamento del rapporto in massa ossigeno/carbone
al variare della temperatura di gassificazione. 63 Fig.3.16 – Diagrammi di flusso semplificati di processo:
a) Senza CO-shift; b) Conversione di CO-shift “sporca”;
c) Conversione di CO-shift “pulita”. 65 Fig.3.17 – Flowsheet dei reattori di CO-shift (WGSR-1 e WGSR-2)
e del sistema di raffreddamento. 67 Fig.3.18 – Schema di processo di assorbimento con Selexol. 72 Fig.3.19 – Flowsheet dell’unità di rimozione e stoccaggio dei gas acidi (AGR). 73 Fig.3.20 – Flowsheet del Turbo-gas. 78 Fig.3.21 – Diagramma a blocchi dell’impianto IGCC
con cattura della CO2 e produzione di H2. 81 Fig.3.22 – Flowsheet dell’unità PSA per la produzione di H2. 82 Fig.4.1 – Schema di funzionamento di un impianto IGCC
con evidenziate le due macroregioni in cui è possibile suddividerlo. 86 Fig.4.2 – profilo della temperatura di raffreddamento del syngas. 98 Fig.4.3a – Schema di funzionamento della centrale ENEL di Priolo Gargallo. 102 Fig.4.3b – Flowsheet Priolo Gargallo. 103 Fig.4.4 – Schema semplificato dell’impianto IGCC nella configurazione n°1. 105 Fig.4.5 – Schema di funzionamento delle turbine a vapore e del GVR
con l’integrazione definita “leggera”. 107 Fig.4.6 – Diagramma di recupero del calore durante il raffreddamento
del syngas con la soluzione di lay-out n°1. 114 Fig.4.7 – Schema del CONDENSER. 115 Fig.4.8 – Configurazione tipica di uno scambiatroe di calore
di recupero con corpo cilindrico posizionato sopra. 117 Fig.4.9 – Lay-out n°1; Diagramma T/Q per assetto ideale ciclo combinato
“integrato” al CNC. 127
Fig.4.10 – Schema semplificato dell’impianto IGCC nella configurazione n°2. 133 Fig.4.11 – Schema di funzionamento delle turbine a vapore e del GVR
con l’integrazione definita “completa”. 135 Fig.4.12 – Diagramma di recupero del calore durante il raffreddamento
del syngas nella configurazione di impianto n°2. 142 Fig.4.13 – Schema del CONDENSER 143 Fig.4.14 – Schema del RIGENERATORE. 144 Fig.4.15 – Configurazione n°2; Diagramma T/Q per assetto ideale
ciclo combinato “integrato” al CNC. 152 Fig.5.1 – Andamento della potenza assorbita dai principali ausiliari
dell’impianto. 159
Fig.5.2 – Andamento Efficienza (%) dell’impianto al variare della pressione
di gassificazione. 159
Fig.6.1 – Schema di funzionamento di un impianto IGCC
con produzione combinata di elettricità ed idrogeno. 163 Fig.6.2 – Impoverimento della potenza termica del Syngas. 164 Fig.6.3 – Diminuzione della portata di aria aspirata dal compressore
del Turbogas. 165
Fig.6.4 – Riduzione della portata dei fumi di scarico che attraversano
il GVR. 165
Fig.6.5 – Riduzione delle portate di vapore in ingresso nelle sezioni
della turbina a vapore. 166
Fig.6.6 – Andamento della Potenza Netta prodotta dall’impianto
al variare della portata di idrogeno estratta. 166 Fig.6.7 – Andamento del prezzo di vendita stimato dell’H2. 168 Fig.6.8 – Andamento del prezzo di vendita stimato dell’H2
per diversi prezzi di vendita dell’energia elettrica. 169 Fig.6.9 – Andamento del prezzo di vendita stimato dell’H2 (completo). 169