POLITECNICO DI MILANO
Scuola di Ingegneria Industriale
Corso di Laurea Magistrale in
Ingegneria Energetica
Analisi termodinamica di cicli IGCC ad alta efficienza
Relatore: Prof. Paolo CHIESA
Tesi di Laurea di
Stefano RAZZARI Matr. 765696
Anno Accademico 2011-12
Indice
Sommario ..................................................................................................................... 8
Abstract ........................................................................................................................ 9
1. Introduzione ............................................................................................................ 10
1.1 Produzione di energia elettrica da combustibili fossili ........................................ 10
1.2 Caratteristiche e uso del carbone ...................................................................... 11
1.3 Caratteristiche e uso del gas naturale ............................................................... 12
1.4 Soluzioni innovative per l’utilizzo del carbone .................................................... 13
1.5 Vantaggi degli impianti IGCC............................................................................. 14
1.6 Obiettivi e motivazione del presente lavoro ....................................................... 15
2. Stato dell’arte .......................................................................................................... 16
2.1 I processi di gassificazione .............................................................................. 16
2.1.1 Introduzione ................................................................................................ 16
2.1.2 Efficienza della gassificazione: definizione di Cold Gas Efficency (CGE) .... 16
2.1.3 Fasi del processo di gassificazione ............................................................. 17
2.1.4 Reazioni chimiche ....................................................................................... 18
2.1.5 Effetto di alcuni parametri di processo ........................................................ 19
2.2 I gassificatori ................................................................................................... 20
2.2.1 Categorie di gassificatori ............................................................................. 20
2.2.2 Caratteristiche dei gassificatori a letto trascinato......................................... 24
2.3 Configurazione tipica di un impianto IGCC ........................................................ 27
2.3.1 Gassificatore ............................................................................................... 28
2.3.2 Sezione di separazione aria (ASU) ............................................................. 28
2.3.3 Raffreddamento del syngas ........................................................................ 30
2.3.4 Depurazione del syngas.............................................................................. 35
2.3.5 Produzione di potenza ................................................................................ 40
2.4 Prestazioni di un impianto IGCC ........................................................................ 43
2.5 Possibili evoluzioni tecnologiche........................................................................ 46
2.6 Configurazioni innovative considerate nel presente lavoro ............................... 48
3 Metodologia ............................................................................................................. 49
3.1 Introduzione ...................................................................................................... 49
3.1 Descrizione del programma GS......................................................................... 49
3.3 Assunzioni di calcolo comuni per tutte le simulazioni effettuate ......................... 50
4 Impianto di riferimento ............................................................................................. 53
4.1 Descrizione impianto di riferimento .................................................................... 53
4.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di simulazione ......................................... 60
4.3 Risultati della simulazione effettuata.................................................................. 67
5 Ciclo a gas con preriscaldamento aria ..................................................................... 73
5.1 Descrizione impianto ......................................................................................... 73
5.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di simulazione ......................................... 78
5.3 Risultati delle simulazioni effettuate ................................................................... 80
5.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo................................................. 80
5.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di compressione
ottimo................................................................................................................... 83
6 Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata.................... 90
6.1 Descrizione dell’impianto ................................................................................... 90
6.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di simulazione ......................................... 95
6.3 Risultati delle simulazioni effettuate ................................................................... 97
6.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo................................................. 97
6.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di compressione
ottimo................................................................................................................. 100
7 Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
................................................................................................................................. 108
7.1 Descrizione dell’impianto ................................................................................. 108
7.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di simulazione ....................................... 114
7.3 Risultati delle simulazioni effettuate ................................................................. 117
7.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo............................................... 117
7.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di compressione
ottimo................................................................................................................. 120
8 Conclusioni ............................................................................................................ 127
Acronimi utilizzati ...................................................................................................... 133
Bibliografia ................................................................................................................ 134
Elenco delle figure
Figura 1.1: Suddivisione per fonti della produzione globale di energia elettrica nel
2010[1]........................................................................................................................ 11
Figura 2.1: Gassificatore a letto fisso .......................................................................... 22
Figura 2.2: Gassificatore a letto fluido ......................................................................... 23
Figura 2.3: Gassificatore a letto trascinato .................................................................. 24
Figura 2.4: Sistema lock-hopper per la pressurizzazione del carbone alimentato al
gassificatore................................................................................................................ 26
Figura 2.5: Schema tipico di un impianto IGCC........................................................... 27
Figura 2.6: Schema di un ASU a doppia colonna ........................................................ 29
Figura 2.7: Syngas cooler radiativo e convettivo ........................................................ 31
Figura 2.8: Gas Quench .............................................................................................. 32
Figura 2.9: Water quench totale .................................................................................. 33
Figura 2.10: Water Quench parziale ........................................................................... 33
Figura 2.11: Gassificatore di tecnologia Shell [3] ........................................................ 34
Figura 2.12: Gassificatore di tecnologia GE Energy/Texaco[3] ................................... 35
Figura 2.13: Scrubber ad acqua .................................................................................. 36
Figura 2.14: Curva di solubilizzazione della CO2 nei solventi chimici e fisici................ 37
Figura 2.15: Schema processo Selexol ....................................................................... 38
Figura 2.16: Schema processo Rectisol [7] ................................................................. 39
Figura 2.17: Schema sistema di assorbimento chimico tramite ammine [7] ................ 40
Figura 2.18: Diagramma dei flussi di potenza in un impianto IGCC [2] ........................ 45
Figura 4.1: Schema del gassificatore .......................................................................... 53
Figura 4.2: Schema dell'ASU ...................................................................................... 54
Figura 4.3: Schema di gassificatore e processo di raffreddamento del syngas ........... 55
Figura 4.4: Schema sistema AGR di tipo Selexol ........................................................ 56
Figura 4.5: Schema del ciclo a vapore ........................................................................ 58
Figura 4.6: Schema complessivo dell'impianto ........................................................... 59
Figura 4.7: Modello del gassificatore........................................................................... 60
Figura 4.8: Diagramma di scambio termico della caldaia e dei syngas cooler ............. 71
Figura 5.1: Schema di gassificatore e raffreddamento del syngas .............................. 74
Figura 5.2: Schema del ciclo a vapore ........................................................................ 76
Figura 5.3: Potenza prodotta in funzione del rapporto di compressione ...................... 82
Figura 5.4: Rendimento in funzione del rapporto di compressione .............................. 82
Figura 5.5: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria ............................ 86
Figura 5.6: Diagramma di scambio termico di caldaia e syngas cooler ....................... 88
Figura 6.1: Schema di gassificatore e raffreddamento syngas .................................... 91
Figura 6.2: Schema del ciclo a vapore ........................................................................ 93
Figura 6.3: Schema complessivo dell'impianto............................................................ 94
Figura 6.4: Potenze in funzione del rapporto di compressione .................................... 99
Figura 6.5: Rendimento in funzione del rapporto di compressione .............................. 99
Figura 6.6: Diagramma di scambio del preriscaldatore ad alta temperatura .............. 103
Figura 6.7: Diagramma di scambio del preriscaldatore a bassa temperatura ............ 104
Figura 6.8: Diagramma di scambio della caldaia e dei syngas cooler ....................... 106
Figura 7.1: Schema di gassificatore e raffreddamento syngas .................................. 110
Figura 7.2: Schema del ciclo a vapore ...................................................................... 111
Figura 7.3: Schema complessivo dell'impianto.......................................................... 113
Figura 7.4: Potenze in funzione del rapporto di compressione .................................. 119
Figura 7.5: Rendimento in funzione del rapporto di compressione ............................ 119
Figura 7.6: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria .......................... 123
Figura 7.7: Diagramma di scambio termico di caldaia e syngas cooler ..................... 125
Elenco delle Tabelle
Tabella 3.1: Condizioni aria ambiente ......................................................................... 51
Tabella 3.2: Composizione aria ambiente. .................................................................. 51
Tabella 3.3: Analisi immediata carbone....................................................................... 51
Tabella 3.4: Composizione elementare carbone ......................................................... 51
Tabella 3.5: Altre caratteristiche del carbone .............................................................. 52
Tabella 4.1: Prestazioni turbina a gas alimentata a gas naturale................................. 57
Tabella 4.2: Portate in ingresso al gassificatore .......................................................... 61
Tabella 4.3: Consumi energetici del gassificatore ....................................................... 61
Tabella 4.4: Caratteristiche del vapore prodotto .......................................................... 61
Tabella 4.5: Assunzioni di progetto ASU e compressione ossigeno ............................ 62
Tabella 4.6: Assunzioni di progetto compressori azoto ............................................... 61
Tabella 4.7: Ipotesi di calcolo syngas coolers ............................................................. 63
Tabella 4.8: Ipotesi di calcolo processo Selexol .......................................................... 64
Tabella 4.9: Composizione syngas in ingresso e in uscita dalla sezione AGR ............ 64
Tabella 4.10: Assunzioni di progetto turbina a gas ...................................................... 65
Tabella 4.11: Livelli di pressione ................................................................................. 66
Tabella 4.12: ΔT degli scambiatori, per tutti i livelli di pressione .................................. 66
Tabella 4.13: Rendimenti isoentropici dei componenti…………………………..…........66
Tabella 4.14: Altre assunzioni di progetto relative al ciclo a vapore............................. 66
Tabella 4.15: Proprietà termodinamiche e composizione chimica nei principali punti
dell'impianto ................................................................................................................ 68
Tabella 4.16: Bilancio di massa gassificatore .............................................................. 69
Tabella 4.11: Bilancio energetico gassificatore…………………………………….……...70
Tabella 4.18: Bilancio di massa della turbina a gas..................................................... 69
Tabella 4.19: Bilancio energetico della turbina a gas .................................................. 70
Tabella 4.20: Bilancio di massa del ciclo a vapore ...................................................... 71
Tabella 4.21: Bilancio energetico del ciclo a vapore .................................................... 72
Tabella 4.22: Bilancio delle potenze complessivo ....................................................... 72
Tabella 5.1: Ipotesi di calcolo preriscaldatore aria ....................................................... 78
Tabella 5.2: Assunzioni di calcolo turbina a gas .......................................................... 79
Tabella 5.3: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione.......... 81
Tabella 5.4: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti
dell’impianto…………………………………………………………………………………..84
Tabella 5.5: Bilancio di massa del gassificatore…………………………………………..85
Tabella 5.6: Bilancio energetico del gassificatore…………….……………..……………85
Tabella 5.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria………………………………….85
Tabella 5.8: Bilancio di massa della turbina a gas………………………………………..86
Tabella 5.9: Bilancio energetico della turbina a gas……………………………………....87
Tabella 5.10: Bilancio di massa del ciclo a vapore…………………………………….….87
Tabella 5.11: Bilancio energetico del ciclo a vapore……………………………………...88
Tabella 5.12: Bilancio energetico globale dell’impianto……………………………….….89
Tabella 6.1: Ipotesi di calcolo preriscaldatore ad alta temperatura .............................. 95
Tabella 6.2: Ipotesi di calcolo valide per entrambi gli scambiatori ............................... 95
Tabella 6.3: Ipotesi di calcolo turbina a gas................................................................ 96
Tabella 6.4: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione.......... 98
Tabella 6.5: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti
dell'impianto .............................................................................................................. 101
Tabella 6.6: Bilancio di massa del gassificatore ........................................................ 102
Tabella 6.7: Bilancio energetico del gassificatore ...................................................... 102
Tabella 6.8: Caratteristiche del preriscaldatore ad alta temperatura.......................... 103
Tabella 6.9: Caratteristiche del preriscaldatore a bassa temperatura ........................ 103
Tabella 6.10: Bilancio di massa della turbina a gas................................................... 104
Tabella 6.11: Bilancio energetico della turbina a gas ............................................... 105
Tabella 6.12: Bilancio di massa del ciclo a vapore .................................................... 105
Tabella 6.13: Bilancio energetico del ciclo a vapore .................................................. 106
Tabella 6.14: Bilancio energetico globale dell’impianto ............................................. 107
Tabella 7.1: Ipotesi di calcolo del preriscaldatore dell'aria ......................................... 114
Tabella 7.2: Ipotesi di calcolo della turbina a gas ...................................................... 116
Tabella 7.3: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione........ 118
Tabella 7.4: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti
dell'impianto .............................................................................................................. 121
Tabella 7.5: Bilancio di massa del gassificatore ........................................................ 122
Tabella 7.6: Bilancio energetico gassificatore ........................................................... 122
Tabella 7.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria ............................................ 122
Tabella 7.8: Bilancio di massa della turbina a gas..................................................... 123
Tabella 7.9: Bilancio energetico della turbina a gas .................................................. 123
Tabella 7.10: Bilancio di massa del ciclo a vapore .................................................... 124
Tabella 7.11: Bilancio energetico del ciclo a vapore .................................................. 125
Tabella 7.12: Bilancio energetico globale dell’impianto ............................................. 126
Tabella 8.1: Prestazioni del ciclo a gas nelle diverse configurazioni di impianto........ 128
Tabella 8.2: Prestazioni del ciclo a vapore nelle diverse configurazioni di impianto.. 129
Tabella 8.3: Bilancio termico globale dell'impianto .................................................... 130
Tabella 8.4: Potenza assorbita dagli ausiliari ............................................................ 131
Tabella 8.5: Bilancio energetico globale dell’impianto ............................................... 131
Sommario
A seguito della continua crescita del fabbisogno di energia elettrica a livello mondiale,
della progressiva riduzione delle riserve di combustibili fossili e della crescente
preoccupazione per gli effetti dannosi delle emissioni dagli impianti di produzione di
energia elettrica è opportuno studiare soluzioni tecnologicamente avanzate per la
generazione di energia elettrica da combustibile fossile con elevato rendimento di
conversione e con ridotte emissioni di sostanze inquinanti.
In particolare questo studio si concentra sugli impianti a ciclo combinato con
gassificazione del carbone integrata, i quali hanno rendimento simile a quello che si
ottiene con un impianto a vapore USC, ma con emissioni inquinanti ridotte rispetto a
questi ultimi.
L’obiettivo di questo lavoro è l’analisi delle prestazioni di nuove configurazioni di
impianto al fine di migliorare l’efficienza termodinamica del processo di raffreddamento
del syngas. Nelle configurazioni studiate il calore recuperato dal syngas è fornito al
ciclo a gas invece che al ciclo a vapore.
Nei primi due capitoli vengono illustrati i vantaggi derivanti dall’utilizzo degli impianti
IGCC e lo stato attuale della tecnologia di tali impianti.
Nel terzo capitolo vengono illustrate le caratteristiche del programma utilizzato per le
simulazioni e le assunzioni di calcolo adottate. Segue un capitolo in cui è illustrata la
configurazione di riferimento con i syngas coolers tradizionali e sono presentati i
risultati della relativa simulazione. Infine, nei capitoli successivi sono illustrate in
dettaglio tre configurazioni di impianto avanzate, le ipotesi di calcolo e i risultati delle
simulazioni effettuate per ciascuna configurazione. La prima soluzione analizzata
prevede la sola aggiunta dello scambiatore che preriscalda l’aria compressa a monte
del combustore. La seconda prevede, oltre al citato preriscaldatore, una compressione
interrefrigerata, mentre l’ultima configurazione è dotata anche di ricombustione.
Nel capitolo conclusivo è presente il confronto dei risultati ottenuti. La configurazione
con il solo preriscaldamento dell’aria permette di ottenere efficienza di conversione
maggiore rispetto all’impianto di riferimento.
Abstract
The worldwide growth of electric energy demand, the reduction of fossil fuels resources
and the increasing attention on the effects of electric power plants emissions, calls for
studying advanced solutions to generate electricity from fossil fuels with high
conversion efficiency and reduced emissions. This work regards integrated gasification
combined cycles, which have the same efficiency of a USC steam cycle, but lower
pollutant emissions.
The aim of this work is the analysis of the performances of new IGCC plant
configurations to get higher thermodynamic efficiency in syngas cooling. In the studied
configurations the recovered heat is supplied to the gas cycle instead of to the steam
cycle.
In the first two chapters the advantages of using IGCC plants and the state of art of this
technology are described.
In the third chapter is presented the code used for simulations and the simulation
assumptions.
In the fourth chapter the configuration of the reference plant with traditional syngas
cooling is described and the results of simulations are presented. In the next chapters
are shown three advanced IGCC plant configurations, and the results of the simulation
for each configuration. The first solution is an IGCC plant with an air heater before the
gas cycle compressor. The second configuration has, besides the air heater, an
intercooled compression, and the third one has a recombustion after the first gas
expansion.
In the last chapter the results of all simulations are compared. The plant configuration
with the air heater shows higher conversion efficiency than the reference plant.
1. Introduzione
1.1 Produzione di energia elettrica da
combustibili fossili
Per la produzione di energia elettrica, a partire dall’inizio del secolo scorso, sono stati
utilizzati soprattutto i combustibili fossili. La produzione di energia elettrica, e con essa
il consumo dei combustibili fossili, è aumentata fortemente a partire dal secondo
dopoguerra. In particolare il combustibile più utilizzato storicamente per questo fine è
stato il carbone, tuttavia nei paesi industrializzati si è affermato, nella seconda metà del
secolo, l’utilizzo del petrolio e dei suoi derivati, i quali garantivano costi di estrazione e
trasporto inferiori rispetto al carbone, oltre ad essere meno inquinanti. Negli ultimi
decenni, con la diffusione degli impianti a ciclo combinato alimentati a gas naturale, è
aumentato l’uso di quest’ultimo combustibile.
Una frazione importante di elettricità è prodotta a partire dalla fonte nucleare, ma una
larga diffusione dell’impiego di questa fonte si scontra con gli elevati investimenti
necessari e con le problematiche legate alla sicurezza.
Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, solo la fonte
idroelettrica ha avuto da sempre un ruolo importante rispetto al fabbisogno di energia
elettrica globale, soprattutto nelle aree del pianeta più ricche di acqua. Negli ultimi
decenni si stanno diffondendo impianti di generazione da fonte eolica, geotermica,
solare o da recuperi termici derivanti dalla combustione di biomasse, rifiuti solidi urbani
o da processi industriali. Nonostante la rapida e recente diffusione queste fonti
contribuiscono in maniera ridotta alla produzione globale di energia elettrica.
Allo stato attuale quindi la maggior parte dell’energia elettrica è prodotta a partire dai
combustibili fossili, attraverso la conversione termodinamica dell’energia termica
generata dalla loro combustione.
I combustibili fossili utilizzati attualmente per questo fine sono soprattutto il carbone ed
il gas naturale. Il petrolio e i suoi derivati sono utilizzati per questo scopo molto meno
rispetto a quanto avveniva in passato. La diminuzione nel loro impiego è causata dai
sempre crescenti costi di estrazione e trasformazione del petrolio e dal fatto che i suoi
derivati sono impiegati anche come fonte energetica in altri campi, per esempio quello
dei trasporti, per i quali sono gli unici combustibili utilizzabili, a meno di altre soluzioni
innovative che sono allo studio al momento ma che non hanno ancora incontrato
successo industriale.
Nel grafico in figura 1.1 è riportata la generazione elettrica mondiale suddivisa secondo
la fonte energetica, relativo ai dati del 2010 pubblicati dalla International Energy
Agency [1].
10
Introduzione
_____________________________________________________________________
Figura 1.1: Suddivisione per fonti della produzione globale di energia elettrica nel 2010[1]
Nell’anno 2010 oltre circa i due terzi del fabbisogno mondiale di energia elettrica sono
stati prodotti da fonti fossili, soprattutto carbone (41%) e gas naturale (22%).
Nei paragrafi successivi sono illustrate le caratteristiche dei due combustibili più
utilizzati, carbone e gas naturale, oltre ai vantaggi e alle problematiche derivanti dal
loro utilizzo.
1.2 Caratteristiche e uso del carbone
Il carbone è una miscela di molecole molto complesse, che contiene al suo interno
anche specie più semplici, come idrocarburi leggeri o umidità. È caratterizzato da una
composizione molto variabile che dipende dal periodo di formazione e dalla zona di
estrazione. Contiene una certa quantità di umidità e di ceneri non combustibili,
sostanze volatili, anch’esse in quantità variabile, e un residuo solido fisso, costituito
dalle molecole organiche più complesse. Per quanto riguarda la composizione
elementare, il componente più abbondante in massa è il carbonio; sono presenti inoltre
ossigeno, azoto, zolfo e idrogeno. Come anticipato la composizione molecolare è
complessa e spesso sconosciuta. Anche il potere calorifico inferiore è variabile, può
assumere valori che vanno da 18 MJ/kg fino a 25 MJ/kg.
I prodotti della combustione del carbone sono pertanto ossidi di carbonio, acqua, ossidi
di zolfo, ossidi di azoto, e altre molecole complesse a base di carbonio. Inoltre nei gas
combusti rimangono particelle solide, che sono sia particelle carboniose incombuste
sia ceneri, cioè la parte non combustibile presente nel carbone.
11
Capitolo 1
_____________________________________________________________________
Proprio a causa della presenza di molecole complesse e di particelle solide nei gas
combusti non è possibile utilizzare il carbone in sistemi a combustione interna, poiché
le particelle solide potrebbero danneggiare parti dell’espansore, mentre alcuni
composti, per esempio quelli dello zolfo potrebbero attaccare i materiali, anche a causa
delle elevate temperature raggiunte dai gas combusti.
Il carbone è quindi utilizzato in impianti a combustione esterna, che nel caso della
produzione di energia elettrica consistono in cicli a vapore nei quali il calore è generato
dalla combustione del carbone in una caldaia, e trasferito al fluido in cambiamento di
fase attraverso degli scambiatori. La presenza di superfici di scambio termico limita la
temperatura massima del vapore prodotto, e di conseguenza il rendimento di
conversione dell’impianto è limitato. Inoltre, poiché nei gas derivanti dalla combustione
del carbone sono presenti specie inquinanti, in particolare ossidi di zolfo e di azoto,
negli impianti a carbone più recenti sono installati complessi sistemi di abbattimento
delle emissioni, con aumento dei costi di investimento e di esercizio.
Il carbone è, tra i combustibili fossili, quello con le riserve più abbondanti, inoltre tali
riserve sono distribuite in maniera più uniforme sul pianeta rispetto a quelle di petrolio e
gas naturale. Anche i costi di approvvigionamento del carbone sono inferiori rispetto a
quelli degli altri combustibili fossili.
Nonostante la minore efficienza e i maggiori costi di investimento e di esercizio degli
impianti alimentati a carbone quest’ultimo è il combustibile più utilizzato, per i già citati
vantaggi in termini di costi e diffusione delle risorse.
1.3 Caratteristiche e uso del gas naturale
Il gas naturale è una miscela di idrocarburi semplici, costituita in massima parte da
metano. Ha potere calorifico più elevato rispetto al carbone e, poiché non contiene
particelle solide né sostanze dannose per i materiali può essere impiegato in sistemi a
combustione interna. Il consumo di gas naturale per la produzione di energia elettrica è
aumentato molto negli ultimi decenni in relazione alla diffusione degli impianti di
generazione basati sul ciclo combinato, per i quali è, attualmente, l’unico combustibile
utilizzato. Il combustibile alimenta una turbina a gas e l’energia termica contenuta nei
gas all’uscita della turbina è recuperata in un ciclo a vapore. L’assenza di superfici di
scambio e la possibilità di raffreddare le parti critiche della macchina permette di
raggiungere temperature di combustione più elevate di quelle raggiungibili con sistemi
a combustione esterna: le maggiori temperature raggiunte, oltre allo sfruttamento
dell’energia termica dei gas di scarico, consentono di ottenere le efficienze di
conversione più elevate tra gli impianti di generazione elettrica da combustibili fossili.
I vantaggi derivanti dall’elevata efficienza di conversione raggiunta, dai contenuti costi
di investimento necessari e dalle basse emissioni inquinanti hanno favorito la diffusione
12
Introduzione
_____________________________________________________________________
di questo tipo di impianto, nonostante gli elevati costi di gestione che derivano dal fatto
che possono essere alimentati esclusivamente con combustibili di elevata qualità [2].
1.4 Soluzioni innovative per l’utilizzo del carbone
In considerazione del fatto che il fabbisogno globale di energia elettrica è destinato ad
aumentare nei prossimi decenni, e che le riserve accertate di gas naturale sono meno
abbondanti rispetto a quelle di carbone, appare necessario adottare soluzioni
innovative che permettano di sfruttare il carbone, o altri combustibili di scarsa qualità,
con i vantaggi di carattere ambientale caratteristici delle turbine a gas [2].
Esistono diverse tecnologie che consentono di sfruttare l’energia di combustibili di
basso pregio nel rispetto delle normative ambientali:
USC (Ultra Super Critical Rankine Cycle): sono impianti costituiti da un
tradizionale ciclo a vapore, generato in condizioni supercritiche, e dotate di
moderni sistemi di abbattimento delle emissioni.
FBC (Fluidized Bed Combustor): si tratta di cicli a vapore supercritico, nei quali
la caldaia tradizionale è sostituita da un combustore a letto fluido. Questa
soluzione consente la combustione di qualsiasi tipo di combustibile solido,
inoltre permette la rimozione delle specie inquinanti durante il processo di
combustione.
IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle): sono impianti a ciclo
combinato integrati con una sezione di gassificazione del combustibile solido,
che, trasformato in un combustibile gassoso, può alimentare la turbina a gas.
PFBC (Pressurized Fluidized Bed Combustor) sono impianti a ciclo combinato
nei quali il combustore della turbina a gas è sostituito con un combustore a
letto fluido pressurizzato, che quindi possono essere alimentati con qualsiasi
tipo di combustibile.
EFCC (Externally-Fired Combined Cycle): si tratta di impianti a ciclo combinato
nei quali il calore è fornito al fluido di lavoro da una fonte esterna.
Allo stato attuale tuttavia, l’utilizzo del carbone è economicamente competitivo solo se
esso è impiegato in centrali a vapore USC ad elevate prestazioni, che tuttavia devono
essere dotate dei migliori dispositivi di abbattimento delle emissioni attualmente
disponibili.
Gli impianti a ciclo combinato con sezione di gassificazione integrata (IGCC) sembrano
invece essere una soluzione promettente per l’utilizzo del carbone nel prossimo futuro:
consentono di ottenere i vantaggi offerti dalle turbine a gas in ciclo combinato in termini
13
Capitolo 1
_____________________________________________________________________
di impatto ambientale, pur essendo alimentati con combustibili di bassa qualità, come
carbone, residui di raffineria o biomassa. I vantaggi derivanti dall’impiego di tale
tecnologia sono presentati nel paragrafo seguente.
1.5 Vantaggi degli impianti IGCC
Il processo di gassificazione permette di trasformare il combustibile in un gas di sintesi
(syngas) che può essere ossidato nel combustore del ciclo a gas, mentre il calore
prodotto durante tale processo è recuperato attraverso la generazione di vapore, che
espande nella turbina del ciclo a vapore a recupero.
Attualmente impianti di questo tipo sono impiegati per la combustione di residui di
raffineria ad alto contenuto di zolfo, poiché essi garantiscono elevata efficienza di
rimozione dei composti solforati inquinanti. Invece per quanto riguarda impianti IGCC
alimentati a carbone le realizzazioni esistenti sono ancora pochissime, poiché la
maggiore complicazione e conseguentemente il maggior costo di impianto e la minore
affidabilità rispetto agli impianti a vapore USC ne frenano la diffusione.
Il vantaggio principale ottenibile con l’utilizzo di impianti IGCC per lo sfruttamento del
carbone è la possibilità di avere emissioni inquinanti inferiori rispetto agli impianti che
sfruttano la combustione diretta del combustibile, sia per quanto riguarda le particelle
solide che gli ossidi di zolfo e di azoto. La produzione di ossidi di azoto è limitata
controllando la temperatura di combustione, mentre la depurazione del syngas
prodotto, a monte della sua combustione, evita l’emissione di composti solforati e di
particolato solido, la cui rimozione sarebbe comunque necessaria poiché la presenza
di particelle solide nei gas combusti danneggerebbe l’espansore della turbina.
La rimozione dei composti dello zolfo dal syngas può essere realizzata con efficienze
maggiori e costi inferiori rispetto ad una operazione analoga effettuata sui gas di
scarico, a causa della maggiore diluizione delle specie da rimuovere in questi ultimi.
Inoltre gli impianti di tipo IGCC possono essere più convenientemente integrati con i
sistemi di cattura della CO2, nel caso in futuro sistemi di questo tipo, oggi allo stato di
studio e sperimentazione su impianti di piccola scala, siano adottati anche per impianti
di produzione di larga scala. Infatti anche la CO2 presenta concentrazione maggiore
nel syngas rispetto a quella che avrebbe nei gas combusti, quindi la rimozione
precombustione, possibile in un impianto IGCC, presenta costi inferiori ed efficienze
maggiori.
Rispetto alle altre soluzioni innovative citate, gli impianti IGCC presentano infine il
vantaggio di utilizzare esclusivamente componenti da tempo noti e adottati
nell’industria chimica e meccanica, quindi la loro diffusione non presenta le incognite
relative allo sviluppo radicale di nuove tecnologie.
14
Introduzione
_____________________________________________________________________
Se in un prossimo futuro le normative ambientali diverranno maggiormente restrittive
gli impianti IGCC potranno costituire una soluzione molto interessante per l’utilizzo del
carbone.
1.6 Obiettivi e motivazione del presente lavoro
I vantaggi citati, soprattutto quelli riguardanti gli aspetti ambientali, giustificano
l’interesse verso questa tecnologia e lo studio dei suoi possibili miglioramenti: infatti la
tecnologia dei cicli a vapore tradizionali si può considerare matura, mentre per gli
impianti IGCC è possibile un’evoluzione tecnologica nella direzione di maggiore
affidabilità, di costi di investimento inferiori, e di efficienza di conversione più elevata
[2]. In particolare sono allo studio alcune soluzioni innovative per il miglioramento
dell’efficienza di impianto, che verranno illustrate nel capitolo relativo allo stato
dell’arte.
Lo studio presentato nel presente lavoro ha come obiettivo il miglioramento
dell’efficienza di conversione (rendimento elettrico netto) di un impianto IGCC
attraverso lo sviluppo di configurazioni innovative del processo di raffreddamento del
syngas e del ciclo gas, nelle quali il calore recuperato viene fornito al ciclo a gas
anziché al ciclo a vapore. Le configurazioni innovative sviluppate saranno illustrate nei
capitoli seguenti, simulate con un codice numerico sviluppato dal Dipartimento di
Energia del Politecnico di Milano, e confrontate con un impianto IGCC di riferimento (la
cui configurazione del ciclo gas e dei syngas coolers è di tipo convenzionale).
Il lavoro è articolato nel seguente modo:
nel Capitolo 2 è riportata una descrizione della configurazione e del
funzionamento degli impianti IGCC esistenti e le loro possibili evoluzioni
tecnologiche.
nel Capitolo 3 è descritto il codice utilizzato per le simulazioni e sono
illustrate le assunzioni di calcolo effettuate.
nel Capitolo 4 è presentata la configurazione dell’impianto di riferimento e
sono riportati i risultati della simulazione relativa.
Nei capitoli 5, 6 e 7 sono descritte le configurazioni di impianto avanzate e
sono presentati i risultati delle relative simulazioni.
15
2. Stato dell’arte
2.1 I processi di gassificazione
2.1.1 Introduzione
La gassificazione consiste nella trasformazione di un combustibile solido in un
combustibile gassoso, attraverso un complesso insieme di reazioni.
Il processo avviene in un reattore stazionario e isobaro, i flussi entranti sono:
Carbone
Ossidante
Acqua
Mentre i flussi uscenti sono:
Syngas
Ceneri
L’ossidante può essere aria prelevata dall’ambiente, ma nella maggior parte delle
applicazioni industriali è impiegato ossigeno con diversa purezza a seconda delle
necessità. L’acqua è necessaria come reagente in alcune reazioni ed è introdotta
anche per moderare la temperatura del reattore.
Il syngas costituisce il prodotto del processo di gassificazione, mentre le ceneri sono il
residuo solido della gassificazione, e assumono diverse forme a seconda delle
condizioni alle quali avviene la gassificazione. Si possono trovare sottoforma di polveri
volatili di varia grandezza, che prendono il nome di “fly ashes”, oppure se la
temperatura è superiore alla temperatura di fusione delle ceneri, di scorie agglomerate
fuse, che vanno sotto il nome di “slag”.
2.1.2 Efficienza della gassificazione: definizione di Cold Gas
Efficency (CGE)
Lo scopo della gassificazione del carbone è trasferire l’energia chimica contenuta in
quest’ultimo ad un combustibile gassoso. Come tutti i processi di trasformazione
dell’energia non ha efficienza unitaria: poiché le reazioni chimiche necessarie al
processo di gassificazione avvengono ad elevata temperatura è necessario dissipare
parte dell’energia contenuta nel combustibile per aumentare la temperatura del
16
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
reattore. Tuttavia una parte di questa energia può essere recuperata raffreddando il
reattore, mentre un’altra parte rimane come calore sensibile nel syngas, che esce dal
reattore ad elevata temperatura. Inoltre altre perdite energetiche dipendono dalla
conversione del carbone che non è unitaria: particelle di carbonio non combuste
possono essere eliminate con le ceneri, ed infine, con la separazione delle specie
inquinanti dal syngas, si elimina il potere calorifico di queste ultime.
La Cold Gas Efficiency è un indice che rappresenta l’efficienza energetica del processo
di gassificazione: è definita come il rapporto tra la potenza uscente dal gassificatore
come potere calorifico del syngas e la potenza entrante associata al carbone.
CGE=
m'syngas *PCIsyngas
m'carbone *PCIcarbone
2.1.3 Fasi del processo di gassificazione
La gassificazione del carbone è sostanzialmente un processo di ossidazione che
avviene in difetto di ossigeno rispetto ad una combustione stechiometrica. Secondo
quanto descritto in [3], le fasi principali del processo sono:
Deumidificazione: il carbone si scalda e l’acqua presente progressivamente
evapora
Pirolisi: a temperature comprese tra i 400 e i 600°C le molecole più volatili si
liberano formando la frazione gassosa, composta dai composti volatili e da oli
ed idrocarburi pesanti presenti allo stato di vapore o liquido in sospensione, che
vengono indicati con il nome di tar.
Cracking termico: se la temperatura raggiunta dal syngas è maggiore di 1000°C
le molecole pesanti della frazione volatile si decompongono in H2, CO2 e CO;
se invece la temperatura è contenuta i tar escono con il syngas rimanendo nella
forma di vapore o liqudo in sospensione. Il residuo solido poroso che risulta è
detto char.
Combustione del char: gli idrocarburi più pesanti presenti nel char reagiscono
ad elevata temperatura con l’ossigeno.
17
Capitolo 2
_____________________________________________________________________
2.1.4 Reazioni chimiche
Durante il processo di gassificazione avvengono numerose reazioni, che si possono
raggruppare secondo diverse tipologie:
Reazioni di ossidazione
1
O →CO
C+
CO+
C +O2 →CO2
H+ O2 →H2 O
2
1
2
O →CO2
1
2
Queste reazioni, che sono fortemente esotermiche e veloci, sono necessarie a fornire il
calore utile per scaldare il gas alla temperatura desiderata, sono quindi desiderate
nonostante consumino una parte del potere calorifico del combustibile, e riducano di
conseguenza il potere calorifico del syngas prodotto.
Reazioni di riduzione
C + CO2→ 2CO
C+H2O→CO + H2
reazione di Bouduard
reazione di gassificazione
Queste reazioni sono endotermiche, sono quindi favorite alle alte temperature. È
necessario favorire queste reazioni al fine di avere un gas con elevata presenza di CO
e H2 e quindi elevato potere calorifico.
Reazione di Water-Gas shift
CO + H2O ↔ CO2 + H2
Si tratta di una reazione esotermica necessaria per aumentare il rapporto H2/CO nel
syngas. Nei casi in cui si desidera un elevato rapporto H2/CO, per esempio in un
impianto per la produzione di idrogeno o in un impianto per produzione di energia
elettrica dotato di sistemi per la separazione della CO2 è possibile aggiungere un
reattore catalitico che favorisce questa reazione a valle del gassificatore.
18
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
Reazione di metanazione
C + 2H2 ↔ CH4
È una reazione esotermica, favorita quindi dalle basse temperature. Consuma parte
dell’idrogeno, tuttavia la presenza di metano nel syngas è utile perché ne aumenta il
potere calorifico, inoltre, poiché si tratta di una reazione esotermica, è utile al fine di
aumentare la temperatura del gas.
Reazioni che coinvolgono altri elementi
Le reazioni sopra citate sono quelle che descrivono il processo di gassificazione,
tuttavia non tengono conto degli elementi contenuti nel carbone in quantità minore, ma
che possono formare composti inquinanti o dannosi per alcuni componenti
dell’impianto, che devono quindi essere rimossi dal syngas prodotto.
Zolfo: lo zolfo presente nel carbone reagisce con l’idrogeno e l’ossigeno
presenti nel gassificatore. Data l’atmosfera povera di ossigeno si converte in
H2S. una piccola parte di esso si ossida a SO2, che poi reagisce col carbonio e
forma COS.
Azoto: la maggior parte dell’azoto si converte in azoto molecolare. Una minima
parte reagisce con l’idrogeno e forma ammoniaca, inoltre, sempre a causa
dell’ambiente povero di ossigeno anche la formazione di ossidi di azoto è
ridotta al minimo.
2.1.5 Effetto di alcuni parametri di processo
Temperatura
Aumentando la temperatura del reattore si sposta l’equilibrio in favore delle reazioni
endotermiche di gassificazione, si favorisce il cracking termico degli idrocarburi più
pesanti presenti nel tar e si velocizza la cinetica di tutte le reazioni. È quindi favorita la
formazione di molecole semplici, come H2, CO, CH4. La presenza di queste specie,
dall’elevato potere calorifico, aumenta la CGE del processo, tuttavia per elevare la
temperature sono necessarie reazioni di ossidazione che riducono la CGE. La scelta
della temperatura ottimale non dipende solo dal valore della CGE, ma anche dai costi
di investimento e di processo [3]. In generale la temperatura scelta è la minima
sufficiente per ottenere una buona CGE, il cracking del tar, una cinetica
sufficientemente veloce e la fusione delle ceneri. Se la fusione delle ceneri non è
prevista la temperatura scelta sarà di poco inferiore al valore di fusione delle ceneri.
19
Capitolo 2
_____________________________________________________________________
Pressione
Il valore della pressione non influenza l’equilibrio chimico del processo, poiché la
maggior parte delle reazioni presenti non comporta variazione del numero di moli. Una
pressione più elevata permette di ridurre le dimensioni del reattore, ma è limitata dalle
caratteristiche strutturali dell’impianto [3]. Inoltre la pressione di gassificazione
influenza le prestazioni dell’impianto IGCC: pressione maggiore comporta maggiori
pressioni parziali degli inquinanti che permettono maggiori efficienze dei processi di
rimozione [3]. Infine con la pressione aumenta la temperatura del recupero termico dal
syngas nel caso di raffreddamento con water quench, come verrà illustrato in seguito.
Scelta dell’ossidante
Come anticipato come ossidante può essere impiegata aria o ossigeno prodotto da
una sezione di impianto dedicata. Questa soluzione comporta un elevato consumo
energetico, tuttavia presenta numerosi vantaggi:
Riduzione delle dimensioni dell’impianto, determinata dalla minore portata del
flusso di ossidante in ingresso.
La quantità di inerti presenti nel gassificatore è sensibilmente minore, con
conseguente diminuzione del calore necessario al raggiungimento delle
temperature di gassificazione. Per la generazione di questo calore è necessario
un maggiore avanzamento delle reazioni di ossidazione, con una diminuzione
della CGE nel caso di alimentazione ad aria.
Il potere calorifico del syngas prodotto è sensibilmente maggiore poiché esso
non contiene la portata di inerte introdotto con l’aria. Inoltre la pressione
parziale degli inquinanti maggiore facilita il processo di rimozione.
La presenza dei vantaggi citati porta alla scelta di alimentare il gassificatore con
ossigeno. La maggior parte dei gassificatori esistenti impiega quindi ossigeno come
ossidante, nonostante il notevole consumo energetico derivante dal processo di
separazione aria.
2.2 I gassificatori
2.2.1 Categorie di gassificatori
I gassificatori possono essere classificati secondo tre categorie a seconda del
funzionamento del letto:
Gassificatori a letto fisso
20
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
Gassificatori a letto fluido
Gassificatori a letto trascinato
Gassificatore a letto fisso
In questa configurazione il carbone entra dall’alto e fluisce controcorrente con i gas
prodotti. L’ossidante e il vapore entrano dal basso. Le particelle solide scendono
lentamente, incontrando temperature crescenti. L’acqua si libera nella parte alta del
reattore, mentre nella parte immediatamente successiva gli elementi più volatili si
miscelano con i gas ascendenti. Nella zona inferiore avvengono le reazioni di
gassificazione che sono endotermiche, sono quindi favorite dalle basse temperature.
Le particelle più pesanti giungono nella parte più bassa del reattore dove si ossidano
attraverso reazioni fortemente esotermiche. Le temperature raggiunte sono prossime a
1200°C. A questa temperatura le ceneri fondono e si raccolgono sul fondo del reattore
dal quale vengono separate.
I tempi di residenza del carbone nel reattore risultano abbastanza elevati poiché le
particelle devono essere di una certa dimensione –non troppo piccole- per non
ostacolare il flusso dei gas che risalgono, inoltre la cinetica delle reazioni di riduzione è
lenta in assenza di catalizzatori. Per questo motivo i gassificatori a letto fisso hanno
dimensioni maggiori degli altri oppure, a pari dimensioni, la produttività di syngas è
limitata. Nella zona in cui avviene la pirolisi la temperatura è mantenuta al di sotto della
temperatura di fusione delle ceneri (tra i 900°C e i 1000°C) perché a temperature
superiori si rischia la coesione del letto. La temperatura raggiunta non è sufficiente per
il cracking termico degli idrocarburi più complessi, che rimangono in fase solida: il
contenuto di tar nel syngas prodotto è elevato. Tuttavia a causa della non elevata
temperatura di uscita del syngas (può essere compresa tra 300 e 550°C) la CGE è
elevata. Poiché parte del carbone che arriva nella zona di combustione è già reagito la
quantità di ossidante necessaria è ridotta. Per questo motivo è possibile alimentare il
gassificatore con aria, poiché la quantità di azoto presente non richiede una elevata
spesa energetica.
21
Capitolo 2
_____________________________________________________________________
Figura 2.1: Gassificatore a letto fisso
Gassificatore a letto fluido
In questo tipo di gassificatore il carbone è alimentato nello stesso modo del caso
precedente, ma in pezzatura più piccola, inferiore ai 5 mm. Il flusso di ossidate e
vapore è alimentato a velocità consistente, tale da garantire un continuo
rimescolamento del letto di carbone. La temperatura è uniformemente distribuita
all’interno del letto ed è mantenuta tra gli 800°C e i 1000°C. la cinetica è quindi più
elevata e tempi di residenza del carbone sono inferiori [3]. A causa della completa
miscelazione del carbone con le ceneri è inevitabile che una parte di esso venga
eliminata con le ceneri che vengono raccolte sul fondo del reattore e raffreddate:
l’efficienza di conversione del carbone è quindi più bassa, in generale non supera il
97%, mentre per i gassificatori a letto fisso e a letto trascinato essa raggiunge il 99%
[3]. Una possibilità offerta da questo tipo di reattore è la rimozione dello zolfo all’interno
di esso: è possibile alimentare sorbenti come CaO e CaCO3, che poi vengono eliminati
con le ceneri. Il principale vantaggio di un letto fluido è la possibilità di alimentare
contemporaneamente combustibili con diverse caratteristiche e pezzature, infatti le
particelle più grandi non reagite possono essere separate dal syngas attraverso dei
cicloni e ricircolate all’interno del letto. Anche in questo reattore la temperatura
massima è inferiore a quella a cui avviene il cracking termico degli idrocarburi pesanti,
quindi abbiamo elevata presenza di tar nel syngas prodotto [3].
22
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
Figura 2.2: Gassificatore a letto fluido
Gassificatore a letto trascinato (entrained flow)
Questo reattore è un combustore che opera in difetto di ossigeno. Opera ad una
pressione compresa tra 40 e 70 bar e a temperatura molto elevata a causa delle
reazioni di ossidazione. Il polverino di carbone ha dimensioni inferiori a 0,1 mm ed è
alimentato in equicorrente con l’ossidante e il vapore. A causa delle elevate
temperature raggiunte e delle ampie superfici di contatto garantite dalla pezzatura fine,
la cinetica delle reazioni è molto veloce. Poiché le temperature raggiunte sono
superiori e consentono il cracking termico degli idrocarburi, la conversione del carbone
è molto elevata, in generale superiore al 99% e non ci sono idrocarburi pesanti (tar) nel
syngas prodotto [3]. I tempi di residenza sono paragonabili a quelli delle caldaie a
carbone tradizionali, quindi i gassificatori realizzati secondo questa configurazione
sono i più compatti. L’elevata temperatura raggiunta comporta la fusione della maggior
parte delle ceneri, che si raccolgono sul fondo sottoforma di slag, che poi viene
recuperato, mentre solo la parte più leggera di esse, chiamata fly ashes, rimane in
sospensione nel syngas ed è separata attraverso dei cicloni. La CGE diminuisce
rispetto agli altri gassificatori, poiché l’avanzamento delle reazioni di ossidazione
necessarie per raggiungere elevate temperature consuma parte dell’energia chimica
contenuta nel combustibile. Generalmente la CGE per questo tipo di reattore non
supera l’80% [4]. Per l’ossidazione è richiesta una elevata quantità di ossidante,
pertanto è necessario utilizzare ossigeno: infatti il calore sensibile necessario per
23
Capitolo 2
_____________________________________________________________________
scaldare l’azoto presente ridurrebbe ulteriormente la CGE [3]. A causa dell’elevata
compattezza e semplicità costruttiva sono i reattori più utilizzati nelle applicazioni
industriali, e di fatto sono gli unici utilizzati negli impianti IGCC alimentati a carbone.
Possono essere alimentati con qualsiasi tipo di carbone, tuttavia per la gassificazione
delle biomasse sono necessari alcuni accorgimenti poiché la biomassa, a causa delle
fibre in essa contenute, può essere macinata finemente solo dopo aver subito alcuni
pretrattamenti [5].
Figura 2.3: Gassificatore a letto trascinato
2.2.2 Caratteristiche dei gassificatori a letto trascinato
Scambio termico
Il gassificatore può essere adiabatico o raffreddato:
un reattore adiabatico è di costruzione più semplice ed immediata: le pareti
sono rivestite di un materiale refrattario, tuttavia a causa dell’elevato flusso
termico a cui questo materiale è sottoposto il reattore necessita di una
frequente manutenzione e sono più probabili eventuali sostituzioni del
reattore. Il vantaggio economico relativo alla semplicità si scontra con i costi
di manutenzione e mancata produzione.
24
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
Un gassificatore raffreddato è dotato di pareti membranate analoghe a
quelle utilizzate nei generatori di vapore. Le pareti del gassificatore sono
realizzate in acciaio: il sistema di raffreddamento è necessario per garantire
che la temperatura non superi quella massima consentita per la resistenza
a creep del materiale. Le pareti sono membranate e all’interno dei tubi vi è
dell’acqua in cambiamento di fase, la quale garantisce elevati coefficienti di
scambio termico. Il vapore prodotto è utilizzato per usi industriali: nel caso di
un gassificatore integrato con un ciclo combinato è inviato alla sezione a
vapore di tale ciclo. La pressione di evaporazione può essere scelta e
dipende dalle caratteristiche della caldaia a recupero. Generalmente si
adotta una pressione di evaporazione maggiore della pressione del gas
all’interno del reattore in modo tale che, in caso di rottura dei tubi della
parete membranata, il syngas non entra nel circuito del vapore, ma il vapore
fuoriesce dai tubi e riduce la temperatura del gassificatore facilitando lo
spegnimento. Poiché la temperatura dei gas all’interno supera i 1400°C, con
una pressione di evaporazione maggiore diminuiscono le irreversibilità
legate allo scambio termico, ma la pressione massima è limitata dallo
spessore dei tubi. A differenza dei generatori di vapore, le pareti
membranate del gassificatore sono protette da scudi di materiale refrattario.
Deve essere infatti evitato il contatto diretto tra pareti in metallo e slag
poiché le ceneri possono contenere sostanze corrosive.
Alimentazione del combustibile
Per alimentare il combustibile al gassificatore è necessario portarlo ad una pressione
superiore a quella presente all’interno del reattore. Poiché è molto complicato
comprimere un solido in modo stazionario occorre sfruttare la compressione di un
fluido ausiliario. Sono impiegate due diverse tecnologie a seconda del fluido scelto:
Alimentazione a secco tramite lock hoppers
Alimentazione a umido tramite slurry di acqua e carbone
Alimentazione tramite lock hoppers
Il polverino di carbone è miscelato con un gas compresso. Il gas deve essere inerte per
evitare l’ossidazione della carica in pressione: se il gassificatore è alimentato con
l’ossigeno prodotto da un ASU è disponibile dell’azoto, che in genere è utilizzato per
questo scopo. La miscela costituita da polverino e azoto non può essere elaborata da
un compressore, quindi si utilizza un dispositivo a funzionamento batch chiamato lock
hopper: una camera viene riempita dall’alto con il polverino di carbone, poi la valvola di
alimentazione viene chiusa e la camera viene pressurizzata con un flusso di gas inerte.
A questo punto si apre una valvola sul fondo e la miscela pressurizzata esce. Per
raggiungere le pressioni necessarie all’alimentazione del gassificatore, intorno a 40-50
bar, solitamente si usano 2 o 3 camere in serie. Si possono anche realizzare sistemi in
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Capitolo 2
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parallelo, in cui mentre una camera è in fase di caricamento l’altra è in scaricamento.
Al crescere della pressione aumenta la quantità di inerte richiesto, con un aumento del
lavoro di compressione e una maggiore diluzione del syngas, che ne diminuisce il
potere calorifico [3].
Figura 2.4: Sistema lock-hopper per la pressurizzazione del carbone alimentato al gassificatore
Alimentazione tramite slurry
Il polverino di carbone è miscelato con acqua: si ottiene un fluido molto viscoso
chiamato slurry, che può essere pressurizzato attraverso una pompa. Esiste un limite
massimo al rapporto solido/liquido che permette la pompabilità del fluido: di solito il
rapporto è 2/3 carbone e 1/3 acqua [3]. Questa soluzione permette i raggiungere
pressioni di gassificazione maggiori e quindi gassificatori più compatti mantenendo
elevata affidabilità e semplicità costruttiva dell’impianto. Tuttavia la presenza di acqua
liquida tra i reagenti diminuisce l’entalpia del flusso in ingresso nel reattore: parte
dell’energia chimica del combustibile è utilizzata per l’evaporazione dell’acqua, con una
conseguente diminuzione della CGE del processo: mentre per gassificatori alimentati a
secco si raggiungono CGE superiori all’80%, con alimentazione tramite slurry in
generale la CGE non supera il 65% [3]. L’acqua svolge anche la funzione di
moderatore: non è necessario alimentare vapore al gassificatore.
26
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
2.3 Configurazione tipica di un impianto IGCC
La configurazione impiantistica tipica di un impianto IGCC alimentato a carbone è
rappresentata in figura 2.5. L’impianto è composto da:
Sezione di gassificazione, che comprende il gassificatore e i sistemi di
raffreddamento, secondo una delle configurazione illustrate nel capitolo
precedente.
Sezione di purificazione del syngas, costituita da un sistema di separazione dei
gas acidi e dai sistemi di trattamento di questi ultimi.
Sezione di produzione di potenza, che consiste in un ciclo combinato
alimentato dal syngas prodotto, con alcune modifiche che permettono il
recupero termico dai processi di raffreddamento del syngas.
Sezione di separazione aria, necessaria per fornire l’ossigeno al gassificatore.
Nei paragrafi successivi vengono descritti in dettaglio i componenti dell’impianto.
Figura 2.5: Schema tipico di un impianto IGCC
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Capitolo 2
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2.3.1 Gassificatore
Per gli impianti IGCC alimentati a carbone sono impiegati esclusivamente gassificatori
a letto trascinato [2]. Questa scelta è dettata dalle dimensioni dell’impianto: per avere
costi specifici accettabili della sezione di potenza si adottano macchine di grande
taglia, ed il gassificatore deve fornire portata di syngas necessaria. I gassificatori a letto
trascinato garantiscono elevata produzione di syngas anche con dimensioni più
compatte.
In generale impiegano ossigeno come ossidante; il processo può avvenire in uno o due
stadi. Esistono impianti sia con gassificatore adiabatico che dotato di sistema di
raffreddamento. Anche per quanto riguarda l’alimentazione del combustibile esistono
sia realizzazioni che impiegano lock hoppers che gassificatori alimentati tramite slurry.
2.3.2 Sezione di separazione aria (ASU)
In tutti gli impianti funzionanti con un gassificatore a letto trascinato l’ossidante
alimentato al reattore è ossigeno a elevato grado di purezza. Questa soluzione
conviene rispetto alla gassificazione con aria per due motivi:
Alimentando aria occorre portare alla temperatura necessaria per la
gassificazione anche la massa di inerte presente all’interno del reattore, con
maggiore avanzamento delle reazioni di combustione e conseguente
diminuzione della CGE del gassificatore.
L’azoto presente nell’aria rimane nel syngas prodotto, diminuisce quindi il suo
potere calorifico: a parità di energia termica occorre dimensionare l’impianto per
una portata maggiore, con aumento degli ingombri e dei costi di impianto.
Nella pratica industriale esistono diverse soluzioni per ottenere un flusso di ossigeno a
elevata purezza a partire da un flusso di aria:
Pressure Swing Adsorber (PSA)
Membrane
Impianti di distillazione criogenica
Per le taglie di impianto necessarie per l’utilizzo in un IGCC l’unica soluzione
industrialmente possibile è la distillazione criogenica. È impiegato un sistema di
distillazione a doppia colonna [3]: una colonna opera a pressione di poco superiore alla
pressione ambiente e a temperatura intorno a -200°C. Questa colonna svolge sia le
funzioni di rettifica che di strippaggio e produce ossigeno e azoto ad elevata purezza.
La seconda colonna,che funziona a pressione e temperatura più elevata, ha invece
solo la funzione di rettifica: è alimentata con aria compressa e produce un flusso di
28
Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
azoto ad elevata purezza, mentre dal basso è estratto un flusso di aria arricchita in
ossigeno che alimenta la colonna di bassa pressione. Le due colonne sono accoppiate
termicamente, il condensatore della colonna di alta pressione funziona come reboiler
dell’altra colonna. La configurazione a doppia colonna è rappresentata nella figura 2.6.
Figura 2.6: Schema di un ASU a doppia colonna
Il processo di separazione è molto costoso dal punto di vista energetico: l’energia
necessaria per comprimere l’aria fino a 5 o 6 bar costituisce il principale costo
energetico dell’ASU e può raggiungere il 10% dell’energia complessivamente prodotta
dall’impianto IGCC [3].
L’ASU può essere integrata con il ciclo di potenza se una parte dell’aria compressa
necessaria viene spillata dal compressore della turbina a gas per essere inviata
all’ASU. Questa soluzione presenta un miglior rendimento di compressione dell’aria,
infatti il compressore di una turbina a gas ha efficienza fluidodinamica più elevata.
Inoltre il compressore dell’ASU deve essere dimensionato per elaborare una portata
minore, con costi di investimento inferiori; infine aumentando la portata elaborata dal
compressore del ciclo a gas a pari portata in turbina diminuisce il rischio di stallo. Gli
svantaggi di questa soluzione sono una maggiore complicazione dell’impianto ed una
forte riduzione della flessibilità del sistema. L’aria in ingresso a pressione maggiore
rende necessario pressurizzare l’impianto di separazione che quindi produce ossigeno
e azoto pressurizzati, inoltre è necessario adottare un sistema per il raffreddamento
dell’aria spillata. La flessibilità di utilizzo si riduce poiché l’ASU ha elevatissime inerzie
29
Capitolo 2
_____________________________________________________________________
termiche e quindi transitori lunghissimi in occasione delle fermate dell’impianto, durante
le quali sarebbe in ogni caso richiesto il funzionamento del compressore del ciclo a
gas. Per questo motivo una integrazione totale sarebbe impensabile: in alcuni impianti
si sceglie un’integrazione parziale dell’ASU [2], ma nella maggior parte dei casi la
maggiore complessità dell’impianto e la ridotta flessibilità portano alla scelta di un’ASU
non integrata, nonostante i vantaggi fluidodinamici e per l’efficienza della turbina a gas
che l’integrazione comporterebbe.
2.3.3 Raffreddamento del syngas
Caratteristica comune a tutti i gassificatori a letto trascinato è che il syngas è prodotto
ad elevata temperatura; è quindi necessario recuperare calore raffreddando il syngas.
Il calore così recuperato è una parte non trascurabile dell’energia chimica del
combustibile di partenza, pertanto l’efficienza dell’intero impianto IGCC dipende
fortemente dalla bontà termodinamica del processo di raffreddamento. Dal punto di
vista termodinamico la scelta migliore sarebbe inviare il syngas ad alta temperatura
alla turbina a gas. In questo modo il calore sensibile del syngas contribuisce al
riscaldamento del fluido di lavoro: viene convertito in lavoro con la stessa efficienza del
ciclo a gas. A parità di temperatura massima del ciclo a gas, che è fissata dai limiti
superiori imposti dai materiali, se il syngas è a temperatura maggiore è possibile
inviarne al combustore una quantità minore. Inoltre con questa soluzione non ci
sarebbe alcuna necessità dei dispositivi di raffreddamento con conseguente
semplificazione dell’impianto e riduzione dei costi di investimento. Tuttavia sarebbe
necessario realizzare una consistente parte dell’impianto in materiale resistente ad alta
temperatura, che sono spesso materiali innovativi e dal costo specifico elevato. Inoltre
il syngas all’uscita del gassificatore contiene diverse sostanze come composti dello
zolfo oltre a fly ashes e particolato che sono dannosi per la turbina a gas o l’HRSG, o
che in ogni caso non possono essere liberate nell’ambiente circostante. È necessario
quindi rimuovere queste sostanze dal syngas prima della sua combustione, come sarà
illustrato in seguito.
Negli impianti IGCC esistenti sono impiegate tecniche di rimozione, basate su filtri o
sistemi ad assorbimento chimico o fisico, che non tollerano gas ad alta temperatura. È
necessario raffreddare il syngas fino ad una temperatura intorno ai 250°C prima di
inviarlo ai dispositivi di trattamento. Attualmente sono allo studio processi che
permetterebbero la pulizia del syngas a temperature più elevate, anche fino a 500°C,
che vanno sotto il nome di Hot Gas Clean Up (HCGU). Se fosse possibile effettuare la
pulizia del syngas a queste temperature si avrebbero i vantaggi esposti in precedenza:
eliminazione di parte degli scambiatori, con una notevole semplificazione dell’impianto,
e un più efficiente recupero termico. Tuttavia questi processi sono ancora in fase di
sviluppo e non si prevedono applicazioni a livello industriale a breve termine.
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Stato dell’arte
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Negli impianti IGCC esistenti oggi il calore è recuperato attraverso scambiatori ed è
utilizzato per generare vapore che poi espande nella turbina a vapore producendo
lavoro. Uno scambiatore convettivo tradizionale non è compatibile con la temperatura
di uscita dal gassificatore, inoltre il gas contiene ceneri sottoforma di slag allo stato
liquido che potrebbero danneggiare i banchi dello scambiatore. Per raffreddare il
syngas fino alla temperatura di solidificazione dello slag esistono 4 configurazioni di
impianto:
Syngas cooler radiativo: il raffreddamento dalle condizioni di uscita del
gassificatore (1200-1400°C) fino alla temperatura di 900°C avviene in un cooler
radiativo: si tratta di una grande camera in cui lo scambio termico avviene
soprattutto per irraggiamento. Qui lo slag solidifica e poi viene separato
attraverso cicloni. Il syngas viene ulteriormente raffreddato in uno scambiatore
convettivo, che lo porta ad una temperatura di 250-300°C. Entrambi gli
scambiatori producono vapore ad alta o media pressione che è poi inviato alla
turbina del ciclo a vapore. Il recupero termico è efficiente, ma a causa delle
dimensioni dello scambiatore radiativo è una soluzione dall’elevato costo di
investimento [3].
Figura 2.7: Syngas cooler radiativo e convettivo
Gas quench: si effettua uno spegnimento (quench) del syngas ad alta
temperatura attraverso la miscelazione con syngas ricircolato all’uscita di un
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Capitolo 2
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cooler convettivo che ha una temperatura di circa 300°C. Il syngas è portato ad
una temperatura pari a 900-1000°C. A questa temperatura le ceneri solidificano
e vengono separate con un ciclone. A valle del quench il raffreddamento
prosegue in un cooler convettivo che produce il vapore ad alta pressione
necessario per la turbina a vapore [3].
Figura 2.8: Gas Quench
Water quench totale: il quench può essere effettuato saturando il syngas con
dell’acqua allo stato liquido. In questo caso la temperatura raggiunta dipende
dalla pressione di gassificazione, ma di solito è intorno ai 250°C. E’ un sistema
molto più economico ed affidabile: non ci sono grandi scambiatori che operano
ad elevata temperatura. La quantità di calore recuperata è la stessa dei due
casi precedenti, ma si tratta di calore disponibile a temperatura più bassa, che
verrà quindi convertito in lavoro con rendimento minore. Con questa
configurazione le ceneri vengono recuperate con l’acqua [3].
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Stato dell’arte
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Figura 2.9: Water quench totale
Water quench parziale: è possibile abbassare la temperatura del syngas
attraverso il quench con acqua fino alla temperatura di solidificazione delle
ceneri, poi raffreddarlo in uno scambiatore convettivo. In questo modo si
elimina lo scambiatore radiativo che è il componente più ingombrante e
costoso, ma si produce una certa quantità di vapore ad alta pressione nello
scambiatore convettivo. Questa soluzione potrebbe garantire una buona
efficienza di conversione senza i problemi legati allo scambiatore radiativo,
tuttavia non ha ancora trovato applicazione industriale [6].
Figura 2.10: Water Quench parziale
Le due principali tecnologie commerciali oggi esistenti, che utilizzano le soluzioni
descritte per il gassificatore e la configurazione del sistema raffreddamento del singas,
sono descritte di seguito:
33
Capitolo 2
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Tecnologia Shell: Il gassificatore è monostadio, raffreddato tramite pareti
membranate e con alimentazione a secco tramite lock-hoppers. Combustibile,
ossidante e vapore sono alimentati dal basso. Il syngas in uscita dal reattore è
raffreddato con quench ad alta temperatura tramite ricircolazione di syngas già
raffreddato. Dopo aver separato lo slag tramite cicloni, si utilizza uno
scambiatore convettivo per produrre vapore ad alta pressione.
Figura 2.11: Gassificatore di tecnologia Shell [3]
Tecnologia GE Energy/Texaco: Il gassificatore è monostadio e adiabatico con
pareti refrattarie. Il combustibile è alimentato tramite slurry ed entra dall’alto,
insieme all’ossidante. Il syngas esce dal basso ad una temperatura
leggermente inferiore rispetto al gassificatore prodotto da shell a causa del
consumo di calore necessario all’evaporazione dell’acqua. L’alimentazione con
slurry permette di raggiungere una pressione di gassificazione maggiore. Per il
raffreddamento del syngas sono previste due modalità differenti: il
raffreddamento con scambiatore radiativo e convettivo oppure un quench totale
con acqua liquida.
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Stato dell’arte
_____________________________________________________________________
Figura 2.12: Gassificatore di tecnologia GE Energy/Texaco[3]
2.3.4 Depurazione del syngas
Il syngas in uscita dai syngas coolers contiene numerose sostanze che è necessario
rimuovere prima della combustione: si tratta di ceneri fini o particolato che potrebbero
danneggiare parti dell’impianto, oltre a sostanze gassose che, dopo la combustione, si
convertono in sostanze inquinanti. Le ceneri e le particelle di grosse dimensioni sono
separate tramite cicloni che operano ad alta temperatura, secondo le configurazioni
descritte nel paragrafo precedente, per evitare che tali particelle sporchino o
danneggino i banchi degli scambiatori convettivi.
A valle dei syngas cooler è impiegato uno scrubber ad acqua che consente di rimuove
le particelle di dimensioni più contenute, oltre agli inquinanti solubili in acqua, come
HCN e NH3, che vanno rimossi per evitare problemi di sporcamento o di erosione in
turbina. L’acqua viene in parte riciclata dopo essere stata trattata per la rimozione degli
inquinanti presenti.
Invece per l’eliminazione dei gas acidi, costituiti principalmente da H2S, sono impiegati
sistemi ad assorbimento. È utile rimuovere l’H2S dal syngas prima della combustione,
per evitare la formazione di ossidi di zolfo. L’eliminazione di SO2 dai gas combusti è
un’operazione molto più onerosa e le efficienza raggiunta è minore, poiché le portate in
gioco sono molto maggiori e le concentrazioni delle specie inquinanti minori. Durante il
processo di gassificazione è prodotta anche una piccola quantità di COS, che è
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Capitolo 2
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convertita in H2S a monte del processo di rimozione di quest’ultimo, attraverso una
reazione di idrolizzazione: COS + H2O → CO2 + H2S.
Figura 2.13: Scrubber ad acqua
I solventi impiegati per il processo di assorbimento possono essere fisici o chimici. I
processi di assorbimento sono favoriti dalle basse temperature e dalle alte pressioni,
mentre la rigenerazione del solvente ricco di H2S può essere effettuata a bassa
pressione, tramite camere di flash, oppure in una colonna di stripping, nella quale la
soluzione viene a contatto con una portata di vapore ad elevata temperatura, alla quale
cede il gas assorbito.
I solventi di tipo chimico sono generalmente soluzioni acquose contenenti
etanoloammine (MEA, DEA), composti dall’elevata solubilità costituite da ammoniaca
nella quale uno o più atomi di idrogeno sono sostituiti da gruppi funzionali organici. Le
ammine possono reagire con i gas acidi formando legami ionici, per questo motivo
garantiscono un assorbimento elevato anche per basse pressioni parziali del gas, ma
per elevate pressioni il solvente si satura progressivamente [7].
Come solventi fisici invece sono utilizzati fluidi organici, come glicoli o metanolo, i quali
non formano legami chimici, ma sono in grado di assorbire i gas acidi in soluzione [7].
La quantità di soluto assorbito dipende quindi proporzionalmente dalla sua pressione
parziale, secondo la legge di Henry. Pertanto a pressione elevata l’efficienza di
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Stato dell’arte
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rimozione sarà più elevata di quella ottenibile con un processo di assorbimento
chimico.
Figura 2.14: Curva di solubilizzazione della CO2 nei solventi chimici e fisici
Segue una breve descrizione dei processi comunemente impiegati per la rimozione dei
gas acidi in un impianto IGCC: si tratta di due processi di assorbimento fisico che
vanno sotto il nome commerciale di processo Selexol e processo Rectisol, oltre ad un
processo di tipo chimico che utilizza come solvente metil-dietanoloammine [7].
Processo Selexol: è un processo basato su fenomeni di assorbimento fisico.Il
gas è posto in contatto con il solvente povero di soluto, che porta in soluzione
l’H2S ed una frazione della CO2 presente. L’assorbimento è un processo
esotermico ed è favorito a bassa temperatura, in particolare avviene a circa
35°C. La soluzione così ottenuta è rigenerata tramite camere di flash multiple o
colonne di desorbimento. Il solvente impiegato è una miscela di dimetil-etere e
glicole–polietilene: questa scelta garantisce costi contenuti, data la possibilità di
rigenerazione con dispendio energetico contenuto, ed un impatto ambientale
accettabile. La rigenerazione avviene tramite una soluzione acquosa, dalla
quale l’H2S viene separato per evaporazione: il calore necessario
all’evaporazione, come quello impiegato per il reboiler della colonna è fornito da
una portata di vapore a bassa pressione spillato dal ciclo di potenza.
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Capitolo 2
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Figura 2.15: Schema processo Selexol
Processo Rectisol: si tratta anche in questo caso di un processo di
assorbimento fisico, che utilizza metanolo come solvente. Questa soluzione
permette di raggiungere efficienze di rimozione maggiori per quanto riguarda
l’H2S, inoltre rimuove efficacemente altri inquinanti come ammoniaca, mercurio
o HCN. Lo svantaggio principale è rappresentato dal fatto che per assorbire tali
sostanze è necessario operare a temperature intorno a -20°C/-40°C, con un
consistente aumento dei consumi energetici degli ausiliari, nonostante il calore
necessario per la colonna di stripping diminuisce. È quindi quello che ha i costi
più elevati tra i processi adottati negli impianti IGCC.
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Stato dell’arte
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Figura 2.16: Schema processo Rectisol [7]
Assorbimento chimico tramite metil-dietanoloammine (MDEA): si tratta di
un processo di assorbimento di tipo chimico. Il syngas è posto a contatto con il
solvente. Le reazioni di assorbimento chimico sono esotermiche avvengono
quindi ad una temperatura tra i 40°C e i 70°C, a pressione moderata, mentre la
rigenerazione avviene per riscaldamento. Il solvente è scelto a causa
dell’elevata solubilità in acqua, scarsa volatilità, elevata efficienza di
assorbimento e basso costo. La cinetica del processo è più veloce rispetto ai
processi di assorbimento fisico, pertanto le dimensioni dell’impianto sono più
contenute, con conseguente riduzione dei costi. Anche i costi energetici per il
pompaggio sono inferiori, tuttavia è più elevata la richiesta termica per la
rigenerazione.
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Capitolo 2
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Figura 2.17: Schema sistema di assorbimento chimico tramite ammine [7]
Sono inoltre in fase di studio processi di assorbimento chimico ad alta temperatura che
impiegano come solvente ossidi di zinco e di titanio, che vanno sotto il nome di High
temperature desulphurization (HDS). L’impiego di processi di questo tipo
permetterebbe di trattare il gas ad alta temperatura, modificando fortemente lo schema
di impianto con l’eliminazione dei componenti destinati al raffreddamento del syngas
[8].
A partire dall’H2S separato, indipendentemente dal sistema di separazione adottato, è
ricavato zolfo elementare attraverso il processo Claus, noto e impiegato da tempo
nell’industria chimica [7]. Il processo prevede una combustione dell’H2S, seguita da
una reazione catalitica che converte H2S e SO2 in zolfo elementare. Per rispettare i
vincoli di emissioni imposti dalle normative sono necessari altri trattamenti dell’off gas a
valle del processo Claus, che vanno sotto il nome di SCOT (Shell Claus Offgas
Treatment) [7].
2.3.5 Produzione di potenza
La produzione di potenza è effettuata tramite un ciclo termodinamico analogo ad un
ciclo combinato tradizionale, ma che utilizza come combustibile il syngas e al quale
viene fornito il vapore prodotto dai recuperi termici del processo di gassificazione, che
espande nella turbina a vapore. Gli input energetici del ciclo sono quindi il potere
calorifico del syngas, che viene convertito in lavoro con efficienza simile a quella di un
ciclo combinato tradizionale, e l’entalpia del vapore che è convertita in lavoro in modo
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Stato dell’arte
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analogo a quanto avviene in un ciclo a vapore subcritico convenzionale, quindi con
efficienza che dipende dalla pressione di evaporazione.
Turbina a gas
La turbina a gas impiegata per un ciclo IGCC è in genere una turbina a gas industriale
di grande taglia, funzionante con un ciclo a gas aperto che utilizza come fluido aria
aspirata dall’ambiente. La principale differenza tra un ciclo combinato ed un ciclo IGCC
è il tipo di combustibile impiegato: le turbine a gas esistenti sono state progettate per
utilizzare gas naturale come combustibile, ma il syngas ha caratteristiche diverse. Per
questo motivo la turbina necessita di alcune modifiche per poter essere alimentata con
il syngas [2].
La problematica maggiore è rappresentata dalla maggior portata di gas elaborata dalla
turbina: poiché il potere calorifico del syngas è un quarto di quello del gas naturale
sarebbe necessario alimentare una quantità di combustibile pari a circa quattro volte
quella di progetto. Inoltre non è possibile effettuare una combustione premiscelata,
come avviene nei combustori delle moderne turbine a gas, poiché il rapporto di
infiammabilità con l’aria è molto più elevato rispetto a quello del gas naturale, la
combustione è molto più rapida e la temperatura di ignizione è più bassa [9]:
premiscelando i reagenti ci sarebbe elevato rischio di ignizioni spontanee. Tuttavia con
una combustione diffusiva la temperatura di fiamma raggiunta è quella stechiometrica,
che per il syngas è maggiore di quella del gas naturale: la produzione di ossidi di azoto
è quindi elevatissima: per ridurre le emissioni è possibile installare un SCR a valle della
turbina, ma, a causa della complessità di tali componenti e dell’elevata manutenzione
necessaria, nella maggior parte dei casi si preferisce ridurre la produzione di ossidi di
azoto in sede di combustione. Si può abbassare la temperatura di fiamma
premiscelando il syngas con un inerte. È possibile utilizzare dell’azoto disponibile
dall’ASU se il gassificatore è alimentato ad ossigeno oppure del vapore spillato dalla
turbina: in quest’ultimo caso la portata necessaria è circa la metà poiché il vapore ha
capacità termica maggiore dell’azoto; tuttavia questa soluzione diminuisce il lavoro
della turbina a vapore e quindi il rendimento complessivo dell’impianto. Il potere
calorifico del combustibile diluito diminuisce ulteriormente, quindi la portata massica
necessaria alla combustione diventa circa 10 volte quella prevista per il gas naturale, e
può raggiungere anche il 18% della portata massica di aria aspirata [2].
Il combustore e la turbina devono essere dimensionati per poter elaborare la maggiore
portata di combustibile e di gas combusti. La potenza sviluppata dalla turbina a gas
aumenta proporzionalmente alla portata di gas combusti, mentre la potenza richiesta
dal compressore rimane costante. Per questo motivo la potenza netta del gruppo
turbogas aumenta ed è necessario verificare se viene superata la resistenza
meccanica del gruppo e i limiti di potenza dell’alternatore.
Inoltre l’aumento di portata nell’espansore modifica il bilancio fluidodinamico tra turbina
e compressore. La portata ridotta all’ingresso della turbina deve rimanere costante: a
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Capitolo 2
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causa della maggiore portata massica dei gas combusti è necessario aumentare la
pressione in ingresso. Il nuovo rapporto di compressione potrebbe causare lo stallo del
compressore; per evitare il raggiungimento dei limiti di stallo si possono adottare
diverse soluzioni [9]:
È possibile aggiungere stadi ad alta pressione al compressore, al fine di
raggiungere rapporti di compressione superiori senza incorrere nel rischio di
stallo.
È possibile aumentare la sezione di passaggio degli ugelli di turbina: a
pressione di ingresso in turbina costante si ha una portata maggiore,
mantenendo la portata ridotta costante.
È possibile intervenire sul funzionamento della macchina chiudendo le IGV del
compressore. Con questa soluzione la portata massica aspirata si riduce. La
portata in ingresso in turbina non varia rispetto all’alimentazione a gas naturale,
il rapporto di compressione aumenta ma rimane entro i margini di stallo. Il
rendimento del gruppo non varia drasticamente, ma la flessibilità nella
regolazione ai carichi parziali si riduce poiché non è più possibile variare il
grado di apertura delle IGV. Tuttavia per un impianto alimentato a carbone
spesso non è richiesta la possibilità di regolazione.
Infine nel caso si utilizzi un ASU parzialmente integrato con il ciclo a gas una
parte della portata d’aria elaborata dal compressore è inviata all’ASU,
diminuisce quindi il rischio di stallo a causa della maggiore portata nel
compressore a pari portata all’ingresso della turbina.
La maggiore quantità di combustibile modifica anche la composizione chimica dei gas
combusti, che contengono una maggiore quantità di H2O e CO2. La differente
composizione comporta altre problematiche al funzionamento della turbina. Le
principali sono [9]:
Il calore specifico dei gas è mediamente superiore al caso a gas naturale
poiché CO2 e H2O sono molecole triatomiche: i Δh per stadio sono superiori e
quindi gli stadi più caricati, e il rendimento fluidodinamico dello stadio,
ottimizzato per un certo Δh risulta inferiore.
I gas combusti hanno maggiori coefficienti di scambio a causa della presenza di
H2O e CO2. Il calore scambiato attraverso le pale diminuisce e il raffreddamento
convettivo delle pale peggiora: per mantenere la temperatura del metallo entro
un valore accettabile è necessario abbassare la TIT.
La presenza di H2O nei gas, oltre a quella di metalli pesanti eventualmente
presenti nel carbone comporta un maggiore e più rapido degrado del TBC delle
pale: per sicurezza si riduce ulteriormente la TIT.
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Stato dell’arte
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In conclusione per funzionamento con syngas in un impianto IGCC non è richiesto lo
sviluppo radicale di nuove macchine, ma sono sufficienti alcune modeste modifiche alle
turbine a gas esistenti sul mercato.
Ciclo a vapore a recupero
Il ciclo a vapore a recupero è analogo a quello di un ciclo combinato di grande taglia,
con ulteriori apporti di vapore generato dai recuperi termici del processo di
gassificazione. In genere si tratta di un ciclo con generazione di vapore a tre livelli di
pressione, tutti subcritici. Il vapore generato nei processi a bassa temperatura, a valle
dello scrubber, viene inviato al corpo cilindrico di bassa pressione. Se la configurazione
del sistema di raffreddamento prevede scambiatori ad alta temperatura la produzione
di vapore avviene a media o ad alta pressione. Al livello di pressione intermedio si
aggiunge il vapore prodotto dalle pareti membranate del gassificatore nel caso in cui
quest’ultimo sia raffreddato. La presenza dei recuperi termici permette di ridurre la
differenza di temperatura tra gas e vapore nei banchi di scambio della caldaia e quindi
le irreversibilità generate dallo scambio termico: infatti negli scambiatori per recupero
termico del syngas è generato vapore saturo o leggermente surriscaldato partendo da
acqua quasi satura, a causa della maggiore semplicità costruttiva e della possibilità di
controllo della quantità di calore scambiato. In questo modo nella caldaia a recupero è
generata solo una parte del vapore, mentre il preriscaldamento dell’acqua e il
surriscaldamento del vapore avvengono per la totalità della portata di fluido.
Un’altra differenza rispetto a un ciclo combinato tradizionale è la presenza di
spillamenti di vapore dal ciclo per soddisfare le richieste termiche di alcuni processi
presenti in un impianto IGCC, per esempio la rigenerazione del solvente impiegato nel
processo AGR, oltre al vapore necessario ad alimentare il gassificatore [10].
2.4 Prestazioni di un impianto IGCC
L’energia entrante nel sistema è costituita dal potere calorifico del carbone che subisce
il processo di gassificazione. A valle di tale processo una frazione dell’energia entrante
pari alla CGE definita in precedenza è convertita nel potere calorifico del syngas
prodotto. La frazione rimanente dell’energia in ingresso è impiegata per portare la
temperatura del processo al valore desiderato, ed è pertanto convertita in calore
sensibile. Il calore sensibile del syngas è recuperato attraverso la produzione di vapore
durante il processo di raffreddamento: il vapore così prodotto è inviato al ciclo a vapore
a recupero.
Il ciclo combinato utilizza come combustibile il syngas prodotto dal processo di
gassificazione, tuttavia è necessario scontare dall’energia entrante nel ciclo la frazione
relativa al potere calorifico dell’H2S, rimosso dal syngas per ragioni ambientali. Come
anticipato la turbina a vapore elabora anche la portata di vapore generata dal processo
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Capitolo 2
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di raffreddamento del syngas, di conseguenza la frazione della potenza totale prodotta
dalla turbina a vapore è maggiore rispetto al valore che assume per ciclo combinato
alimentato a gas naturale.
Il rendimento di conversione lordo globale di un impianto, inteso come la potenza
elettrica prodotta rispetto all’ energia introdotta con il potere calorifico del carbone, si
può esprimere in funzione del calore entrante e dei rendimenti di conversione dei
singoli processi:
=
=
∗[
+ (1 −
− )∗
∗
] + (1 −
− )∗
Nella formula sopra riportata, CGE indica la cold gas efficiency del processo di
gassificazione, che generalmente assume valori compresi tra il 75 e l’80%;
indica il
rendimento della turbina a gas, che è leggermente superiore rispetto a quello di una
turbina a gas alimentata a gas naturale. Il termine
indica il rendimento di
recupero termico della caldaia, mentre
rappresenta il rendimento del ciclo a
vapore. Questi ultimi due rendimenti sono simili a quelli di un ciclo combinato
alimentato a gas naturale.
Il termine ζ rappresenta le perdite termiche ed organiche della turbina a gas, mentre il
termine φ rappresenta le perdite di rendimento causate dalla potenza non convertita
che non è possibile recuperare. Comprende la frazione di carbonio non convertita in
syngas, le ceneri separate ad alta temperatura, il potere calorifico del H2S rimosso e le
perdite termiche del gassificatore. Le perdite energetiche del processo di
gassificazione e depurazione del syngas raggiungono anche il 10% della potenza
introdotta con il carbone.
Dall’osservazione di questa formula si può notare come la ripartizione della potenza
prodotta dai due cicli termodinamici dipenda dal loro rendimento. Inoltre si vede come
parte della potenza entrante non convertita in potere calorifico del syngas viene
recuperata nel ciclo a vapore.
Dalla potenza lorda va poi sottratta la potenza consumata dagli ausiliari di impianto, tra
i quali l’ASU è quello che assorbe più potenza; la potenza assorbita da quest’ultimo
può raggiungere il 10% della potenza prodotta dall’impianto.
I flussi di potenza scambiati tra i vari componenti sono illustrati nella figura 2.18.
Il rendimento netto globale ottenuto in un IGCC per gli impianti più avanzati può
raggiungere valori pari al 45-46%, tuttavia per la maggior parte degli impianti IGCC
esistenti non supera il 42% [2].
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Stato dell’arte
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Figura 2.18: Diagramma dei flussi di potenza in un impianto IGCC [2]
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Capitolo 2
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2.5 Possibili evoluzioni tecnologiche
Come anticipato nel capitolo introduttivo, allo stato attuale della tecnologia gli impianti
IGCC permettono di ottenere efficienze di conversione simili agli impianti a carbone
dotati di ciclo a vapore in condizioni USC, ma poiché si tratta di impianti di maggiore
complessità, hanno costi di investimento superiori, gestione più difficoltosa, dalla quale
derivano affidabilità e disponibilità inferiori. Il vantaggio principale degli impianti IGCC
rispetto agli USC è costituito dalle ridotte (virtualmente assenti) emissioni di polveri e di
specie inquinanti, in particolare SO2, vantaggio che rende questi impianti competitivi
solo se alimentati con carbone di scarsa qualità, ricco di ceneri e di zolfo.
Tuttavia nel prossimo futuro è possibile prevedere una riduzione dei costi di impianto, a
causa dell’esperienza accumulata con gli impianti esistenti e della diffusione della
tecnologia, che permette la standardizzazione dei componenti e dei processi.
L’esperienza accumulata consente anche un aumento dell’affidabilità delle nuove
realizzazioni.
Inoltre negli ultimi anni sono stati effettuati diversi studi sugli impianti IGCC, al fine di
aumentarne il rendimento di conversione e migliorarne ulteriormente le prestazioni
ambientali. Le soluzione proposte per il miglioramento dell’efficienza sono di diversa
natura:
Depurazione del syngas ad alta temperatura (HGCU): depurando il syngas
ad alta temperatura è possibile alimentare al combustore syngas ad elevata
temperatura, fornendo l’entalpia direttamente al fluido di lavoro. L’entalpia
viene convertita in lavoro dalla turbina a gas, con efficienza maggiore del
recupero termico tramite vapore. Secondo i risultati riportati in [8] l’efficienza
globale dell’impianto aumenta di oltre 2 punti percentuali.
Gassificazione ad aria: Impiegando un gassificatore alimentato ad aria è
possibile ridurre la potenza elettrica assorbita dall’ASU, che costituisce una
frazione importante dell’energia prodotta dall’impianto. Tuttavia, con un
gassificatore tradizionale, la necessità di portare ad alta temperatura la massa
di inerte abbassa fortemente la CGE, e quindi l’energia disponibile dal syngas.
Invece, secondo lo studio riportato in [11], impiegando un gassificatore a due
stadi si ottiene una CGE di poco inferiore rispetto alla gassificazione con
ossigeno. Il gassificatore prevede un primo stadio di combustione ad aria, nel
quale viene prodotto il calore necessario per le reazioni di riduzione che
avvengono nel secondo stadio e raffreddano il syngas. È presente una ASU di
ridotte dimensioni per produrre l’azoto necessario ai lock hoppers e per avere
aria arricchita in ossigeno. Adottando questa configurazione la potenza lorda
prodotta dall’impianto risulta leggermente inferiore, tuttavia, dato il ridotto
46
Stato dell’arte
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consumo dell’ASU il rendimento netto dell’impianto aumenta di oltre un punto
percentuale.
Impiego di membrane per la separazione di ossigeno: un’altra soluzione per
eliminare l’elevato consumo energetico dell’ASU criogenica è l’utilizzo di
membrane per il trasporto di ossigeno, che vanno sotto il nome di OTM
(Oxygen Transport Menbrane). Si tratta di membrane ceramiche che operano
ad elevata temperatura. L’impiego di membrane di questo tipo potrebbe
aumentare il rendimento degli impianti IGCC [12].
Recupero dell’energia dei gas combusti nel processo di gassificazione: è
stata studiata [13] una configurazione di impianto innovativa che prevede il
riscaldamento del gassificatore tramite calore recuperato dai gas di scarico
della turbina. Non sono necessarie le reazioni di ossidazione, quindi la CGE del
processo di gassificazione aumenta, inoltre si riduce anche la portata di
ossigeno necessaria e di conseguenza il consumo dell’ASU. I gas combusti
hanno temperatura più elevata, pertanto, nonostante il recupero termico la
potenza termica fornita alla caldaia a recupero e quindi la potenza del ciclo a
vapore rimane costante. Secondo i risultati riportati nell’articolo citato
l’efficienza di impianto supera il 50%.
Miglioramento del processo di raffreddamento del syngas: è possibile
ridurre le irreversibilità generate dallo scambio termico nei syngas coolers,
soprattutto quelli radiativi, che operano sotto elevate differenze di temperatura.
Per esempio si possono impiegare materiali innovativi o una geometria
ottimizzata [14]. Inoltre esiste la possibilità di utilizzare un fluido di scambio
intermedio, per esempio sali fusi o metalli liquidi: secondo i risultati riportati in
[15], con questa soluzione è possibile aumentare l’efficienza globale
dell’impianto di 0,75 punti.
Miglioramento della turbina gas: turbine a gas avanzate e con migliori
prestazioni sono sviluppate per l’utilizzo con gas naturale. E’ prevedibile un
futuro utilizzo di queste ultime anche per gli impianti IGCC, con il conseguente
aumento del rendimento complessivo [2].
Ottimizzazione del progetto del ciclo vapore a recupero: secondo i risultati
riportati in [10], è possibile ottimizzare il progetto del ciclo a vapore per
massimizzarne l’efficienza. Con un ciclo a vapore ottimizzato la potenza
elettrica prodotta dalla relativa turbina aumenta del 6% e la sua efficienza del
2%. Di conseguenza il rendimento complessivo dell’impianto IGCC aumenta
dello 0.9%.
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Capitolo 2
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2.6 Configurazioni innovative considerate nel
presente lavoro
L’obiettivo di questo lavoro è lo studio di nuove configurazioni di impianto che
consentirebbero un migliore impiego termodinamico della potenza termica recuperata
attraverso il processo di raffreddamento del syngas.
Negli impianti IGCC esistenti è prevista la generazione di vapore che poi espande nella
turbina a vapore. Pertanto il calore viene convertito in lavoro con efficienza
paragonabile a quella di un ciclo a vapore in condizioni subcritiche.
È invece possibile utilizzare il calore recuperato dal syngas per preriscaldare l’aria
aspirata dal compressore del ciclo a gas prima della combustione. In questo modo la
potenza termica è convertita in lavoro tramite l’espansione dei gas combusti nella
turbina a gas, che ha efficienza maggiore del ciclo a vapore operando a temperatura
più elevata; inoltre lo scambio termico nei syngas coolers avviene sotto differenze di
temperatura minori, riducendo le irreversibilità generate dal processo. L’introduzione
dell’aria a temperatura maggiore nel combustore permette di raggiungere la
temperatura di fiamma desiderata con minore consumo di combustibile, aumenta
quindi la potenza prodotta dal ciclo a pari portata di syngas, mentre la portata di vapore
prodotto diminuisce di molto rispetto agli impianti esistenti con una conseguente
diminuzione della potenza prodotta dalla turbina a vapore. La ripartizione delle potenze
prodotte dai due cicli è sbilanciata in favore della turbina a gas, in maniera simile a
quanto avviene per un ciclo combinato alimentato a gas naturale.
Poiché per preriscaldare l’aria in ingresso al combustore è presente uno scambiatore
aggiuntivo è necessario modificare la configurazione del ciclo. Nel presente lavoro
sono studiate tre diverse configurazioni del ciclo a gas:
Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria: è installato uno scambiatore
controcorrente a valle del compressore, che scalda l’aria raffreddando il
syngas.
Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria e compressione interrefrigerata: il
compressore è dotato di un intercooler, al fine di diminuire la temperatura di
uscita dell’aria. In questo modo è possibile raffreddare il syngas fino a
temperatura minore, recuperando una maggiore quantità di calore.
Ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria, compressione interrefrigerata e
ricombustione: è prevista una seconda combustione dei gas dopo una prima
espansione in turbina. Con questa soluzione a parità di potenza della turbina
diminuisce la portata di aria aspirata: recuperando la medesima quantità di
calore è possibile scaldare l’aria ad una temperatura maggiore.
48
3 Metodologia
3.1 Introduzione
Per effettuare l’analisi delle prestazioni delle soluzioni impiantistiche citate sono state
effettuate le simulazioni numeriche di alcuni modelli, realizzati secondo le tre
configurazioni descritte in precedenza. Per confrontare i risultati ottenuti dalle
simulazioni con le prestazioni degli impianti IGCC esistenti è utilizzato un modello di un
impianto IGCC di riferimento con processo di raffreddamento del syngas tradizionale.
Per ciascuna delle configurazioni studiate sono effettuate simulazioni con diverso
rapporto di compressione, al fine di valutare la dipendenza delle prestazioni del ciclo al
variare di questo parametro.
Per poter confrontare i rendimenti e le potenze prodotte dai diversi impianti considerati
la portata del carbone alimentato è fissata, ed è la medesima per tutte le simulazioni
effettuate. In questo modo rimane costante la potenza termica entrante nel ciclo: al
variare del rendimento si osservano le variazioni delle potenze prodotte dai due cicli
termodinamici.
In seguito è riportata la descrizione del programma utilizzato per le configurazioni e le
ipotesi di calcolo adottate per tutte le simulazioni. Le ipotesi relative ai singoli casi
analizzati sono riportate nei capitoli successivi, oltre alla descrizione degli impianti
simulati.
3.1 Descrizione del programma GS
Per la simulazione delle configurazioni di impianto analizzate è utilizzato il programma
GS (Gas-Steam simulation code). Si tratta di un codice sviluppato all’interno del
Politecnico di Milano per la simulazione termodinamica di impianti per la produzione di
potenza (cicli gas, cicli vapore, cicli combinati, celle a combustibile, etc). Il programma
è di tipo modulare, ossia contiene un insieme predefinito di componenti (compressore,
turbina, pompa, scambiatore di calore, etc) che devono essere interconnessi
dall’utente per realizzare il ciclo o l’impianto da simulare. Grazie a tale struttura
modulare è possibile simulare un’ampia varietà di configurazioni impiantistiche. I
componenti di GS sono i seguenti:
0
1
2
3
4
- Pump
- Compressor
- Combustor
- Gas turbine (model 0D)
- Heat exchanger
49
Capitolo 3
_____________________________________________________________________
5 - Mixer
6 - Splitter
7 - HRSC (Ciclo a vapore a recupero)
8 - Oxygen separation plant (simple model)
9 - Shaft
10 - Saturator
11 - Chemical converter
12 - Solid Oxides Fuel Cell (SOFC)
13 - Intercooled compressor
14 - Steam cycle
15 - Gas turbine (model 1D)
16 - Molten Carbonate Fuel Cell (MCFC)
17 – H2 membrane WGS
18 - Multiflow heat exchanger
19 - Oxygen separation plant (advanced model)
20 - Steam compressor / expander
21 - PEM fuel cell
Il programma risolve iterativamente un sistema le cui equazioni sono i bilanci di massa
ed energia di ciascun componente, oltre a correlazioni particolari per alcuni di essi. Le
incognite sono le condizioni termodinamiche dei flussi tra i vari componenti. Le
equazioni sono in generale non lineari e molto complesse, pertanto sono utilizzati
metodi numerici di punto fisso. Per una trattazione approfondita dei metodi numerici
utilizzati e delle assunzioni effettuate è possibile consultare la guida del programma GS
[16].
3.3 Assunzioni di calcolo comuni per tutte le
simulazioni effettuate
Come spiegato nel capitolo introduttivo tutte le simulazioni sono effettuate mantenendo
fissa la portata di carbone entrante nel ciclo: questa scelta permette di effettuare i
confronti tra impianti con input energetico costante. Al variare del rendimento si assiste
ad una variazione della potenza prodotta e quindi delle dimensioni delle turbomacchine
presenti nella sezione di potenza dell’impianto.
Condizioni ambiente
Le condizioni dell’aria ambiente adottate sono quelle standard, previste dalla normativa
ISO [17] e riportate nella tabella 3.1.
50
Metodologia
_____________________________________________________________________
Tabella 3.1: Condizioni aria ambiente
Temperatura
Pressione
Umidità relativa
Massa molare
15
101325
60
28.85
°C
Pa
%
kg/kmol
La composizione dell’aria ambiente è illustrata nella tabella seguente.
Tabella 3.2: Composizione aria ambiente.
N2
CO2
H2O
Ar
O2
77.28 %
0.03%
1.03%
0.92%
20.73%
Caratteristiche del carbone utilizzato
Il carbone utilizzato per questo lavoro è di tipo Douglas premium, in genere preso
come riferimento per quanto riguarda lo studio degli impianti IGCC [18]. La
composizione è illustrata nelle tabelle seguenti (tabelle da 3.3 a 3.5).
Tabella 3.3: Analisi immediata carbone
Umidità
Ceneri
Specie volatili
Carbonio fisso
8%
14.15%
22.9%
54.9%
Tabella 3.4: Composizione elementare carbone
Elemento Frazione molare %
C
66.52
N
1.56
H
3.78
S
0.52
Ceneri
14.15
Cl
0.01
Umidità
8
O
5.46
51
Capitolo 3
_____________________________________________________________________
Tabella 3.5: Altre caratteristiche del carbone
Potere calorifico superiore
Potere calorifico inferiore
Emissioni specifiche di CO2
26.23 MJ/kg
25.17 MJ/kg
349 g/kWhPCI
52
4 Impianto di riferimento
4.1 Descrizione impianto di riferimento
L’impianto scelto come caso di riferimento è un ciclo combinato con integrata una
sezione di gassificazione di tecnologia Shell, e che impiega un processo di tipo
Selexol per la rimozione dei gas acidi. L’impianto è simile a quello utilizzato come “test
case” nel rapporto EBTF[18], un progetto a cui partecipano alcune università e società
europee che ha come obiettivo la definizione di alcuni parametri e linee guida per
l’analisi e il confronto di impianti di produzione di potenza elettrica, tra cui gli impianti
IGCC. L’impianto qui considerato si differenzia da quest’ultimo nella sezione di
separazione aria. Di seguito è riportata la descrizione dettagliata dei componenti.
Gassificatore
Il gassificatore è a letto trascinato: sono alimentati dal basso il polverino di carbone, di
dimensioni inferiori a 0,1 mm, l’ossidante e il vapore. Lo slag si raccoglie sul fondo e
viene separato. Il gassificatore è monostadio e raffreddato tramite pareti membranate.
L’alimentazione del carbone è a secco e avviene mediante lock hoppers alimentatati
ad azoto e
come ossidante è impiegato dell’ossigeno prodotto da un’ASU.
L’alimentazione con lock hoppers permette di ottenere una CGE superiore a quella che
si ottiene con alimentazione tramite slurry, tuttavia non è possibile ottenere pressioni di
gassificazione molto elevate: la pressione di gassificazione scelta è di 44 bar, la
temperatura invece raggiunge i 1550°C.
Carbone
Lock
hoppers
Syngas
Azoto
Acqua
IP
Gassificatore
Ossigeno
Vapore
IP
Vapore
IP
raffreddamento
slag
slag
Figura 4.1: Schema del gassificatore
53
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
Sezione di separazione aria
L’ossigeno necessario al processo di gassificazione è prodotto da un impianto di
distillazione criogenica a doppia colonna funzionante ad una pressione di circa 6 bar.
L’aria è aspirata dall’ambiente e compressa fino alla pressione desiderata da un
compressore dedicato: non si tratta quindi di un ASU integrata con il ciclo di potenza.
L’ossigeno è prodotto con purezza pari al 95%, quindi è pompato allo stato liquido fino
alla pressione di 80 bar per poter essere inviato al gassificatore. L’ossigeno viene
preriscaldato fino alla temperatura di 180°C recuperando calore da una corrente di
acqua. L’azoto invece è separato con purezza superiore al 99%. Dopo la
compressione tramite compressori interrefrigerati è impiegato per diversi scopi:
Diluizione del syngas al fine di abbassarne il potere calorifico e diminuire la
temperatura di fiamma nel combustore.
Presurizzazione del carbone nei lock hoppers.
Pulizia dei filtri ceramici a valle del gassificatore.
Figura 4.2: Schema dell'ASU
Raffreddamento del syngas
La gassificazione avviene a temperatura elevata, alla quale è possibile separate le
ceneri sottoforma di slag, che viene raccolto alla base del reattore. Il processo di
raffreddamento del syngas avviene secondo la configurazione prevista dalla tecnologia
54
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
Shell, che consiste in un gas quench ad alta temperatura seguito da coolers convettivi.
Il syngas all’uscita del gassificatore è miscelato con del syngas ricircolato, in parte a
valle del filtro ceramico e in parte a valle dello scrubber. Il gas miscelato si porta alla
temperatura di solidificazione delle ceneri, pari a 900°C. Successivamente il syngas è
raffreddato in due scambiatori convettivi che producono vapore ad alta e media
pressione, che poi è inviato al ciclo a vapore a recupero. A valle dei syngas cooler, il
syngas raggiunge la temperatura di 300°C: a questa temperatura viene eliminato il
particolato presente attraverso filtri ceramici, e viene ricircolata una parte del syngas. In
seguito il syngas è saturato in uno scrubber per eliminare ulteriore particolato e alcuni
composti inquinanti solubili in acqua (principalmente HCN, NH3 e cloruri). A valle dello
scrubber la temperatura è di circa 150°C: qui una parte della portata è ricircolata
tramite un ventilatore e destinata al quench.
Carbone
lock
hoppers
Gas
quench
vapore
HP
Azoto
Syngas
Cooler
Gassificatore
acqua
HP
vapore
IP
Ossigeno
acqua
IP
filtro
ceramico
Azoto
raffreddamento
slag
Fly ashes
58
Syngas
slag
scubber
depurazione
acqua
acqua di
makeup
Figura 4.3: Schema di gassificatore e processo di raffreddamento del syngas
Depurazione del syngas
All’uscita dello scrubber è presente il letto catalitico nel quale avviene l’idrolizzazione
del COS necessaria per formare H2S. La temperatura del processo è mantenuta a
180°C condensando del vapore a media pressione, inoltre due scambiatori rigenerativi
funzionanti con acqua scaldano il syngas in ingresso sottraendo calore da quello a
55
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
valle dell’idrolizzatore, permettendo un risparmio sul calore sottratto al ciclo.
Successivamente il syngas è raffreddato fino a temperatura ambiente (35°C) fornendo
calore all’acqua destinata al saturatore e allo scrubber. La sezione di separazione dei
gas acidi (AGR) funziona a 35°C, e prevede la rimozione dell’H2S tramite solvente
fisico, secondo il processo Selexol. È adottata questa soluzione perché permette di
ottenere una buona efficienza di rimozione, il solvente utilizzato non ha costi elevati e
presenta rischi ambientali contenuti. Inoltre l’assorbimento avviene a temperatura
ambiente, quindi senza la necessità di complessi sistemi ausiliari e per la rigenerazione
è necessario calore a bassa temperatura. Per facilità di consultazione è riportato
ancora qui sotto lo schema del processo Selexol già mostrato a pagina 38.
L’H2S viene trattato in un impianto Claus e successivamente SCOT per recuperare lo
zolfo. Il syngas depurato viene diluito con azoto proveniente dall’ASU e saturato con
acqua per abbassare la temperatura di fiamma nel combustore e ridurre la produzione
di ossidi di azoto. Infine, prima di essere inviato alla sezione di potenza, il syngas è
riportato alla temperatura di 200°C recuperando calore dalla condensazione di vapore
a media pressione in uno scambiatore rigenerativo.
Figura 4.4: Schema sistema AGR di tipo Selexol
Turbina a gas
La turbina a gas impiegata in questo impianto è rappresentativa delle macchine “Frame
F” attualmente usate nei cicli combinati di grande taglia. Si tratta di una turbina a gas in
56
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
ciclo semplice e aperto. Il fluido impiegato è aria aspirata dall’ambiente, il compressore
e l’espansore sono macchine assiali in configurazione monoalbero. Il combustore e gli
stadi della turbina operanti ad elevata temperatura sono dotati di sistema di
raffreddamento ad aria, che è spillata dal compressore. Le caratteristiche tecniche e
parametri progettuali sono stati derivati dall’analisi delle prestazioni e dati di targa delle
turbine a gas esistenti GE 9371F e Siemens STG5-4000F [18]. I principali parametri ed
indici prestazionali relativi al funzionamento a gas naturale sono riportati in Tabella 4.1.
Sono adottati gli accorgimenti necessari per risolvere le problematiche derivanti
dall’utilizzo del syngas come combustibile illustrati in precedenza: il compressore opera
con le IGV chiuse e la combustione è di tipo diffusivo. Il compressore non presenta
spillamenti di aria da inviare all’ASU, che aspira la totalità dell’aria necessaria al suo
funzionamento dall’ambiente con un compressore dedicato.
Tabella 4.1: Prestazioni turbina a gas alimentata a gas naturale
Rapporto di compressione
Temperatura di ingresso in turbina (TIT)
Temperatura di scarico dei gas (TOT)
Potenza netta
Lavoro specifico
Rendimento
18.1
1360
603
280
420
38.5
°C
°C
MW
kJ/kg
%
Ciclo a vapore a recupero
Il calore dei gas combusti all’uscita della turbina a gas viene recuperato in una caldaia
a recupero che genera vapore a tre livelli di pressione: 144 bar, 36 bar e 4 bar. Solo il
livello di pressione intermedio è dotato di banchi di risurriscaldamento. Nel corpo
cilindrico di alta pressione è immessa una portata di vapore generata nel syngas cooler
ad alta temperatura. Il vapore di media pressione invece è generato, oltre che da un
syngas cooler, dalle pareti membranate del gassificatore. Non tutto il vapore così
generato è restituito al corpo cilindrico: infatti parte di esso viene riutilizzata per altre
necessità dell’impianto come l’idrolizzazione del COS ed il riscaldamento del syngas
dopo la diluizione. Il vapore necessario per il reboiler della colonna di assorbimento
dell’H2S e per la rigenerazione dei filtri dell’ASU è spillato dalla turbina. L’acqua
ottenuta dalla condensazione di queste portate di vapore è restituita al ciclo di potenza
al condensatore.
57
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
vapore per Selexol
reboiler e filtri ASU
gas out acqua da Selexol
reboiler e filtri ASU
~
IP
rh
gas in
HP
sh
HP
eva
vapore dal
cooler HP
IP
sh
HP
eco
IP
eva
vapore dai
recuperi HP
acqua al
cooler HP
HP
eco
IP
eco
LP
sh
LP
eva
LP
eco
acqua ai
recuperi HP
Figura 4.5: Schema del ciclo a vapore
Schema di impianto
Nella pagina successiva è illustrato lo schema complessivo dell’impianto: i flussi
numerati rappresentano i punti principali dell’impianto, di cui verranno presentate le
proprietà termodinamiche e la composizione chimica nel paragrafo relativo alla
presentazione dei risultati delle simulazioni.
58
1
~
6
5
2
3
~
20
Air Separation
Unit
4
fuel
heater
O2
heater
19
legenda colori:
16
17
7
Acid Gas
Removal
18
water
heater
9
22
23
21
12
cooler
HP
13
8
ceneri
cooler
IP
filtro
ceramico
scrubber
syngas
heater
heat
recuperator
Gassificatore
14
10
COS
hydrolizer
aria
syngas
acqua
vapore
ossigeno
azoto
water
heater
15
water
heater
condensato
11
carbone
Figura 4.6: Schema complessivo dell'impianto
zolfo
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
4.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di
simulazione
Gassificatore
Il gassificatore viene modellizzato con una serie di componenti in serie: è presente un
mixer reattivo nel quale avvengono le reazioni di gassificazione. La portata di ossigeno,
azoto e vapore alimentati è regolata in funzione di quella di carbone, secondo rapporti
fissati. La composizione all’uscita dal mixer reattivo è quella di equilibrio. Le ceneri
vengono separate da uno splitter dedicato e rilasciate in ambiente, dopo essere state
raffreddate in uno scambiatore che riscalda i reagenti alimentati ed è impiegato per
simulare gli scambi termici all’interno del reattore. È presente anche uno splitter che
separa una frazione di carbonio dal combustibile alimentato per simulare la non
completa conversione di quest’ultimo. Un secondo scambiatore simula la generazione
di vapore nelle pareti membranate. Questo componente consente di controllare la
temperature del syngas all’uscita del gassificatore, che è mantenuta a 1550°C variando
la portata del vapore generato, mentre la temperatura all’uscita del mixer reattivo
corrisponde a quella di equilibrio delle reazioni di gassificazione. La pressione
all’interno del reattore è di 44 bar. Il potere calorifico del carbone alimentato è
superiore rispetto al valore indicato nel capitolo precedente poiché viene alimentato
carbone già asciugato.
Uno schema del modello utilizzato è illustrato in figura 4.7, e le ipotesi di calcolo sono
riassunte nelle tabelle da 4.2 a 4.4.
Vapore
Vapore
Azoto
Ossigeno
Carbone
Raffred
dammento
ceneri
Mixer
Mixer
reattivo
Acqua
Pareti
membra
nate
Splitter
ceneri
Syngas
Splitter
carbonio
Ceneri
Carbonio non
convertito
Figura 4.7: Modello del gassificatore
60
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
Tabella 4.2: Portate in ingresso al gassificatore
Carbone
Ossigeno
vapore
Azoto per lock hoppers
Portata
Temperature Pressione
PCI
[kg/kg carbone] [°C]
[bar]
[MJ/kg]
1
15
44
26,81
0,0895
180
80
0,87745
340
54
0,4437
35
56
Tabella 4.3: Consumi energetici del gassificatore
Trattamento carbone
Trattamento ceneri
50 kJ/kg carbone
100 kJ/kg ceneri
Tabella 4.4: Caratteristiche del vapore prodotto
Pressione
Temperatura
54 bar
340 °C
ASU
Per la produzione di ossigeno è impiegato il componente dedicato di GS: tale
componente permette di simulare la doppia colonna di distillazione. È fissata la
purezza dell’ossigeno prodotto, e in base a questa viene calcolata la portata di aria in
ingresso affinché sia prodotta la portata di ossigeno necessaria all’alimentazione del
gassificatore. L’ossigeno è prodotto allo stato liquido e in seguito è riscaldato
raffreddando una portata di acqua spillata dal ciclo a vapore. Il consumo energetico del
compressore dell’aria in ingresso e degli altri ausiliari è calcolato come un valore fisso
in base all’ossigeno prodotto. L’azoto invece è prodotto puro allo stato gassoso e viene
successivamente compresso attraverso due compressori interrefrigerati a seconda
dell’uso: un compressore è usato per la frazione destinata alla rigenerazione dei filtri a
maniche, mentre una frazione spillata a pressione intermedia è inviata ai lock hoppers
del gassificatore. La frazione rimanente è usata per la diluizione del syngas, e viene
compressa ad una pressione tale da garantire la sovrapressione necessaria per
l’iniezione nel combustore. Il consumo dei compressori dell’azoto è calcolato
utilizzando il valore di rendimento politropico assegnato. Inoltre per la rigenerazione
dei filtri l’ASU necessita di calore, fornito dalla condensazione di vapore di bassa
pressione spillato dalla turbina a vapore.
61
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
Tabella 4.5: Assunzioni di progetto ASU e compressione ossigeno
Ossigeno prodotto
Purezza ossigeno
Temperatura ossigeno
Pressione ossigeno
Pressione aria in ingresso
Pressione azoto per lock hoppers
Pressione azoto per filtri
Consumo energetico
Calore per rigenerazione
0.87745
95
180
80
16
56
80
1110
58.32
kg O2/kg carbone
%
°C
bar
bar
bar
bar
kJ/kg O2
kJ/kg carbone
Tabella 4.6: Assunzioni di progetto compressori azoto
Azoto per
diluizione
Numero di intercoolers
Temperatura dopo intercooler [°C]
Perdita di carico intercooler %
Rendimento politropico %
Rendimento elettrico %
Azoto per lock
hoppers e filtri
1
35
10
82
94
5
35
10
75
94
Gas Quench
Il primo raffreddamento del syngas avviene attraverso il quench con una portata di
ricircolo. La portata è regolata affinché la temperatura a valle della miscelazione sia di
900°C. La miscelazione è simulata con un mixer nel quale avviene anche la
conversione di CO2 a CO secondo la reazione di Bouduard. Per il funzionamento del
ricircolo è presente un ventilatore che ha rendimento politropico del 75% ed
rendimento organico pari al 92%.
Syngas Coolers
Il syngas viene raffreddato tramite due syngas cooler convettivi che producono vapore
di alta e media pressione inviato al ciclo a vapore: la temperatura del syngas in uscita è
rispettivamente di 380°C e 300°C.
62
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
Tabella 4.7: Ipotesi di calcolo syngas coolers
Pressione vapore HP
Temperatura vapore HP
Pressione vapore IP
Temperatura vapore IP
Efficienza
Perdite di carico
Perdite termiche
144
340
36
244
90
3,4
0,7
bar
°C
bar
°C
%
%
%
Filtro ceramico
Per la pulizia dei filtri ceramici è utilizzato azoto compresso a 80 bar. La portata
necessaria è pari a 0.103 kg N2/kg carbone.
Scubber
La prima pulizia avviene in uno scrubber ad acqua: la quantità di acqua aggiunta è
calcolata affinché il syngas in uscita sia saturo. L’acqua è compressa da una pompa
che ha un rendimento idraulico di 0,8 e un rendimento organico di 0,92, e
successivamente è scaldata in uno scambiatore che raffredda una portata di syngas a
valle dell’idrolizzatore del COS.
Idrolizzatore COS
L’idrolizzatore del COS è modellizzato con uno scambiatore che simula il rigeneratore,
seguito da un mixer necessario per simulare l’apporto di calore proveniente dal vapore
spillato dal corpo cilindrico di media pressione del ciclo a vapore. La quantità di vapore
spillato è calcolata in modo da avere la temperatura a valle del processo pari a 180°C.
Le perdite di carico del processo sono del 2% per lo scambiatore e del 3% per il mixer.
AGR
La sezione di rimozione è preceduta da coolers che portano il syngas alla temperatura
di 35°C. Si tratta di un processo di assorbimento fisico di tipo Selexol. GS non è in
grado di simulare nel dettaglio tale processo di assorbimento dei gas acidi perché
implementa solo le equazioni di stato dei gas perfetti e del vapore d’acqua. Per
simulare l’assorbimento fisico di gas in soluzioni liquide è necessario studiare le
equazioni di equilibrio di sistemi multifase. D’altra parte, ai fini dell’analisi oggetto di
questa tesi non è necessario entrare nel dettaglio e simulare le colonne di
assorbimento e desorbimento dei gas acidi. Tale analisi è necessaria se si intende
apportare modifiche al processo di assorbimento oppure ottimizzarne i parametri
operativi. Ai fini della stima delle prestazioni dell’IGCC (oggetto di questa tesi), è
possibile evitare di simulare il dettaglio del processo Selexol ed utilizzare i risultati
ottenuti da simulazioni svolte dai ricercatori del Politecnico di Milano con codici di
63
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
calcolo specifici. Infatti i ricercatori del Dipartimento di Energia del Politecnico hanno
sviluppato un modello dettagliato del processo Selexol al fine di determinarne i
consumi di potenza elettrica e termica (per la rigenerazione del solvente) e la
composizione e portata dei flussi uscenti dall’unità (cioè, del syngas pulito e del flusso
ricco di H2S rimosso). Quindi, l’effettiva simulazione del processo Selexol non è stata
oggetto di questa tesi ma sono stati usati i risultati generati da un modello sviluppato
da ricercatori del Dipartimento di Energia.
All’interno del modello GS dell’intero IGCC, il Selexol è simulato con uno splitter che
separa una frazione di H2S dal syngas, uno splitter che separa una frazione di CO2 ed
un terzo splitter che separa la portata di vapore condensata. Le split fractions dei primi
due splitters sono state calibrate per riprodurre la stessa composizione del syngas
pulito indicata dal modello dettagliato del Selexol. In modo analogo, la potenza termica
assorbita dallo scambiatore di calore è stata calibrata per riprodurre lo stesso valore
calcolato dal modello dettagliato. Nell’impianto in oggetto tale calore richiesto dal
Selexol è fornito condensando una opportuna portata di vapore spillato dalla turbina a
vapore alla pressione di 6 bar.
Tabella 4.8: Ipotesi di calcolo processo Selexol
Potenza termica assorbita
Potenza elettrica assorbita
Efficienza di rimozione
CO2 rimossa con l’h2s
Concentrazione H2S a valle
Perdite di carico scambiatori
20952
1937,5
99,2
1,42
20
3
kJ/kgH2S
kJ/kgH2S
%
kgCO2/kgH2S
ppm
%
Tabella 4.9: Composizione syngas in ingresso e in uscita dalla sezione AGR
Ingresso AGR
Uscita AGR
Ar
CH4
CO
CO2
H2
H2O(g) H2O(l) H2S N2
0.77
0.01 50.59
2.61 23.40
0.13 13.95 0.16 8.39
0.89
0.02 59.01
2.85 27.29
0.15
0.0 0.00 9.78
Saturatore
È impiegato il componente del GS che simula il saturatore. Tale componente risolve gli
scambi di massa ed energia che avvengono al suo interno. Il syngas in uscita è saturo
e l’acqua in eccesso viene ricircolata tramite una pompa e riscaldata in un syngas
cooler rigenerativo.
Turbina a gas
È simulata una turbina a gas di grande taglia funzionante in ciclo semplice con aria
aspirata dall’ambiente. Il compressore è preceduto da un filtro dell’aria ed ha un
64
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
rapporto di compressione pari a 18.1. Lungo la compressione è spillata l’aria
necessaria per il raffreddamento delle pale della turbina. Il numero di stadi di
compressione è calcolato fissando il Δh massimo per ciascuno stadio: a partire da
questo valore è inoltre calcolato il rendimento politropico dello stadio, mentre il
rendimento organico è un valore assegnato. La simulazione dettagliata della turbina a
gas invece non è possibile senza informazioni sulla fluidodinamica degli stadi
raffreddati, che è molto complicata e di difficile previsione. Per questo motivo nel caso
della turbina il numero di stadi è assegnato ed il rendimento politropico è considerato
costante per ciascuno stadio. La TIT è fissata al massimo valore compatibile con i
materiali, per massimizzare il rendimento del ciclo. Poiché la portata di syngas al
combustore dipende dalla portata di carbone che è assegnata, la portata di aria
aspirata viene calcolata per ottenere la TIT desiderata. In questo modo si ottengono le
dimensioni delle turbomacchine.
Tabella 4.10: Assunzioni di progetto turbina a gas
Compressore:
Rapporto di compressione
Δh per stadio
Rendimento organico
Turbina:
Numero di stadi totali
Numero di stadi raffreddati
Rendimento organico
TIT
Temperatura massima del materiale
Alternatore:
Velocità di rotazione
Rendimento organico
Rendimento elettrico
Perdite di carico:
Filtro dell’aria
Combustore
18.1
23 kJ/kg
99.865 %
4
3
99.865 %
1360 °C
865 °C
3000 giri/min
99.65 %
98.7 %
1 %
3 %
Ciclo a vapore a recupero
È modellizzato con il componente HRSC (Heat Recovery Steam Cycle), il quale
permette di simulare la caldaia a recupero, la turbina a gas e tutti gli ausiliari necessari
per il funzionamento del ciclo. La caldaia a recupero prevede la generazione di vapore
a tre livelli di pressione, dotati di surriscaldamento, più il degasatore. Il livello di
65
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
pressione intermedio prevede inoltre il risurriscaldamento del vapore provenente dalla
turbina di alta pressione. La disposizione dei banchi di scambio viene ottimizzata per
massimizzare la produzione di vapore. Sono fissate le condizioni di ingresso e uscita
dei fumi e le pressioni di evaporazione. Dagli evaporatori di alta e media pressione è
spillata acqua satura, e negli stessi è immesso il vapore leggermente surriscaldato
generato nei syngas coolers. Per il calcolo della turbina sono assegnati i rendimenti
politropici delle sezioni. I rendimenti delle pompe di alimento degli scambiatori sono
calcolati, mentre è fissato quello della pompa di estrazione del condensatore.
Tabella 4.11: Livelli di pressione
Generazione vapore HP
Generazione vapore IP
Generazione vapore LP
Spillamento turbina
Degasatore
Condensatore
144
36
4
6
1.4
0.048
bar
bar
bar
bar
bar
bar
Tabella 4.12: ΔT degli scambiatori, per tutti i livelli di pressione
ΔT approach point
ΔT pinch point
ΔT subcooling economizzatore
25 °C
10 °C
5 °C
Tabella 4.13: Rendimenti isoentropici dei componenti
Turbina HP
Turbina IP
Turbina LP
Pompa estrazione condensatore
92
94
88
70
%
%
%
%
Tabella 4.14: Altre assunzioni di progetto relative al ciclo a vapore
Perdite di carico gas
Perdite termiche caldaia
Temperatura massima surriscaldatore
Temperatura dei gas all’uscita
0.03
7
565
90
bar
%
°C
°C
66
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
4.3 Risultati della simulazione effettuata
Sono presentati i risultati della simulazione relativa all’impianto di riferimento, che
saranno utili per il confronto con gli impianti studiati in seguito. È riportata una tabella
che illustra le proprietà termodinamiche e la composizione chimica in alcuni punti
selezionati dell’impianto (tabella 4.15), seguita dai bilanci di massa ed energia di
gassificatore, ciclo a gas e ciclo a vapore (tabelle da 4.16 a 4.21). Infine viene
presentato il bilancio energetico complessivo dell’impianto (tabella 4.22).
Proprietà termodinamiche e composizione chimica
Nella tabella della pagina seguente sono illustrate temperatura, pressione e portata in
alcuni punti dell’impianto. I punti selezionati sono quelli segnalati nello schema di
impianto presentato nel capitolo precedente.
67
Tabella 4.15: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell'impianto
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
Aria in ingresso
Ingresso combustore
Ingresso in turbina
Ingresso HRSC
Uscita HRSC
Aria all’ASU
O2 al gassificatore
Carbone
N2 per lock hoppers
Uscita gassificatore
Ricircolo syngas
Ingresso syngas cooler
Uscita syngas cooler
Uscita scrubber
Ingresso AGR
N2 per diluzione syngas
Ingresso saturatore
Acqua saturatore
Uscita saturatore
Combustibile alla turbina
Vapore parete membranata
Vapore Syngas cooler HP
Vapore Syngas cooler MP
Temperatura
Pressione
Portata
[°C]
[bar]
[kg/s]
Composizione [% molare]
15.0
417.7
1.01
18.16
523.72
448.40
Ar
0.92
0.92
CH4
0.00
0.00
CO
0.00
0.00
CO2
0.03
0.03
H2
H2O(g) H2O(l)
0.00
1.03
0.00
0.00
1.03
0.00
1439.2
613.8
17.61
1.04
537.87
664.60
0.84
0.86
0.00
0.00
0.00
0.00
10.50
8.48
0.00
0.00
8.16
6.79
0.00
0.00
0.00
0.00
72.27
73.23
8.23
10.65
90.0
95.0
1.01
5.76
664.60
120.61
0.86
0.92
0.00
0.00
0.00
0.00
8.48
0.03
0.00
0.00
6.79
1.03
0.00
0.00
0.00
0.00
73.23
77.28
10.65
20.73
180.0
15.0
44
44.00
28.90
32.94
3.09
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1.91
95.00
35.0
1550.0
56
44
14.61
63.75
0.00
0.98
0.00
2.71
0.00
61.44
0.00 100.00
0.20
6.44
0.00
0.00
200.0
900.0
41.06
44
47.48
111.23
0.79
0.87
0.02
0.02
52.29
57.38
2.70
2.96
24.18
26.54
11.18
4.85
0.00
0.00
0.16
0.18
8.67
7.20
0.00
0.00
300.0
157.4
35.0
260.6
157.3
145.0
124.4
200.0
340.0
340.0
300.0
41.06
41.06
37.11
27.23
26.96
70
26.69
26.43
54
144
36
111.23
76.28
76.28
65.13
131.84
89.99
140.88
140.88
10.92
83.89
6.72
0.87
0.77
0.77
0.00
0.51
0.00
0.47
0.47
0.00
0.00
0.00
0.02
0.01
0.01
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.00
0.00
0.00
57.38
50.59
50.59
0.00
33.76
0.00
30.91
30.91
0.00
0.00
0.00
2.96
2.61
2.61
0.00
1.63
0.00
1.49
1.49
0.00
0.00
0.00
26.54
23.40
23.40
0.00
15.61
100.00
14.29
14.29
100.00
100.00
100.00
4.85
14.08
0.13
0.00
0.09
0.00
8.53
8.53
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
13.95
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.18
7.20
0.16
8.39
0.16
8.39
0.00 100.00
0.00 48.39
0.00
0.00
0.00 44.30
0.00 44.30
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Carbone tipo Douglas Premium
0.00
0.00
0.00
0.00
3.69 22.10
2.44
0.00
H2S
0.00
0.00
N2
77.28
77.28
O2
20.73
20.73
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
Processo di gassificazione
La cold gas efficiency ha un valore abbastanza elevato, in linea con le prestazioni dei
gassificatori a letto trascinato alimentati tramite lock hoppers.
Tabella 4.16: Bilancio di massa gassificatore
Portate in ingresso
Carbone
Ossigeno
Vapore
Azoto
Portate in uscita
Syngas prodotto
Ceneri separate
Carbonio non convertito
32.94
28.90
2.95
4.10
kg/s
kg/s
kg/s
kg/s
63.75 kg/s
4.96 kg/s
0.16 kg/s
Tabella 4.17: Bilancio energetico gassificatore
Potere calorifico carbone
Potenza termica entrante
Potere calorifico syngas
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
26.81
883.05
11.41
727.54
82.06
MJ/kg
MW
MJ/kg
MW
%
Turbina a gas
Dal bilancio si nota come il rapporto tra il combustibile alimentato e l’aria aspirata sia
molto più elevato rispetto al rapporto che si ha per un impianto alimentato con gas
naturale. Per questo motivo anche il rendimento ed il lavoro specifico sono più elevati
rispetto all’alimentazione a gas naturale, infatti il compressore non elabora la portata di
combustibile, che rappresenta una frazione importante della portata che espande in
turbina. Sono riportati inoltre il diametro e l’altezza di pala dell’ultimo stadio della
turbina come indicazione delle dimensioni della macchina.
Tabella 4.18: Bilancio di massa della turbina a gas
Portata aria ingresso
Portata syngas
Aria per raffreddamento
Diametro all'uscita
Altezza di pala in uscita
523.72
140.88
122.79
2.97
0.72
kg/s
kg/s
kg/s
m
m
69
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
Tabella 4.19: Bilancio energetico della turbina a gas
Potenza turbina
Potenza compressore
Perdite
Potenza netta
Lavoro specifico
Portata syngas
PCI syngas
Input termico
Rendimento elettrico
528.68
211.4
5.22
312.06
595.89
140.88
5.14
724.69
43.06
MW
MW
MW
MW
kJ/kg
kg/s
MJ/kg
MW
%
La potenza termica del syngas alimentato è minore di quella del syngas prodotto dal
gassificatore poiché qui non è considerata la quota relativa al potere calorifico del H2S,
che viene separato prima della combustione.
Ciclo a vapore
Al vapore prodotto dalla caldaia si aggiunge quello prodotto dai recuperi termici. Per i
livelli di alta e media pressione la portata di vapore proveniente dall’esterno è molto
maggiore di quella generata. Il rendimento elettrico del ciclo è simile a quello di un
moderno ciclo a recupero a vapore subcritico.
Tabella 4.20: Bilancio di massa del ciclo a vapore
Ingresso gas
Uscita gas
Vapore generato HP
Vapore generato IP
Vapore generato LP
Vapore da recupero HP
Vapore da recupero IP
Vapore alla turbina HP
Vapore alla turbina IP
Vapore alla turbina LP
Vapore spillato
Portata [kg/s]
664.6
664.6
34.2
4.35
4.05
83.88
8.01
116.09
129.07
4.05
2.31
Temperatura [°C] Pressione [bar]
613.79
1.04
90
1.01
338.87
144
244.16
36
143.62
4
340
144
305.08
36
565
144
565
36
299
4
324
6
70
Impianto di riferimento
_____________________________________________________________________
Tabella 4.21: Bilancio energetico del ciclo a vapore
Calore disponibile dai gas
Calore recuperato dalla caldaia
Rendimento recupero termico
Calore dai recuperi termici
Calore sottratto al ciclo
Calore rilasciato al condensatore
Calore rilasciato al camino
Potenza turbina
Consumo pompe
Potenza netta
Rendimento netto
437.09
382.86
87.59
104.14
14.96
273.49
51.52
196.48
2.86
193.62
41.02
MW
MW
%
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
%
Nella figura 4.8 è illustrato il diagramma di scambio termico della caldaia a recupero e
dei syngas cooler: si osserva come lo scambio termico nella caldaia avvenga sotto
differenze di temperatura minori rispetto a quanto avviene per un ciclo combinato
alimentato a gas naturale.
Temperatura[°C]
1600
raffreddamento
gassificatore
1400
1200
1000
Syngas
cooler HP
800
600
caldaia a
Syngas
cooler IP
400
200
0
0
100
200
300
400
500
Calore scambiato[MW]
Figura 4.8: Diagramma di scambio termico della caldaia e dei syngas cooler
71
Capitolo 4
_____________________________________________________________________
Bilancio di potenza
Dai dati riassunti in tabella 4.22 si nota come la ripartizione della potenza prodotta dai
due cicli termodinamici sia diversa rispetto ad un ciclo combinato alimentato a gas
naturale: la frazione prodotta dalla turbina a vapore assume un valore più elevato
poiché il ciclo a vapore ha come input termico il vapore prodotto dai syngas cooler oltre
a quello generato nella caldaia a recupero. Un'altra osservazione riguarda la sezione di
separazione aria: la potenza assorbita dai compressori di aria e azoto è pari al 14%
della potenza lorda prodotta dall’impianto.
Tabella 4.22: Bilancio delle potenze complessivo
Potenza netta turbina a gas
Potenza netta ciclo a vapore
Pompe
Ventilatore ricircolo syngas
Trattamento carbone
Trattamento ceneri
Processo selexol
ASU e compressore aria
Compressore azoto per Lock Hoppers
Compressore azoto per diluizione
Potenza totale ausiliari
Potenza netta IGCC
Portata carbone
Potenza termica carbone
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
Rendimento netto IGCC
312.06
193.62
0.77
1.03
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
31.61
78.74
426.94
32.94
883.05
711.32
82.06
48.35
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
kg/s
MW
MW
%
%
72
5 Ciclo a gas con preriscaldamento aria
5.1 Descrizione impianto
La modifica principale introdotta in questa configurazione di impianto è la presenza
dello scambiatore che preriscalda l’aria compressa all’ingresso del combustore del
ciclo a gas. Questa soluzione permette di utilizzare il calore del syngas in maniera più
efficiente, poiché il ciclo a gas ha un rendimento di conversione più elevato del ciclo a
vapore, operando ad una temperatura maggiore. Dato che le prestazioni del ciclo a gas
variano con il rapporto di compressione, sono effettuate simulazioni con diverso
rapporto di compressione al fine di trovare il rapporto ottimo per la nuova
configurazione di impianto. Infatti un ciclo a gas con rapporto di compressione
maggiore ha rendimento più elevato, ma scarica gas a temperatura minore, pertanto
l’efficienza del ciclo a gas diminuisce: poiché nella nuova configurazione di impianto la
potenza prodotta dal ciclo a gas aumenta rispetto a quella prodotta dalla turbina a
vapore, impiegando una turbina a gas con rapporto di compressione più elevato è
probabile che il rendimento complessivo dell’impianto aumenti.
Gassificatore
Il gassificatore è analogo a quello impiegato per l’impianto di riferimento: si tratta di un
gassificatore a letto trascinato, raffreddato tramite pareti membranate, alimentato con
lock hoppers. Anche i parametri di funzionamento del processo di gassificazione sono
gli stessi del caso di riferimento.
Sezione di separazione aria
La sezione di separazione aria non è integrata con il ciclo a gas ed è costituita da un
impianto a doppia colonna per la distillazione criogenica oltre che dai compressori
interrefrigerati per l’aria in ingresso e per l’azoto prodotto. L’ossigeno è pompato allo
stato liquido alla pressione di 80 bar, come nell’ASU presente nell’impianto di
riferimento.
Raffreddamento del syngas
Per il raffreddamento del syngas all’uscita del gassificatore è effettuato un quench con
il syngas ricircolato, che porta la temperatura del syngas a 900°C, come nel caso di
riferimento. Immediatamente a valle della miscelazione è presente uno scambiatore
che raffredda il syngas preriscaldando l’aria in ingresso al combustore. Il syngas è
raffreddato fino alla minima temperatura che permette lo scambio termico con l’aria:
poiché si tratta di uno scambiatore controcorrente che funziona con un fluido gassoso
da entrambi i lati il ΔT di pinch point è fissato a 30°C. La temperatura di uscita dello
73
Capitolo 5
_____________________________________________________________________
scambiatore varia quindi a seconda del rapporto di compressione del ciclo a gas, ma
per i casi analizzati si mantiene al di sopra dei 400°C: è possibile generare vapore ad
alta pressione con un syngas cooler tradizionale, che raffredda ulteriormente il syngas
fino a 380°C. Il syngas cooler di media pressione è analogo a quello adottato nel caso
di riferimento: produce vapore portando il syngas a fino 300° C a i quali generano del
vapore saturo. Il raffreddamento prosegue come nel caso di riferimento; sono presenti
un filtro ceramico e uno scrubber ad acqua, all’uscita del quale la temperatura del
syngas è di circa 150°C.
Carbone
lock
hoppers
Gas
quench
aria al ciclo
a gas
Azoto
Preriscaldatore
aria dal ciclo
a gas
vapore
HP
aria
Gassificatore
Syngas
acqua
HP
vapore
IP
Cooler
Ossigeno
Syngas
Cooler
acqua
IP
filtro
ceramico
Azoto
raffreddamento
slag
Fly ashes
58
Syngas
slag
scubber
depurazione
acqua
acqua di
makeup
Figura 5.1: Schema di gassificatore e raffreddamento del syngas
Depurazione del syngas
Anche la sezione di depurazione del syngas è analoga a quella impiegata nel caso di
riferimento, prevede l’idrolizzazione del COS seguita dalla rimozione dell’H2S
attraverso un processo di assorbimento fisico di tipo Selexol. Il gas pulito viene diluito
con azoto e saturato con del vapore, prima di essere riscaldato a 200°C e inviato al
combustore del ciclo a gas.
74
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
Turbina a gas
In questa configurazione di impianto il ciclo a gas è fortemente modificato rispetto a
quello di riferimento: a valle del compressore è presente uno scambiatore che riscalda
l’aria prima della combustione. Il recupero termico permette di raggiungere la
temperatura di combustione desiderata con un rapporto combustibile/aria minore. La
portata di aria elaborata è quindi maggiore che nel caso di riferimento e, di
conseguenza, aumentano le dimensioni delle turbomacchine e la potenza prodotta. La
simulazione di questo impianto è effettuata variando il rapporto di compressione della
turbina. A seconda del rapporto scelto quindi la temperatura in uscita dal compressore
varia e di conseguenza varia la temperatura alla quale avviene il recupero termico e
quindi la portata di aria. Anche in questo caso il compressore opera con le IGV chiuse
e il combustore è di tipo diffusivo per permettere la combustione del syngas.
Ciclo a vapore a recupero
Il ciclo a vapore a recupero impiegato per questo impianto è simile a quello presente
nel caso di riferimento: la caldaia produce vapore a tre livelli di pressione e al vapore
così prodotto si aggiunge il vapore prodotto dai recuperi termici del processo di
gassificazione. Gli spillamenti che forniscono calore ai processi di gassificazione sono
analoghi a quelli presenti nel caso di riferimento. Le differenze tra questo impianto e
quello di riferimento sono due:
La portata di vapore prodotto nel syngas cooler di alta pressione è molto minore
a causa del minore calore disponibile dal syngas, già in parte raffreddato dal
preriscaldatore del’aria.
La portata del gas in uscita dalla turbina è maggiore per i motivi illustrati nel
paragrafo precedente.
75
Capitolo 5
_____________________________________________________________________
vapore per Selexol
reboiler e filtri ASU
gas out acqua da Selexol
reboiler e filtri ASU
~
IP
rh
gas in
HP
sh
HP
eva
vapore dal
cooler HP
IP
sh
HP
eco
IP
eva
vapore dai
recuperi HP
acqua al
cooler HP
HP
eco
IP
eco
LP
sh
LP
eva
LP
eco
acqua ai
recuperi HP
Figura 5.2: Schema del ciclo a vapore
Schema di impianto
Nella pagina successiva è illustrato lo schema complessivo dell’impianto: i flussi
numerati rappresentano i punti principali dell’impianto, di cui verranno presentate le
proprietà termodinamiche e la composizione chimica nel paragrafo relativo alla
presentazione dei risultati delle simulazioni.
76
1
~
6
4
7
3
~
2
5
22
Air Separation
Unit
fuel
heater
O2
heater
21
legenda colori:
19
8
zolfo
Acid Gas
Removal
20
18
water
heater
23
10
24
25
17
Gassificatore
cooler
air
heater
13
cooler
HP
14
filtro
ceramico
cooler
IP
scrubber
syngas
heater
15
heat
recuperator
16
11
COS
hydrolizer
aria
syngas
acqua
vapore
ossigeno
azoto
water
heater
water
heater
condensato
9
ceneri
12
Figura 5.3: Schema complessivo dell’impianto
Capitolo 5
_____________________________________________________________________
5.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di
simulazione
Le ipotesi effettuate per i componenti della linea di gassificazione, della sezione di
separazione aria e del processo di pulizia del syngas rimangono invariate, pertanto nei
paragrafi successivi sono illustrate le ipotesi relative ai componenti che hanno subito
variazioni, che sono la linea di raffreddamento del syngas e il ciclo di produzione di
potenza.
Preriscaldatore aria
Per la modellizzazione del preriscaldatore dell’aria sono impiegati due mixer che
simulano uno scambio termico: uno sulla linea di raffreddamento del syngas e uno a
valle del compressore del ciclo a gas. Il calcolo è effettuato con il vincolo che i due
mixer scambino la stessa quantità di calore. La temperatura in ingresso del syngas è
fissata, quella dell’aria in uscita dal compressore dipende dalle caratteristiche di
quest’ultimo, mentre la temperatura del syngas a valle viene fissata per garantire un
determinato ΔT di pinch point. La temperatura alla quale viene riscaldata l’aria è
determinata attraverso il bilancio energetico.
Tabella 5.1: Ipotesi di calcolo preriscaldatore aria
Temperatura syngas in ingresso
ΔT di pinch point
Perdite di carico aria
Perdite di carico syngas
900
30
3.4
3.4
°C
°C
%
%
Syngas coolers
A valle del preriscaldatore sono presenti due syngas cooler convettivi che producono
vapore di alta e media pressione inviato al ciclo a vapore: la temperatura all’uscita dei
due cooler è rispettivamente di 380°C e 300°C. A causa del minore salto termico la
portata di vapore prodotto ad alta pressione sarà inferiore rispetto al caso di
riferimento. Le caratteristiche e le ipotesi di calcolo dei syngas cooler sono le
medesime di quelli considerati per il caso di riferimento.
Turbina a gas
Il ciclo a gas impiega aria aspirata dall’ambiente. Il compressore è preceduto da un
filtro per l’aria esterna. Dal compressore è spillata una portata di aria utilizzata per il
raffreddamento delle pale della turbina. Anche in questo caso viene fissato il Δh
massimo per ciascuno stadio e vengono di conseguenza calcolati il numero di stadi e il
rendimento politropico, mentre il rendimento organico è un valore assegnato. Sono
78
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
state effettuate simulazioni con diverso rapporto di compressione. Il preriscaldatore
dell’aria è simulato con un mixer che fornisce all’aria la stessa quantità di calore
ottenuta dal raffreddamento del syngas. Il numero di stadi della turbina è assegnato ed
il rendimento politropico è considerato costante per ciascuno stadio. La TIT è fissata al
massimo valore compatibile con i materiali, per massimizzare il rendimento del ciclo.
La portata di syngas al combustore dipende dalla portata di carbone che è assegnata:
la portata di aria necessaria per ottenere la TIT desiderata varia quindi in funzione della
temperatura di uscita dal preriscaldatore, che a sua volta dipende dal rapporto di
compressione. Di conseguenza anche le dimensioni di compressore ed espansore
variano con il rapporto di compressione.
Tabella 5.2: Assunzioni di calcolo turbina a gas
Compressore
Rapporti di compressione considerati
Δh per stadio
rendimento organico
Turbina
Numero di stadi totali
Numero di stadi raffreddati
Rendimento organico
TIT
Temperatura massima del materiale
Alternatore
Velocità di rotazione
Rendimento organico
Rendimento elettrico
Perdite di carico
Filtro dell’aria
Preriscaldatore aria
Combustore
da 15 a 24
23 kJ/kg
99.865 %
4
3
99.865 %
1360 °C
865 °C
3000 giri/min
99.65 %
98.7 %
1 %
3.4 %
3 %
Ciclo a vapore a recupero
La portata e la temperatura dei gas all’ingresso della caldaia a recupero dipendono
dalle prestazioni del ciclo a gas, variano quindi a seconda del rapporto di
compressione adottato per questo ultimo. La temperatura dei gas al camino è fissata.
Il vapore è generato a tre diversi livelli di pressione, con banchi di surriscaldamento. Il
livello di pressione intermedio prevede anche il risurriscaldamento del vapore generato
al livello più elevato, dopo una prima espansione. Sono presenti gli stessi prelievi e
immissioni di acqua satura e vapore previsti nel caso di riferimento, tuttavia la quantità
79
Capitolo 5
_____________________________________________________________________
di vapore immesso al livello di alta pressione è sensibilmente minore poiché è minore il
calore disponibile dal raffreddamento del syngas. Le assunzioni per il calcolo della
caldaia, della turbina e delle pompe sono le stesse fatte per il caso di riferimento.
5.3 Risultati delle simulazioni effettuate
5.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo
Vengono presentati i risultati delle simulazioni al variare del rapporto di compressione.
Per ciascuna simulazione sono illustrate le potenze prodotte, oltre alla portata d’aria in
ingresso, utile per stimare la variazione delle dimensioni dell’impianto nella tabella 5.3
e nelle figure 5.4 e 5.5.
All’aumentare del rapporto di compressione si ha un aumento della potenza prodotta
dalla turbina a gas: il rendimento del ciclo a gas aumenta, è un andamento
caratteristico per tutti i cicli a gas semplici [2]. L’aumento di potenza corrisponde ad un
aumento della portata e quindi delle dimensioni della turbina. Il lavoro specifico per
unità di aria aspirata è massimo per un rapporto di compressione compreso tra 20 e
21.
La potenza prodotta dal ciclo a vapore a recupero invece diminuisce all’aumentare del
rapporto di compressione, a causa della diminuzione della temperatura dei gas
all’uscita della turbina, data dal maggiore rapporto di espansione. Questa diminuzione
è mitigata dall’aumento di portata di gas combusti che attraversano la caldaia e dal
fatto che il vapore fornito al ciclo dai syngas coolers aumenta poiché il preriscaldatore
d’aria ha il ΔT di pinch point fissato: se l’aria in ingresso allo scambiatore è più calda, la
quantità di calore scambiato è minore.
La potenza lorda prodotta dall’impianto aumenta con il rapporto di compressione.
Tuttavia anche il consumo degli ausiliari aumenta. Ciò è dovuto all’aumento del lavoro
del compressore per l’azoto destinato alla la diluizione del syngas; la pressione di
quest’ultimo è regolata per garantire una sovrapressione rispetto all’aria all’ingresso del
combustore. Da queste considerazioni e dai dati presentati si ricava che il rendimento
dell’impianto è massimizzato per un rapporto di compressione pari a 21. Pertanto
vengono di seguito riportati i risultati della simulazione relativa all’impianto con il
rendimento più elevato.
80
Tabella 5.3: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione
Rapporto di compressione
Portata aria[kg/s]
Potenza turbina a gas
[MW]
Lavoro specifico turbina a gas
[kJ/kg]
Potenza ciclo a vapore
[MW]
Potenza lorda IGCC
[MW]
Potenza ausiliari
[MW]
Potenza netta IGCC
[MW]
Rendimento netto
[%]
15
16
17
18.1
19
20
21
22
23
24
584.38
589.6
594.82
600.6
604.47
610.64
615.99
621.34
626.67
631.97
321.39
327
331.92
336.67
339.77
343.48
346.49
349.14
351.49
353.55
549.97
554.61
558.02
560.56
562.10
562.49
562.49
561.91
560.89
559.44
182.81
179.58
176.79
173.82
171.97
169.57
167.59
165.41
163.35
161.45
504.2
506.58
508.71
510.49
511.74
513.05
514.08
514.55
514.84
515
76.84
77.64
78.41
79.2
79.82
80.48
81.11
81.72
82.3
82.87
427.36
428.94
430.21
431.29
431.92
432.58
432.96
432.82
432.53
432.14
48.4
48.57
48.72
48.84
48.91
48.99
49.03
49.01
48.98
48.94
Capitolo 5
_____________________________________________________________________
Potenza [MW]
600
500
400
300
200
100
0
14
16
potenza turbina a gas
18
potenza ciclo a vapore
20
22
potenza lorda
rapporto di
compressone
potenza netta IGCC
24
Figura 5.3: Potenza prodotta in funzione del rapporto di compressione
rendimento %
49.1
49
48.9
48.8
48.7
48.6
48.5
48.4
48.3
14
16
18
20
22
Figura 5.4: Rendimento in funzione del rapporto di compressione
rapporto di
24compressione
82
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
5.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di
compressione ottimo
Nella tabella 5.4 sono presentate le proprietà termodinamiche nei principali punti
dell’impianto con il rapporto di compressione pari a 21, seguono i bilanci di massa ed
energia dei principali componenti (tabelle da 5.5 a 5.12).
Dall’osservazione della tabella è possibile effettuare alcune considerazioni:
La portata di aria aspirata dal compressore è maggiore rispetto al caso di
riferimento, in funzione dell’aumento di potenza della turbina.
L’aria in uscita dal compressore è più calda, mentre è minore la temperatura
all’ingresso della caldaia a recupero: questi effetti dipendono dal maggiore
rapporto di compressione scelto per questo caso.
I parametri relativi alla sezione di gassificazione rimangono invariati.
La sezione di raffreddamento è completamente diversa: gran parte del calore
presente nel syngas viene impiegato per il preriscaldamento dell’aria, che
aumenta la sua temperatura di circa 140°C. Il calore disponibile per la
generazione di vapore ad alta pressione diminuisce molto, si ha quindi una
diminuzione della portata di vapore generato.
Anche le proprietà relative alle sezioni di separazione aria e depurazione del
syngas sono invariate.
L’azoto per la diluizione ha pressione maggiore per permettere l’iniezione nel
combustore del ciclo a gas.
83
Tabella 5.4: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell’impianto
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Temperatura Pressione
[°C]
[bar]
Aria in ingresso
15.00
1.01
Ingresso preriscaldatore
447.80
21.07
Ingresso combustore
589.10
20.35
Ingresso in turbina
1440.50
19.74
Ingresso HRSC
591.20
1.04
Uscita HRSC
90.00
1.01
Aria all’ASU
95.00
5.76
O2 al gassificatore
180.00
44.00
Carbone
15.00
44.00
N2 per lock hoppers
35.00
56.00
Uscita gassificatore
1550.00
44.00
Ricircolo syngas
200.00
39.66
Ingresso preriscaldatore
900.00
44.00
Ingresso syngas coolers
477.80
42.50
Uscita syngas coolers
300.00
39.66
Uscita scrubber
156.30
39.66
Ingresso AGR
35.00
35.85
N2 per diluzione syngas
274.20
31.60
Ingresso saturatore
163.20
31.28
Acqua saturatore
145.00
70.00
Uscita saturatore
128.00
30.97
Combustibile alla turbina
200.00
30.66
Vapore parete membranata
340.00
54.00
Vapore Syn cooler HP
340.00
144.00
Vapore Syn cooler IP
300.00
36.00
Portata
[kg/s] Ar
CH4
615.99
0.92
0.00
471.11
0.92
0.00
471.11
0.92
0.00
611.61
0.85
0.00
756.49
0.87
0.00
756.49
0.87
0.00
120.61
0.92
0.00
28.90
3.09
0.00
32.94
14.61
0.00
0.00
63.75
0.98
2.71
47.87
0.79
0.01
111.63
0.87
0.02
111.63
0.87
0.02
111.63
0.87
0.02
76.35
0.77
0.01
76.35
0.77
0.01
65.13
0.00
0.00
131.84
0.51
0.01
93.03
0.00
0.00
140.50
0.47
0.01
140.50
0.47
0.01
10.92
0.00
0.00
15.22
0.00
0.00
6.74
0.00
0.00
CO
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
61.44
52.28
57.36
57.36
57.36
50.54
50.54
0.00
33.76
0.00
31.01
31.01
0.00
0.00
0.00
composizione [% molare]
CO2
H2
H2O(g) H2O(l) H2S
N2
O2
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00 77.28 20.73
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00 77.28 20.73
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00 77.28 20.73
9.22
0.00
7.19
0.00
0.00 72.95
9.78
7.44
0.00
6.00
0.00
0.00 73.79 11.90
7.44
0.00
6.00
0.00
0.00 73.79 11.90
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00 77.28 20.73
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1.91 95.00
Carbone tipo Douglas Premium
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
3.69 22.10
2.44
0.00
0.20
6.44
0.00
2.70 24.18 11.20
0.00
0.16
8.67
0.00
2.96 26.53
4.88
0.00
0.18
7.21
0.00
2.96 26.53
4.88
0.00
0.18
7.21
0.00
2.96 26.53
4.88
0.00
0.18
7.21
0.00
2.61 23.38 14.16
0.00
0.16
8.38
0.00
2.61 23.38
0.14 14.03
0.16
8.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
1.63 15.62
0.09
0.00
0.00 48.39
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
0.00
0.00
1.50 14.35
8.21
0.00
0.00 44.46
0.00
1.50 14.35
8.21
0.00
0.00 44.46
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
Processo di gassificazione
Le portate entranti e uscenti nel gassificatore sono invariate, così come le prestazioni.
Tabella 5.5: Bilancio di massa del gassificatore
Portate in ingresso
Carbone
Ossigeno
Vapore
Portate in uscita
Syngas prodotto
Carbonio non convertito
32.94 Kg/s
28.90 Kg/s
2.95 Kg/s
63.75 Kg/s
0.16 Kg/s
Tabella 5.6: Bilancio energetico del gassificatore
PCI carbone
Potenza termica entrante
PCI syngas
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
26.81
883.05
11.16
727.54
82.06
MJ/kg
MW
MJ/kg
MW
%
Preriscaldatore aria
Poiché la principale caratteristica introdotta in questo impianto è la presenza del
preriscaldatore dell’aria vengono illustrate in dettaglio le sue caratteristiche. Come
anticipato si tratta di uno scambiatore controcorrente: la capacità termica dell’aria è
molto maggiore di quella del syngas e viene fissato il ΔT di pinch point dal lato di uscita
del syngas.
Tabella 5.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria
Temperature
Gas in
Gas out
Aria in
Aria out
Calore scambiato
900
477.8
447.8
589.1
734.22
°C
°C
°C
°C
MW
85
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
T [°C]
1000
900
800
700
600
500
400
300
0
100
200
300
400
syngas
500
600
700
aria
800
Q [MW]
Figura 5.5: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria
Turbina a gas
In questa configurazione il calore entrante nel ciclo a gas non è solo quello proveniente
dal syngas, ma a quest’ultimo si aggiunge il calore recuperato dal syngas: nel bilancio
energetico del ciclo è necessario tenere conto di questo calore entrante. Il rendimento
così calcolato è simile a quello del ciclo dell’impianto di riferimento: poiché la portata di
syngas entrante è la medesima, si ha un aumento della potenza prodotta. Inoltre, a
causa del maggior rapporto di compressione adottato, diminuisce il lavoro specifico.
Tabella 5.8: Bilancio di massa della turbina a gas
615.99 kg/s
Portata aria ingresso
140.5 kg/s
Portata syngas
Aria per raffreddamento 140.259 kg/s
2.97 m
Diametro all'uscita
0.81 m
Altezza di pala in uscita
Tabella 5.9: Bilancio energetico della turbina a gas
86
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
Potenza turbina
Potenza compressore
Perdite
Potenza netta
Lavoro specifico
PCI syngas
Potenza termica syngas
Calore preriscaldatore aria
Potenza termica entrante
Rendimento elettrico
620.82
268.53
5.79
346.49
562.49
5.16
724.56
73.42
797.98
43.42
MW
MW
MW
MW
kJ/kg
MJ/kg
MW
MW
%
Ciclo a vapore
La portata di gas combusti aumenta rispetto al caso di riferimento, mentre la
temperatura diminuisce: il secondo fenomeno prevale sul primo, e si ha una
diminuzione del vapore prodotto dalla caldaia. Anche il vapore proveniente dal
recupero termico ad alta pressione diminuisce fortemente rispetto al caso di
riferimento, mentre quello derivante dal recupero a pressione intermedia rimane
costante. La potenza generata dalla turbina diminuisce con la quantità di vapore
prodotto, mentre il rendimento del ciclo diminuisce poiché diminuisce la frazione di
vapore prodotto ad alta temperatura e lo scambio nella caldaia avviene sotto salto
termico più elevato, come si vede dal diagramma in figura 5.6.
Tabella 5.10: Bilancio di massa del ciclo a vapore
Ingresso gas
Uscita gas
Vapore generato HP
Vapore generato IP
Vapore generato LP
Vapore da recupero HP
Vapore da recupero IP
Vapore alla turbina HP
Vapore alla turbina IP
Vapore alla turbina LP
Vapore spillato
Portata [kg/s] Temperatura[°C] Pressione[bar]
756.489
591.2
1.04
756.489
90
1.01
71.3
338.87
144
15.6
244.16
36
11.63
143.62
4
15.219
340
144
8.352
304.5
36
86.158
565
144
110.75
565
36
11.63
299
4
2.31
324
6
Tabella 5.11: Bilancio energetico del ciclo a vapore
87
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
Calore disponibile dai gas
Calore recuperato dalla caldaia
Rendimento recupero termico
Calore dai recuperi termici
Calore sottratto al ciclo
Calore rilasciato al condensatore
Calore rilasciato al camino
Potenza turbina
Consumo pompe
Potenza netta
Rendimento netto
475.17
413.78
87.08
32.22
14.89
259.33
58.47
167.59
2.27
165.32
38.87
MW
MW
%
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
%
Temperatura[°C]
1600
raffreddamento
gassificatore
1400
1200
1000
800
caldaia a
recupero
600
Syngas
cooler HP
Syngas
cooler IP
400
200
0
0
100
200
300
400
500
Calore scambiato[MW]
Figura 5.6: Diagramma di scambio termico di caldaia e syngas cooler
Bilancio energetico globale
Dalla tabella 5.12, che riporta il bilancio energetico globale dell’impianto, si vede come
il preriscaldamento dell’aria compressa permetta di aumentare la potenza della turbina
a spese del calore ceduto al ciclo a vapore, la cui potenza diminuisce. Il consumo della
maggior parte degli ausiliari è invariato: aumenta la potenza assorbita dal compressore
dell’azoto per la diluizione, a causa dalla maggiore pressione necessaria per iniettare il
syngas nel combustore. Anche il consumo del ventilatore del ricircolo aumenta, poiché
88
Ciclo a gas con preriscaldamento aria
_____________________________________________________________________
le perdite di carico della linea di raffreddamento del syngas sono maggiori a causa
della presenza dello scambiatore aggiuntivo.
Tabella 5.12: Bilancio energetico globale dell’impianto
Potenza netta turbina a gas
Potenza netta ciclo a vapore
Pompe
Ventilatore ricircolo syngas
Trattamento carbone
Trattamento ceneri
Processo selexol
ASU e compressore aria
Compressore azoto per LH
Compressore azoto per diluizione
Potenza totale ausiliari
Potenza netta IGCC
Portata carbone
Potenza termica carbone
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
Rendimento netto IGCC
346.49
167.59
0.73
1.50
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
33.56
81.11
432.97
32.94
883.05
711.32
82.06
49.03
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
kg/s
MW
MW
%
%
89
6 Ciclo a gas con preriscaldamento aria
e compressione interrefrigerata
6.1 Descrizione dell’impianto
Il ciclo a gas presente in questo impianto presenta, oltre al preriscaldatore dell’aria la
compressione interrefrigerata. La compressione è realizzata in due fasi, tra le quali è
presente uno scambiatore di calore che riduce la temperatura dell’aria. In questo modo
diminuisce il lavoro assorbito dal compressore e rimane invariato il lavoro prodotto
dall’espansione in turbina, pertanto aumenta il lavoro utile del ciclo. Tuttavia è
necessario introdurre una maggior quantità di calore, poiché la temperatura di fine
compressione risulta inferiore. Il rendimento del ciclo potrebbe quindi risultare minore
rispetto a quello del ciclo semplice con pari rapporto di compressione. Inoltre la
presenza di uno scambiatore aggiuntivo aumenta la complicazione e i costi di impianto.
Per queste ragioni la soluzione con compressione interrefrigerata non è generalmente
adottata nelle applicazioni industriali, sia per turbine a gas isolate che per cicli
combinati [2]. Con la possibilità di recuperare calore dal syngas, invece, questa
soluzione potrebbe rivelarsi conveniente: la minore temperatura dell’aria in uscita dal
compressore permette di recuperare una maggiore quantità di calore dal
raffreddamento del syngas, pertanto si riduce la quantità di combustibile aggiuntiva
richiesta per raggiungere la medesima TIT. É maggiore la quantità di calore che viene
recuperato nel ciclo a gas, in maniera più efficiente, mentre si riduce la produzione di
vapore inviato alla turbina. La potenza prodotta dal ciclo a vapore si riduce, pertanto è
difficile prevedere come varia il rendimento globale dell’impianto.
Gassificatore
Anche in questo impianto è impiegato un gassificatore a letto trascinato, che è
raffreddato tramite pareti membranate e alimentato con lock hoppers. L’ossidante
utilizzato è ossigeno. I parametri di funzionamento del processo di gassificazione sono
gli stessi adottati per gli altri casi considerati.
Sezione di separazione aria
Come nell’impianto di riferimento la sezione di separazione aria non è integrata con il
ciclo a gas: prevede un impianto a doppia colonna per la distillazione criogenica e i
compressori interrefrigerati per l’aria in ingresso e per l’azoto prodotto, mentre
l’ossigeno è prodotto allo stato liquido. Per la rigenerazione dei filtri non è utilizzato
vapore spillato dalla turbina a vapore, ma calore proveniente dall’intercooler del ciclo a
gas.
90
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
Raffreddamento del syngas
Anche in questa configurazione di impianto è effettuato un quench con una portata di
syngas ricircolato. A valle del ricircolo è posizionato un primo preriscaldatore dell’aria,
che raffredda il syngas fino a 300°C. Successivamente è posizionato il filtro ceramico e
a valle di quest’ultimo viene ricircolata parte dell’aria destinata al quench. Prima dello
scrubber il syngas è ulteriormente raffreddato in un secondo scambiatore che
preriscalda l’aria compressa del ciclo a gas. Anche per questo caso la temperatura di
uscita dal preriscaldatore è fissata per garantire un ΔT di pinch point all’uscita dello
scambiatore. Il raffreddamento è suddiviso in due scambiatori per avere il filtro
ceramico e il primo ricircolo del syngas alla temperatura di 300°C in analogia con gli
altri impianti.
vapore
IP
Carbone
Gas quench
aria al
ciclo a gas
Azoto
preriscaldatore
aria
Gassificatore
acqua
IP
Ossigeno
Azoto
filtro
ceramico
Fly ashes
preriscaldatore
aria
aria dal
ciclo a gas
raffreddamento
slag
Syngas
slag
scubber
depurazione
acqua
acqua di
makeup
Figura 6.1: Schema di gassificatore e raffreddamento syngas
Depurazione del syngas
La sezione di depurazione del syngas è costituita da un reattore per l’idrolizzazione del
COS e, a seguito di un ulteriore raffreddamento del syngas, da un AGR che funziona
secondo un processo di assorbimento fisico di tipo Selexol, come quello adottato per il
caso di riferimento. Anche in questo caso, prima di essere inviato al combustore del
ciclo a gas, il syngas viene diluito con azoto, saturato con vapore acqueo e riscaldato
fino a 200°C.
91
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
Turbina a gas
Il ciclo a gas presente in questo impianto prevede una compressione dotata di
interrefrigerazione. Questa soluzione diminuisce il lavoro del compressore,
mantenendo inalterato quello prodotto dalla turbina: la potenza prodotta dal gruppo
aumenta, ma la temperatura dell’aria in uscita dal compressore diminuisce fortemente.
Questa diminuzione permette di recuperare una maggiore quantità di calore dal
processo di raffreddamento del syngas. Il compressore è diviso in due sezioni con
uguale rapporto di compressione, separate da uno scambiatore che raffredda l’aria.
Successivamente l’aria compressa viene scaldata attraverso i due scambiatori che
raffreddano il syngas. Il combustore è diffusivo, come quello adottato negli altri impianti
analizzati. Le caratteristiche dell’espansore sono analoghe a quelle degli espansori
presenti nel caso di riferimento. Come nel caso studiato in precedenza vengono
considerati diversi rapporti di compressione al fine di ottimizzare il rendimento
dell’impianto. Le dimensioni delle due macchine variano quindi in funzione del rapporto
di compressione adottato.
Ciclo a vapore a recupero
La caldaia a recupero produce vapore a tre livelli di pressione, gli stessi del caso di
riferimento. Poiché l’impianto non prevede syngas coolers, che producono vapore ad
alta pressione, non vi è vapore ad alta pressione oltre a quello generato dalla caldaia,
mentre per quanto riguarda il livello di pressione intermedio è aggiunto solo il vapore
prodotto nelle pareti membranate che raffreddano il gassificatore. Lo spillamento di
vapore dalla turbina è presente anche in questo impianto, tuttavia fornisce calore solo
al reboiler del processo Selexol, poiché il calore necessario alla rigenerazione dei filtri
dell’ASU proviene dall’intercooler del ciclo a gas.
92
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
vapore per Selexol
reboiler e filtri ASU
gas out
~
IP
rh
gas in
HP
sh
HP
eva
IP
sh
HP
eco
IP
eva
vapore dai
recuperi HP
HP
eco
IP
eco
LP
sh
LP
eva
acqua a Selexol
reboiler e filtri ASU
LP
eco
acqua ai
recuperi HP
Figura 6.2: Schema del ciclo a vapore
Schema di impianto
Nella pagina successiva è illustrato lo schema complessivo dell’impianto: i flussi
numerati sono i punti principali dell’impianto, di cui verranno presentate le proprietà
termodinamiche e la composizione chimica nel paragrafo relativo alla presentazione
dei risultati delle simulazioni.
93
1
~
2
8
3
6
9
inter
cooler
4
5
~
7
23
Air Separation
Unit
fuel
heater
O2
heater
22
legenda colori:
20
10
zolfo
Acid Gas
Removal
21
19
water
heater
12
24
18
cooler
air
heater
Gassificatore
filtro
ceramico
cooler
air
heater
16 scrubber
syngas
heater
13
11
heat
recuperator
17
15
COS
hydrolizer
aria
syngas
acqua
vapore
ossigeno
azoto
water
heater
water
heater
condensato
ceneri
14
Figura 6.3: Schema complessivo dell'impianto
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
6.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di
simulazione
Anche per questo impianto sono illustrate le ipotesi relative solo ai componenti che
hanno subito modifiche, in particolare la linea di raffreddamento del syngas e il ciclo di
produzione di potenza, poiché le altre sezioni di impianto sono invariate.
Preriscaldatore aria
In questa configurazione di impianto sono presenti due preriscaldatori dell’aria. Per
quanto riguarda lo scambiatore ad alta temperatura sono fissate le temperature di
entrata e di uscita del syngas. A valle di questo scambiatore il syngas passa attraverso
filtri ceramici e ne è separata una frazione, prima di entrare nel preriscaldatore a bassa
temperatura. Lo scambio termico avviene con una configurazione controcorrente,
quindi l’aria in uscita dal compressore si riscalda prima nel preriscaldatore a bassa
temperatura e poi in quello ad alta. La temperatura di uscita del syngas raffreddato è
fissata per garantire un ΔT di pinch point rispetto all’aria in ingresso. La temperatura
dell’aria in uscita da entrambi gli scambiatori viene determinata risolvendo i due bilanci
energetici.
Tabella 6.1: Ipotesi di calcolo preriscaldatore ad alta temperatura
Temperatura syngas in ingresso
Temperatura syngas in uscita
900 °C
300 °C
Tabella 6.2: Ipotesi di calcolo valide per entrambi gli scambiatori
ΔT di pinch point
Perdite di carico aria
Perdite di carico syngas
30 °C
3.4 %
3.4 %
Turbina a gas
Il ciclo a gas impiegato in questa configurazione di impianto prevede una
compressione interrefrigerata. Il compressore è preceduto da un filtro per la pulizia
dell’aria esterna. Il compressore è diviso in due sezioni, il cui rapporto di compressione
è pari alla radice del rapporto di compressione totale, il quale viene variato per
determinare il rapporto che massimizza il rendimento. Tra le due sezioni è presente
uno scambiatore che raffredda l’aria recuperando calore impiegato per la rigenerazione
dei filtri dell’ASU.
Le ipotesi effettuate per il calcolo del compressore sono le stesse considerate per gli
altri casi studiati: è fissato il Δh massimo per ciascuno stadio e a partire da questo
95
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
vengono calcolati il numero di stadi e il rendimento politropico, mentre il rendimento
organico è un valore assegnato.
Come nel caso precedente il numero di stadi della turbina è assegnato ed il rendimento
politropico è considerato costante per ciascuno stadio. Il valore della TIT è fissato e
corrisponde alla massima temperatura compatibile con i materiali, per massimizzare il
rendimento del ciclo. La portata di aria è calcolata per ottenere la TIT desiderata,
poiché la portata di syngas dipende dalla portata di carbone che è assegnata. Di
conseguenza la portata di aria e le dimensioni di compressore ed espansore variano
con la temperatura di uscita dell’aria dal preriscaldatore e quindi con il rapporto di
compressione.
Tabella 6.3: Ipotesi di calcolo turbina a gas
Compressore
Rapporti di compressione considerati
Temperatura di uscita dall’intercooler
Δh per stadio
Rendimento organico
Turbina
Numero di stadi totali
Numero di stadi raffreddati
Rendimento organico
TIT
Temperatura massima del materiale
Alternatore
Velocità di rotazione
Rendimento organico
Rendimento elettrico
Perdite di carico
Filtro dell’aria
Intercooler
Preriscaldatore aria
Combustore
da 15 a 24
50 °C
23 kJ/kg
99.865 %
4
3
99.865 %
1360 °C
865 °C
3000 giri/min
99.65 %
98.7 %
1
1
3.4
3
%
%
%
%
Ciclo a vapore a recupero
La portata e la temperatura dei gas all’ingresso della caldaia a recupero dipendono
dalle caratteristiche del ciclo a gas, variano quindi a seconda del rapporto di
compressione adottato, mentre è fissata la temperatura di uscita. Il vapore è generato
a tre diversi livelli di pressione, con banchi di surriscaldamento, solo il livello di
96
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
pressione intermedio prevede anche il risurriscaldamento del vapore generato al livello
più elevato, dopo una prima espansione in turbina.
Poiché in questo impianto non sono previsti syngas coolers che generano vapore non
c’è alcuna portata di vapore immesso al livello di alta pressione, mentre al livello di
media pressione è immesso solo il vapore generato nelle pareti del gassificatore. La
portata di vapore spillato dalla turbina è inviata solo alla sezione AGR.
Le assunzioni per il calcolo della caldaia, della turbina e delle pompe sono le stesse
fatte per il caso di riferimento.
6.3 Risultati delle simulazioni effettuate
6.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo
Vengono presentati i risultati delle simulazioni effettuate al variare del rapporto di
compressione del ciclo a gas nella tabella 6.4 e nei grafici 6.4 e 6.5
L’andamento delle prestazioni del ciclo a gas considerato è analogo a quello della
configurazione precedente: il rendimento aumenta con il rapporto di compressione,
tuttavia si mantiene su valori inferiori, poiché parte del calore è sottratto al ciclo nel
corso della compressione. L’aumento di rendimento corrisponde ad un aumento della
potenza prodotta dalla turbina, poiché il calore entrante varia di poco. La portata di
combustibile è costante, mentre il calore recuperato diminuisce leggermente con il
rapporto di compressione, a causa della maggiore temperatura dell’aria all’uscita del
compressore. La portata di aria aumenta con la potenza meno che proporzionalmente
poiché il lavoro specifico aumenta.
La potenza prodotta dalla turbina a vapore è minore rispetto ai casi precedenti poiché
non c’è l’apporto di vapore prodotto dai syngas coolers, e la diminuzione all’aumentare
del rapporto di compressione è dovuta alla diminuzione della temperatura dei gas
all’ingresso della caldaia
Anche in questo caso la potenza lorda prodotta dall’impianto aumenta con il rapporto di
compressione, tuttavia, a causa dell’aumento della potenza assorbita dagli ausiliari, la
potenza netta ha un massimo per un rapporto di compressione pari a 22.
La potenza assorbita dagli ausiliari aumenta perché è necessario comprimere a
pressione più elevata l’azoto impiegato per la diluizione del syngas, per permettere
l’iniezione nel combustore ad una pressione superiore a quella dell’aria.
97
Tabella 6.4: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione
Rapporto di compressione
Portata aria
[kg/s]
Potenza Turbina a gas
[MW]
Lavoro specifico
[kJ/kg]
Potenza ciclo a vapore
[MW]
Potenza lorda
[MW]
Potenza ausiliari
[MW]
Potenza netta IGCC
[MW]
Rendimento netto
%
15
16
17
18.10
19
20
21
22
23
24
25
525.26
526.07
526.85
527.77
528.57
529.45
530.34
531.19
532.07
532.94
533.81
328.56
335.01
340.9
346.73
351.06
355.47
359.52
363.26
366.69
369.87
372.83
625.52
636.82
647.05
656.97
664.17
671.39
677.90
683.86
689.18
694.02
698.43
163.51
158.95
154.7
150.41
147.16
143.79
140.63
137.68
134.62
131.69
128.94
492.07
493.96
495.6
497.14
498.22
499.26
500.15
500.94
501.31
501.56
501.77
76.09
76.9
77.67
78.84
79.11
79.78
80.43
81.05
81.64
82.22
82.77
415.97
417.06
417.93
418.66
419.11
419.47
419.73
419.89
419.67
419.35
419.01
47.11
47.23
47.33
47.41
47.46
47.5
47.53
47.55
47.52
47.49
47.45
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
potenza [MW]
600
500
400
300
200
100
0
14
16
Potenza turbina a gas
18
20
potenza ciclo a vapore
22
Potenza lorda
24
rapporto26
di
compressione
Potenza netta
Figura 6.4: Potenze in funzione del rapporto di compressione
rendimento %
47.6
47.55
47.5
47.45
47.4
47.35
47.3
47.25
47.2
47.15
47.1
47.05
14
16
18
20
22
24
26
rapporto di
compressione
Figura 6.5: Rendimento in funzione del rapporto di compressione
99
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
6.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di
compressione ottimo
Come per il caso precedente vengono presentati in dettaglio i risultati della simulazione
effettuata con rapporto di compressione pari a 22. La tabella 6.5 mostra le proprietà
termodinamiche nei principali punti dell’impianto.
Dall’osservazione della tabella è possibile effettuare alcune considerazioni:
Anche in questa configurazione di impianto la portata di aria aspirata dal
compressore è maggiore rispetto al caso di riferimento, a causa dell’aumento di
potenza della turbina.
La temperatura dell’aria in uscita dal compressore è minore a causa della
compressione interrefrigerata, è quindi possibile alzarla recuperando una
maggiore quantità di calore dal syngas. Invece la diminuzione della temperatura
di uscita dalla turbina è causata dal maggior rapporto di compressione rispetto
al caso di riferimento.
I parametri relativi alla sezione di gassificazione rimangono invariati rispetto agli
altri impianti studiati.
Il raffreddamento del syngas da 900 a 275°C avviene nel preriscaldatore
dell’aria: tutto il calore recuperato in questo modo è fornito al ciclo a gas,
pertanto non c’è generazione di vapore sulla linea di raffreddamento del
syngas.
Anche le proprietà relative alle sezioni di separazione aria e depurazione del
syngas sono invariate.
La pressione dell’azoto per la diluizione del syngas è maggiore per permettere
l’iniezione nel combustore del ciclo a gas.
100
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
Tabella 6.5: Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell'impianto
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Aria in ingresso
Ingresso intercooler
Uscita intercooler
Ingresso preriscaldatore
Ingresso combustore
Ingresso in turbina
Ingresso HRSC
Uscita HRSC
Aria all’ASU
O2 al gassificatore
Carbone
N2 per lock hoppers
Uscita gassificatore
Ricircolo syngas
Ingresso preriscaldatore
Uscita preriscaldatori
Uscita scrubber
Ingresso AGR
N2 per diluzione syngas
Ingresso saturatore
Acqua saturatore
Uscita saturatore
Combustibile alla turbina
Vapore parete membranata
Temperatura
Pressione
Portata
[°C]
[bar]
[kg/s]
Ar
531.19
470.82
470.82
432.61
432.61
572.34
670.92
670.92
120.61
28.90
32.94
4.10
63.75
47.95
111.70
99.08
75.11
75.11
65.13
131.81
7.92
139.73
139.73
10.87
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.85
0.86
0.86
0.92
3.09
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.98
0.81
0.88
0.86
0.78
0.78
0.00
0.51
0.00
0.47
0.47
0.00
0.00
2.71
0.04
0.05
0.05
0.04
0.04
0.00
0.03
0.00
0.03
0.03
0.00
0.00
61.44
53.16
57.75
56.45
51.53
51.53
0.00
33.77
0.00
31.24
31.24
0.00
15.00
189.60
50.00
245.10
473.50
1421.60
591.30
90.00
95.00
180.00
15.00
35.00
1550.00
200.00
900.00
275.10
153.00
35.00
277.60
164.70
15.00
126.50
200.00
340.00
1.01
4.71
4.66
21.85
20.39
19.78
1.04
1.01
5.76
44.00
44.00
56.00
44.00
41.06
44.00
41.06
41.06
37.11
32.77
32.44
1.01
32.12
31.80
54.00
composizione [% molare]
CH4
CO
CO2
H2
H2O (g)
H2O (l)
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
9.87
0.00
7.41
0.00
8.41
0.00
6.46
0.00
8.41
0.00
6.46
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Carbone tipo Douglas Premium
0.00
0.00
0.00
0.00
3.69 22.10
2.44
0.00
2.73 24.49
9.79
0.00
2.97 26.61
4.30
0.00
2.90 26.01
4.20
0.00
2.65 23.74
12.56
0.00
2.65 23.74
0.13
12.42
0.00
0.00
0.00
0.00
1.62 15.56
0.09
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
1.50 14.39
7.58
0.00
1.50 14.39
7.58
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
H2S
N2
O2
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
77.28
77.28
77.28
77.28
77.28
72.82
73.48
73.48
77.28
1.91
20.73
20.73
20.73
20.73
20.73
9.05
10.79
10.79
20.73
95.00
0.00
0.20
0.17
0.18
0.18
0.16
0.16
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
100.00
6.44
8.82
7.27
9.36
8.55
8.545
100.00
48.42
0.00
44.79
44.79
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
Processo di gassificazione
Le prestazioni del processo di gassificazione non presentano variazioni rispetto alle
configurazioni precedenti.
Tabella 6.6: Bilancio di massa del gassificatore
Portate in ingresso
Carbone
Ossigeno
Vapore
Azoto
Portate in uscita
Syngas prodotto
Ceneri separate
Carbonio non convertito
32.94
28.90
2.95
4.10
kg/s
kg/s
kg/s
kg/s
63.75 kg/s
4.96 kg/s
0.16 kg/s
Tabella 6.7: Bilancio energetico del gassificatore
PCI carbone
Potenza termica entrante
PCI syngas
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
26.81
883.05
11.16
711.32
82.04
MJ/kg
MW
MJ/kg
MW
%
Preriscaldatori aria
In questa configurazione di impianto il preriscaldamento dell’aria avviene in due
preriscaldatori posti in serie.
I due scambiatori operano in configurazione controcorrente. La capacità termica
dell’aria è maggiore di quella del syngas in entrambi gli scambiatori, mentre quella del
syngas nello scambiatore a bassa temperatura è minore di quella del syngas nello
scambiatore ad alta temperatura poiché tra i due scambiatori è separata la portata
inviata al quench. Tra la temperatura del syngas in uscita dal primo scambiatore e
quella in entrata nel secondo c’è una differenza causata dalla miscelazione del syngas
con l’azoto impiegato per la pulizia del filtro ceramico.
102
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
Tabella 6.8: Caratteristiche del preriscaldatore ad alta temperatura
Temperature
Gas in
Gas out
Aria in
Aria out
Calore scambiato
900
300
250.5
473.5
102.43
°C
°C
°C
°C
MW
Temperatura
1000[°C]
900
800
700
600
500
400
300
200
0
20
40
60
syngas
80
100
120
Calore scambiato [MW]
aria
Figura 6.6: Diagramma di scambio del preriscaldatore ad alta temperatura
Tabella 6.9: Caratteristiche del preriscaldatore a bassa temperatura
Temperature
Gas in
Gas out
Aria in
Aria out
Calore scambiato
295.2
275.1
245.1
250.5
2.48
°C
°C
°C
°C
MW
103
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
Temperatura [°C]
320
300
280
260
240
220
200
0
0.5
1
1.5
syngas
2
aria
2.5
3
Calore scambiato [MW]
Figura 6.7: Diagramma di scambio del preriscaldatore a bassa temperatura
Turbina a gas
Come anticipato il calore recuperato dal processo di raffreddamento del syngas è
maggiore rispetto al caso precedente e la potenza assorbita dal compressore
diminuisce. Il rendimento del ciclo a gas è leggermente superiore rispetto al caso
precedente, poiché il rapporto di compressione adottato è maggiore.
Il lavoro specifico è maggiore rispetto ai casi precedenti a causa della diminuzione del
lavoro di compressione. La potenza prodotta dal ciclo a gas aumenta rispetto ai casi
precedenti per la maggiore quantità di calore fornito all’aria compressa dal
raffreddamento del gas.
Tabella 6.10: Bilancio di massa della turbina a gas
Portata aria ingresso
Portata syngas
Aria per raffreddamento
Diametro all'uscita
Altezza di pala in uscita
531.19
139.73
94.595
2.97
0.71
kg/s
kg/s
kg/s
m
m
104
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
Tabella 6.11: Bilancio energetico della turbina a gas
Potenza turbina
Potenza compressore
Perdite
Potenza netta
Lavoro specifico
PCI syngas
Potenza termica syngas
Calore preriscaldatore aria
Potenza termica entrante
Rendimento elettrico
557.66
188.33
6.07
363.26
677.9
5.18
724.36
105.28
829.64
43.79
MW
MW
MW
MW
kJ/kg
MJ/kg
MW
MW
MW
%
Ciclo a vapore a recupero
La portata di gas combusti assume un valore intermedio rispetto ai due casi studiati in
precedenza, mentre la temperatura è simile a quella che si ritrova nel caso con
preriscaldamento. Tuttavia in questa configurazione la portata di vapore generato dai
recuperi termici del processo di gassificazione è molto minore, pertanto la potenza
prodotta dalla turbina a vapore è minore rispetto agli altri casi. Il rendimento è
leggermente minore rispetto al caso precedente poiché è minore la quantità di vapore
prodotta ad alta pressione.
Tabella 6.12: Bilancio di massa del ciclo a vapore
portata [kg/s] Temperatura[°C] pressione[bar]
670.92
591.3
1.04
Ingresso gas
670.92
90
1.01
Uscita gas
71.88
338.87
144
Vapore generato HP
15.7
244.16
36
Vapore generato IP
11.89
143.62
4
Vapore generato LP
1.16
321.67
36
Vapore da recupero IP
Vapore alla turbina HP
71.88
565
144
89.14
565
36
Vapore alla turbina IP
11.89
299
4
Vapore alla turbina LP
1.6
324.9
6
Vapore spillato
105
Capitolo 6
_____________________________________________________________________
Tabella 6.13: Bilancio energetico del ciclo a vapore
Calore disponibile dai gas
Calore recuperato dalla caldaia
Calore dai recuperi termici
Rendimento di recupero termico
Calore sottratto al ciclo
Calore rilasciato al condensatore
Calore rilasciato al camino
Potenza turbina
Consumo pompe
Potenza netta
Rendimento netto
422.75
368.22
2.99
87.10
12.98
217.14
51.93
139.6
1.92
137.68
38.43
MW
MW
MW
%
MW
MW
MW
MW
MW
MW
%
Temperatura[°C]
raffreddamento
gassificatore
1600
1400
1200
1000
800
600
caldaia a
recupero
400
200
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Calore scambiato [MW]
Figura 6.8: Diagramma di scambio della caldaia e dei syngas cooler
Bilancio energetico complessivo
106
Ciclo a gas con preriscaldamento aria e compressione interrefrigerata
_____________________________________________________________________
La compressione interrefrigerata consente di recuperare una maggiore quantità di
calore dal processo di raffreddamento del syngas rispetto al caso con il solo
preriscaldatore: c’è un ulteriore aumento della potenza prodotta dal ciclo a gas rispetto
a quella prodotta dal ciclo a vapore.
A causa della diminuzione della potenza prodotta dal ciclo a vapore il rendimento
complessivo dell’impianto è minore.
Tabella 6.14: Bilancio energetico globale dell’impianto
Potenza netta turbina a gas
Potenza netta ciclo a vapore
Pompe
Ventilatore ricircolo syngas
Trattamento carbone
Trattamento ceneri
Processo selexol
ASU e compressore aria
Compressore azoto per LH
Compressore azoto per diluizione
Potenza totale ausiliari
Potenza netta IGCC
Portata carbone
Potenza termica carbone
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
Rendimento netto IGCC
363.26
137.68
0.64
1.03
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
34.05
81.05
419.89
32.94
883.05
711.32
82.04
47.55
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
kg/s
MW
MW
%
%
107
7 Ciclo a gas con preriscaldamento aria,
compressione interrefrigerata e
ricombustione
7.1 Descrizione dell’impianto
Il ciclo a gas presente in questo impianto presenta, oltre al preriscaldatore dell’aria e
alla compressione interrefrigerata, la ricombustione dei gas dopo una prima
espansione in turbina. Il lavoro prodotto dalla turbina aumenta rispetto al ciclo
semplice poiché nella turbina di bassa pressione espande un fluido con maggiore
volume specifico, a causa del calore introdotto con la seconda combustione. Il lavoro
del compressore non varia, pertanto il lavoro specifico prodotto dal ciclo è più elevato.
Il calore introdotto con il combustibile è maggiore, proprio a causa della doppia
combustione, inoltre dato che anche la turbina di bassa pressione opera con gas ad
elevata temperatura, per il suo raffreddamento è necessaria una maggiore quantità di
aria spillata dal compressore. Pertanto il rendimento complessivo del ciclo a gas
diminuisce. Il rendimento inferiore a quello di una turbina con ciclo a gas semplice non
rende conveniente la ricombustione per la realizzazione di turbine a gas isolate.
Tuttavia questa soluzione può rivelarsi conveniente per l’utilizzo in un ciclo combinato,
nel quale il calore contenuto nei gas, scaricati a temperatura maggiore rispetto al ciclo
semplice, può essere recuperato in maniera efficiente dalla caldaia a recupero. Inoltre,
poiché il lavoro di espansione è molto superiore rispetto a quello richiesto dalla
compressione, è possibile ottenere buoni rendimenti di conversione anche con rapporti
di compressione più elevati rispetto a quelli abitualmente adottati per i cicli combinati,
e, data la seconda combustione, avere gas di scarico ad elevata temperatura. Turbine
dotate di ricombustione e dall’alto rapporto di compressione complessivo sono state
studiate da alcuni produttori, ma hanno avuto scarsa diffusione, a causa della difficoltà
che deriva dall’aggiunta di componenti che operano ad elevata temperatura [2].
Nel caso studiato in questo lavoro, il maggiore lavoro specifico prodotto dal ciclo
dovrebbe comportare un recupero termico ancora più efficiente: a pari potenza
prodotta dalla turbina la portata di aria aspirata si riduce. Di conseguenza, recuperando
la medesima quantità di calore dai gas combusti è possibile portare l’aria a
temperatura maggiore, riducendo la quantità di combustibile necessario per la prima
combustione. Inoltre la minore portata di aria aumenta la frazione di portata costituita
dal combustibile, che espande in turbina ma non è elaborata dal compressore, con un
ulteriore aumento del lavoro specifico. La presenza dell’intercooler permette di
recuperare calore a temperatura inferiore a quella della configurazione sprovvista di
questo componente, come nel caso studiato in precedenza. I rapporti di compressione
108
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
_____________________________________________________________________
considerati per questa configurazione sono più elevati, per ottenere i vantaggi sul
rendimento citati.
Gassificatore
Anche in questo impianto è impiegato un gassificatore a letto trascinato, che è
raffreddato tramite pareti membranate e alimentato con lock hoppers. L’ossidante
utilizzato è ossigeno. Per questa configurazione di impianto la pressione di
gassificazione è variata per garantire la sovrapressione del syngas necessaria per
l’alimentazione al combustore.
Sezione di separazione aria
Come nell’impianto di riferimento la sezione di separazione aria non è integrata con il
ciclo a gas: prevede un impianto a doppia colonna per la distillazione criogenica e i
compressori interrefrigerati per l’aria in ingresso e per l’azoto prodotto, mentre
l’ossigeno è prodotto allo stato liquido. Anche per questo impianto per la rigenerazione
dei filtri è impiegato calore proveniente dall’intercooler del ciclo a gas.
Raffreddamento del syngas
Anche per questa configurazione di impianto il raffreddamento in uscita dal
gassificatore è effettuato mediante un quench con una portata di syngas ricircolato. A
valle del ricircolo è posizionato il preriscaldatore dell’aria, a valle del quale il syngas è
portato ad una temperatura che permette lo scambio termico con l’aria, e
successivamente è presente un syngas cooler tradizionale che raffredda il syngas fino
a 300°C, temperatura compatibile con il filtro ceramico. Prima dello scrubber una parte
del syngas è ricircolata per il quench, mentre una seconda frazione è ricircolata a valle
dello scrubber.
109
Capitolo 7
_____________________________________________________________________
Carbone
lock
hoppers
Gas
quench
aria al ciclo
a gas
Azoto
Preriscaldatore
aria
Gassificatore
aria dal ciclo
a gas
vapore
IP
Ossigeno
Syngas
Cooler
acqua
IP
filtro
ceramico
Azoto
raffreddamento
slag
Fly ashes
58
Syngas
slag
scubber
depurazione
acqua
acqua di
makeup
Figura 7.1: Schema di gassificatore e raffreddamento syngas
Depurazione del syngas
Come nelle configurazioni descritte in precedenza, la sezione di depurazione del
syngas è costituita da un reattore per l’idrolizzazione del COS, da un ulteriore
raffreddamento del syngas, e infine da un AGR che funziona secondo un processo di
assorbimento fisico di tipo Selexol. Anche in questo caso, prima di essere inviato ai
due combustori presenti nel ciclo a gas, il syngas viene diluito con azoto, saturato con
vapore acqueo e riscaldato fino a 200°C.
Turbina a gas
Il ciclo a gas presente in questo impianto prevede oltre al compressore dotato di
interrefrigerazione, la ricombustione dei gas in uscita dalla prima turbina, e
l’espansione di questi in una seconda turbina. Questa soluzione permette di estrarre
una maggiore quantità di lavoro dall’espansione in turbina. Poiché l’interrefrigerazione
permette di ridurre il lavoro del compressore, il lavoro specifico per unità di aria
aspirata è maggiore rispetto agli altri casi. Tuttavia la quantità di combustibile
necessario per le due combustioni è elevata, pertanto il rendimento del ciclo diminuisce
rispetto a quello di un ciclo semplice. Il compressore è diviso in due sezioni con uguale
110
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
_____________________________________________________________________
rapporto di compressione, separate da uno scambiatore che raffredda l’aria.
Successivamente l’aria compressa viene scaldata attraverso lo scambiatore che
raffredda il syngas a valle del quench. Il combustore è diffusivo, come quello adottato
negli altri impianti analizzati. L’espansione avviene in due turbine: la prima ha un solo
stadio che espande ad alta temperatura, mentre la seconda ha caratteristiche
analoghe a quelle dell’espansore presente nel caso di riferimento. I rapporti di
compressione considerati sono più elevati rispetto a quelli scelti per gli altri casi, poiché
la doppia espansione permette di ottenere rendimento e lavoro specifico più elevati
operando con rapporti di espansione maggiori.
Ciclo a vapore a recupero
La caldaia a recupero produce vapore a tre livelli di pressione, gli stessi del caso di
riferimento. Il vapore prodotto dal syngas cooler, aggiunto a quello generato nelle
pareti membranate che raffreddano il gassificatore, è immesso nel corpo cilindrico a
pressione intermedia. Lo spillamento di vapore dalla turbina fornisce calore al reboiler
della colonna di assorbimento dell’AGR, come nel caso precedente.
vapore per Selexol
reboiler e filtri ASU
gas out
~
IP
rh
gas in
HP
sh
HP
eva
IP
sh
HP
eco
IP
eva
vapore dai
recuperi HP
HP
eco
IP
eco
LP
sh
LP
eva
acqua a Selexol
reboiler e filtri ASU
LP
eco
acqua ai
recuperi HP
Figura 7.2: Schema del ciclo a vapore
111
Capitolo 7
_____________________________________________________________________
Schema di impianto
Nella pagina successiva è illustrato lo schema complessivo dell’impianto: i flussi
numerati sono i punti principali dell’impianto, di cui verranno presentate le proprietà
termodinamiche e la composizione chimica nel paragrafo relativo alla presentazione
dei risultati delle simulazioni.
112
1
~
2
11
6
3
8
7
inter
cooler
5
4
Air Separation
Unit
~
10
26
fuel
heater
25
O2
heater
legenda colori:
zolfo
23
12
Acid Gas
Removal
22
14
21
28
15
Gassificatore
20
cooler
air
heater
18
cooler
IP
19
filtro
ceramico
scrubber
syngas
heater
17
heat
recuperator
27
water
heater
water
heater
condensato
13
carbone
24
water
heater
COS
hydrolizer
aria
syngas
acqua
vapore
ossigeno
azoto
ceneri
16
Figura 7.3: Schema complessivo dell'impianto
Capitolo 7
_____________________________________________________________________
7.2 Modelli delle principali unità e ipotesi di
simulazione
Anche per questo impianto sono illustrate le ipotesi relative solo ai componenti che
hanno subito modifiche, in particolare la linea di raffreddamento del syngas e il ciclo di
produzione di potenza, poiché le altre sezioni di impianto sono invariate.
Gassificatore
Il gassificatore è simulato con gli stessi componenti impiegati negli altri casi e anche le
ipotesi relative alle portate in ingresso e alla temperatura di gassificazione sono
invariate.
L’unico dato che varia è la pressione del gassificatore, che è fissata in modo da avere
la pressione del syngas all’ingresso del combustore superiore di 8 bar rispetto all’aria
compressa: cambia quindi a seconda del rapporto di compressione considerato.
Preriscaldatore aria
In questa configurazione di impianto è presente un preriscaldatore dell’aria,
modellizzato attraverso due mixer, come nella configurazione che presenta solo il
preriscaldatore. La temperatura di ingresso del syngas è fissata. Lo scambio termico
avviene con una configurazione controcorrente, quindi la temperatura di uscita del
syngas deve poter garantire lo scambio termico con l’aria compressa: il ΔT di pinch
point in questo punto è un valore fissato pari a 30°C. La temperatura dell’aria in uscita
dallo scambiatore è determinata risolvendo il bilancio energetico.
Tabella 7.1: Ipotesi di calcolo del preriscaldatore dell'aria
Temperatura syngas in ingresso
ΔT di pinch point
Perdite di carico aria
Perdite di carico syngas
900
30
3,4
3,4
°C
°C
%
%
Syngas cooler
A valle del preriscaldatore è installato un syngas cooler convettivo che produce vapore
a media pressione inviato al corpo cilindrico a pressione intermedia del ciclo a vapore:
la temperatura all’uscita del cooler è pari a 300°C. A causa del minore salto termico la
portata di vapore prodotto sarà inferiore rispetto al caso di riferimento. Le
caratteristiche del syngas cooler sono le medesime di quelle considerate per il caso di
riferimento.
114
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
_____________________________________________________________________
Turbina a gas
Il ciclo a gas impiegato in questa configurazione di impianto prevede una
compressione interrefrigerata e una doppia espansione in turbina, con i gas in uscita
dalla prima turbina che subiscono una nuova combustione prima della seconda
espansione. Il compressore è preceduto da un filtro per la pulizia dell’aria esterna ed è,
come avveniva per il caso precedente, diviso in due sezioni, il cui rapporto di
compressione è pari alla radice del rapporto di compressione totale, il quale viene
variato per determinare il rapporto che massimizza il rendimento. Tra le due sezioni è
presente uno scambiatore che raffredda l’aria recuperando calore impiegato per la
rigenerazione dei filtri dell’ASU.
Le ipotesi effettuate per il calcolo del compressore sono le stesse considerate per gli
altri casi studiati: è fissato il Δh massimo per ciascuno stadio e a partire da questo
vengono calcolati il numero di stadi e il rendimento politropico, mentre il rendimento
organico è un valore assegnato.
Per ciascuna turbina è assegnato il numero di stadi ed il rendimento politropico è
considerato costante per ciascuno stadio. Il valore della TIT è fissato per entrambi gli
espansori e corrisponde alla massima temperatura compatibile con i materiali, per
massimizzare il rendimento del ciclo: la portata di aria è calcolata per ottenere la TIT
desiderata per la turbina HP, mentre per la turbina LP è variata la portata di
combustibile alimentata al combustore LP. Di conseguenza la portata di aria e le
dimensioni di compressore ed espansore variano con la temperatura di uscita dell’aria
dal preriscaldatore e quindi con il rapporto di compressione.
115
Capitolo 7
_____________________________________________________________________
Tabella 7.2: Ipotesi di calcolo della turbina a gas
Compressore
Rapporti di compressione considerati
Temperatura di uscita dall’intercooler
Δh per stadio
Rendimento organico
Turbina HP
Numero di stadi totali
Numero di stadi raffreddati
Rendimento organico
TIT
Temperatura massima del materiale
Turbina LP
Numero di stadi totali
Numero di stadi raffreddati
Rendimento organico
TIT
Temperatura massima del materiale
da 30 a 39
50 °C
23 kJ/kg
99,865 %
1
1
99,865 %
1360 °C
865 °C
4
3
99,865 %
1360 °C
865 °C
Alternatore
Velocità di rotazione
Rendimento organico
Rendimento elettrico
Perdite di carico
Filtro dell’aria
Intercooler
Preriscaldatore aria
Combustore HP
Combustore LP
3000 giri/min
99,65 %
98,7 %
1
1
3,4
3
3
%
%
%
%
%
Ciclo a vapore a recupero
La portata e la temperatura dei gas all’ingresso della caldaia a recupero dipendono
dalle caratteristiche del ciclo a gas, variano quindi a seconda del rapporto di
compressione adottato, mentre è fissata la temperatura di uscita. Il vapore è generato
e surriscaldato a tre diversi livelli di pressione, ma solo il livello di pressione intermedio
prevede il risurriscaldamento del vapore generato al livello più elevato, dopo una prima
espansione in turbina.
116
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
_____________________________________________________________________
Il livello di media pressione prevede l’immissione nel corpo cilindrico di vapore
generato nelle pareti del gassificatore e dal syngas cooler. Dalla turbina è spillata una
portata di vapore inviata alla sezione AGR.
Le assunzioni per il calcolo della turbina e delle pompe sono le stesse adottate per il
caso di riferimento.
7.3 Risultati delle simulazioni effettuate
7.3.1 Scelta del rapporto di compressione ottimo
Vengono presentati i risultati delle simulazioni effettuate al variare del rapporto di
compressione del ciclo a gas.
Anche per questa configurazione di impianto il rendimento del ciclo a gas aumenta con
il rapporto di compressione, come previsto, e assume valori superiori rispetto al caso
precedente. Poiché il calore entrante varia di poco, all’aumento di rendimento del ciclo
consegue un aumento della potenza prodotta. La portata di aria aumenta con la
potenza meno che proporzionalmente poiché il lavoro specifico per unità di aria
aumenta.
Nonostante la portata di vapore generato dal syngas cooler aumenti all’aumentare del
rapporto di compressione, si verifica una diminuzione della potenza prodotta dalla
turbina a vapore, che è dovuta alla diminuzione della temperatura dei gas all’uscita
dell’espansore.
Come si verifica per i casi precedenti, la potenza lorda prodotta dall’impianto aumenta
con il rapporto di compressione, mentre, a causa dell’aumento della potenza assorbita
dagli ausiliari, la potenza netta prodotta dall’impianto presenta un massimo per un
rapporto di compressione pari a 35.
Come avveniva nel caso precedente è necessario comprimere l’azoto impiegato per la
diluizione del syngas, ad una pressione più elevata per permettere l’iniezione nel
combustore ad una pressione superiore a quella dell’aria: questa necessità spiega
l’aumento della potenza assorbita dagli ausiliari.
117
Tabella 7.3: Prestazioni dell'impianto in funzione del rapporto di compressione
Rapporto di compressione
Portata aria
[kg/s]
Potenza Turbina a gas
[MW]
Lavoro specifico turbina a gas
[kJ/kg]
Potenza ciclo a vapore
[MW]
Potenza lorda IGCC
[MW]
Potenza ausiliari
[MW]
Potenza IGCC
[MW]
Rendimento netto
%
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
464.44
464.98
465.61
465.97
466.64
467.27
467.88
468.49
469.15
469.72
370.58
372.74
374.77
376.71
378.54
380.29
381.91
383.47
384.96
386.44
797.91
801.63
804.90
808.44
811.20
813.85
816.26
818.52
820.55
822.70
138.23
136.5
134.99
133.45
132
130.6
129.24
127.92
126.57
125.13
508.81
509.24
509.76
510.16
510.54
510.89
511.15
511.39
511.53
511.57
83.23
83.78
84.11
84.48
84.8
85.11
85.42
85.76
86.06
86.37
425.37
425.54
425.65
425.69
425.74
425.78
425.73
425.64
425.47
425.21
48.17
48.19
48.20
48.21
48.21
48.22
48.21
48.20
48.18
48.15
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
_____________________________________________________________________
Potenza[MW]
600
500
400
300
200
100
0
30
32
34
36
38
40
rapporto di compressione
potenza ciclo a vapore
Potenza turbina gas
Figura 7.4: Potenze in funzione del rapporto di compressione
Rendimento %
48.23
48.22
48.21
48.2
48.19
48.18
48.17
48.16
48.15
48.14
30
32
34
36
38
40
rapporto di compressione
Figura 7.5: Rendimento in funzione del rapporto di compressione
119
Capitolo 7
_____________________________________________________________________
7.3.2 Risultati della simulazione relativa al caso con rapporto di
compressione ottimo
Come per i casi precedenti vengono presentati in dettaglio i risultati della simulazione
effettuata con il rapporto di compressione che massimizza il rendimento dell’impianto,
in questo caso pari a 35. La tabella 7.4 mostra le proprietà termodinamiche nei
principali punti dell’impianto.
Dall’osservazione della tabella è possibile effettuare alcune considerazioni:
Anche in questa configurazione di impianto la portata di aria aspirata dal
compressore è maggiore rispetto al caso di riferimento, a causa dell’aumento
della potenza della turbina.
La temperatura dell’aria in uscita dal compressore è minore i quella del caso di
riferimento a causa della compressione interrefrigerata, ma maggiore rispetto a
quanto avviene nel caso con solo compressione interrefrigerata, a causa del
maggiore rapporto di compressione. La quantità di calore che è possibile
recuperare dal syngas è un valore intermedio tra i due verificatisi nei due casi
precedenti.
La temperatura di uscita dalla turbina è inferiore a quella raggiunta nel caso di
riferimento, ma maggiore rispetto agli altri casi considerati, in funzione della
variazione del rapporto di espansione della turbina di bassa pressione.
Il syngas è prodotto a pressione più elevata, quindi le pressioni lungo la linea di
raffreddamento sono maggiori. Anche la composizione è leggermente diversa a
causa della variazione delle condizioni di equilibrio del processo.
Il calore recuperato daI raffreddamento del syngas è fornito per la maggior
parte al ciclo a gas: solo l’ultima parte del raffreddamento, da 314°C a 300°C
avviene in un syngas cooler che genera vapore destinato al ciclo a vapore.
Le proprietà relative alle sezioni di separazione aria sono invariate, mentre per
quanto riguarda la sezione AGR la pressione del syngas è maggiore in
conseguenza della più elevata pressione di gassificazione.
La pressione dell’azoto per la diluizione del syngas è maggiore per permettere
l’iniezione di quest’ultimo nel combustore del ciclo a gas.
120
Tabella 7.4:Proprietà termodinamiche e composizione chimica in alcuni punti dell'impianto
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
Aria in ingresso
ingresso intercooler
uscita intercooler
ingresso preriscaldatore
ingresso primo combustore
Ingresso prima turbina
ingresso secondo combustore
Ingresso seconda turbina
Ingresso HRSC
Uscita HRSC
Aria all’ASU
O2 al gassificatore
Carbone
N2 per lock hoppers
Uscita gassificatore
Ricircolo syngas
ingresso preriscaldatore
Uscita preriscaldatore
Uscita syngas cooler
Uscita scrubber
Ingresso AGR
N2 per diluzione syngas
Ingresso saturatore
acqua saturatore
uscita saturatore
Combustibile alla turbina
Vapore parete membranata
Vapore Syngas cooler IP
Temperatura Pressione Portata
[°C]
[bar]
[kg/s]
15.00
1.01 467.27
223.50
5.93 385.82
50.00
5.88 385.82
284.40
34.76 334.37
559.70
34.76 334.37
1438.10
33.72 437.21
1206.60
18.96 485.16
1408.70
18.39 522.21
601.80
1.04 607.16
90.00
1.01 607.16
95.00
5.76 120.61
180.00
80.00
28.90
15.00
52.20
32.94
35.00
56.00
14.61
1550.00
52.20
63.75
200.00
48.71
46.92
900.00
52.20 110.67
314.40
50.43 110.67
300.00
48.71 110.67
163.30
48.71
76.06
35.00
44.03
76.06
306.10
44.10
65.13
177.00
43.59 131.82
145.00
70.00 113.75
137.00
43.15 139.90
200.00
42.72 139.90
340.00
54.00
11.23
300.00
36.00
1.20
Ar
0.92
0.92
0.92
0.92
0.92
0.85
0.86
0.85
0.85
0.85
0.92
3.09
CH4
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
CO
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.98
0.79
0.87
0.87
0.87
0.77
0.77
0.00
0.51
0.00
0.47
0.47
0.00
0.00
0.00
2.81
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.02
0.00
0.01
0.00
0.01
0.01
0.00
0.00
0.00
61.44
52.26
57.40
57.40
57.40
50.78
50.78
0.00
33.78
0.00
31.20
31.20
0.00
0.00
composizione [% molare]
CO2
H2
H2O(g) H2O(l)
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
9.50
0.00
7.21
0.00
8.55
0.00
6.59
0.00
9.30
0.00
7.08
0.00
9.30
0.00
7.08
0.00
9.30
0.00
7.08
0.00
0.03
0.00
1.03
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Carbone tipo Douglas Premium
0.00
0.00
0.00
0.00
3.72 21.89
2.52
0.00
2.69 24.14
11.27
0.00
2.95 26.52
4.87
0.00
2.95 26.52
4.87
0.00
2.95 26.52
4.87
0.00
2.61 23.46
13.79
0.00
2.61 23.46
0.11
13.68
0.00
0.00
0.00
0.00
1.62 15.60
0.07
0.00
0.00
0.00
0.00 100.00
1.50 14.41
7.70
0.00
1.50 14.41
7.70
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
0.00
0.00 100.00
0.00
H2S
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
N2
77.28
77.28
77.28
77.28
77.28
72.95
73.39
73.04
73.04
73.04
77.28
1.91
O2
20.73
20.73
20.73
20.73
20.73
9.49
10.61
9.72
9.72
9.72
20.73
95.00
0.00 100.00
0.20
6.45
0.16
8.66
0.18
7.20
0.18
7.20
0.18
7.20
0.16
8.42
0.16
8.42
0.00 100.00
0.00 48.40
0.00
0.00
0.00 44.71
0.00 44.71
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Capitolo 7
____________________________________________________________________
Processo di Gassificazione
Tabella 7.5: Bilancio di massa del gassificatore
Portate in ingresso
Carbone
Ossigeno
Vapore
Azoto
Portate in uscita
Syngas prodotto
Ceneri separate
32.94
28.90
2.95
4.10
kg/s
kg/s
kg/s
kg/s
63.75 kg/s
4.96 kg/s
Tabella 7.6: Bilancio energetico gassificatore
PCI carbone
Potenza termica entrante
PCI syngas
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
26.81
883.05
11.16
711.32
82.06
MJ/kg
MW
MJ/kg
MW
Preriscaldatore aria
In questa configurazione di impianto il preriscaldamento dell’aria avviene in uno
scambiatore controcorrente. Di seguito sono riportati i risultati della simulazione e il
diagramma di scambio.
Tabella 7.7: Caratteristiche del preriscaldatore dell'aria
Temperature
Gas in
Gas out
Aria in
Aria out
Calore scambiato
900
314.4
284.4
559.7
102.43
°C
°C
°C
°C
MW
122
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
____________________________________________________________________
Temperatura [°C]
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
0
20
40
aria
60
syngas
80
100
Calore scambiato [MW]
Figura 7.6: Diagramma di scambio termico del preriscaldatore aria
Turbina a gas
Il calore recuperato dal processo di raffreddamento del syngas è minore rispetto al
caso con solo intercooler, a causa del maggiore rapporto di compressione. Il lavoro
specifico per unità di aria aspirata è superiore rispetto ai casi considerati in
precedenza, per la presenza del doppio combustore. Il rendimento del ciclo aumenta
poiché, data la minore portata di aria aspirata dal compressore, si riduce il rapporto
tra la portata che espande in turbina e quella elaborata dal compressore. La potenza
prodotta aumenta in funzione dell’aumento di rendimento.
Tabella 7.8: Bilancio di massa della turbina a gas
Portata aria ingresso
Portata syngas
Aria per raffreddamento
Diametro all'uscita HP
Altezza di pala in uscita LP
Diametro all'uscita LP
Altezza di pala in uscita LP
467.27
139.9
125.89
2.46
0.08
2.94
0.68
kg/s
kg/s
kg/s
m
m
m
m
Tabella 7.9: Bilancio energetico della turbina a gas
123
Capitolo 7
____________________________________________________________________
Potenza turbina LP
Potenza turbina HP
Potenza compressore LP
Potenza compressore HP
Perdite
Lavoro specifico
Potenza netta
PCI syngas
Potenza termica syngas
Calore preriscaldatore aria
Potenza termica entrante
Rendimento elettrico
492.18
74.35
94.22
85.66
6.36
813.85
380.29
5.18
723.80
99.43
823.23
46.19
MW
MW
MW
MW
MW
kJ/kg
MW
MJ/kg
MW
MW
MW
%
Ciclo a vapore a recupero
La portata di gas combusti assume un valore inferiore rispetto a tutti i casi studiati in
precedenza, mentre la temperatura è minore solo rispetto a quella del caso di
riferimento. La portata di vapore generato dalla caldaia è minore, mentre la portata di
vapore proveniente dai recuperi termici del processo di gassificazione è di poco
superiore rispetto alla configurazione con solo intercooler: la potenza prodotta dalla
turbina a vapore è minore rispetto agli altri casi. Il rendimento del ciclo è simile a
quello che si ritrova per gli altri casi con ciclo a gas modificato, leggermente maggiore
a causa della più elevata temperatura dei gas di scarico della turbina.
Tabella 7.10: Bilancio di massa del ciclo a vapore
Ingresso gas
Uscita gas
Vapore generato HP
Vapore generato IP
Vapore generato LP
Vapore da recupero IP
Vapore alla turbina HP
Vapore alla turbina IP
Vapore alla turbina LP
Vapore spillato
Portata [kg/s] Temperatura[°C] Pressione[bar]
607.17
601.77
1.04
607.17
90
1.01
67.97
338.87
144
13.35
244.16
36
9.81
143.62
4
3.90
315.66
36
67.97
565
144
85.52
565
36
9.81
299
4
1.597
324.9
6
124
Ciclo a gas con preriscaldamento aria, compressione interrefrigerata e ricombustione
____________________________________________________________________
Tabella 7.11: Bilancio energetico del ciclo a vapore
Calore disponibile dai gas
Calore recuperato dalla caldaia
Rendimento di recupero termico
Calore dai recuperi termici
Calore sottratto al ciclo
Calore rilasciato al condensatore
Calore rilasciato al camino
Potenza turbina
Consumo pompe
Potenza netta
Rendimento netto
391.5
341.98
87.35
7.63
14.72
202.99
47.10
132.42
1.83
130.6
39.00
MW
MW
%
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
%
Temperatura[°C]
raffreddamento
gassificatore
1600
1400
1200
1000
800
caldaia a
recupero
600
Syngas
cooler IP
400
200
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Calore scambiato[MW]
Figura 7.7: Diagramma di scambio termico di caldaia e syngas cooler
Bilancio energetico globale
125
Capitolo 7
____________________________________________________________________
La compressione interrefrigerata consente di recuperare una maggiore quantità di
calore dal processo di raffreddamento del syngas rispetto al caso di riferimento,
inoltre con la doppia combustione è possibile produrre più lavoro di espansione: c’è
un ulteriore aumento della potenza prodotta dal ciclo a gas rispetto a quella prodotta
dal ciclo a vapore, che diminuisce fortemente. La potenza prodotta globalmente
dall’impianto pertanto è maggiore rispetto a quella prodotta nella configurazione con
solo intercooler. Tuttavia la potenza prodotta diminuisce rispetto al caso di riferimento
e alla configurazione con solo preriscaldatore, a causa della forte diminuzione della
potenza del ciclo a vapore.
Tabella 7.12: Bilancio energetico globale dell’impianto
Potenza netta turbina a gas
Potenza netta ciclo a vapore
Pompe
Ventilatore ricircolo syngas
Trattamento carbone
Trattamento ceneri
Processo selexol
ASU e compressore aria
Compressore azoto per LH
Compressore azoto per diluizione
Potenza totale ausiliari
Potenza netta IGCC
Portata carbone
Potenza termica carbone
Potenza termica syngas
Cold gas efficiency
Rendimento netto IGCC
380.29
130.60
0.66
1.02
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
38.12
85.11
425.78
32.94
883.05
748.49
82.06
48.22
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
MW
kg/s
MW
MW
%
%
126
8 Conclusioni
Nel presente capitolo vengono confrontati i risultati ottenuti nelle simulazioni effettuate
per le diverse configurazioni di impianto: in particolare sono considerati i dati relativi
alla variazione delle prestazioni del ciclo a gas e del ciclo a vapore.
Le quattro configurazioni d’impianto considerate sono:
Configurazione A: impianto IGCC tradizionale.
Configurazione B: impianto IGCC con ciclo a gas dotato di preriscaldamento
aria.
Configurazione C: impianto IGCC con ciclo a gas dotato di preriscaldamento
aria e compressione interrefrigerata.
Configurazione D: impianto IGCC con ciclo a gas dotato di preriscaldamento
aria, compressione interrefrigerata e ricombustione.
Ciclo a gas
Le prestazioni del ciclo a gas nelle 4 configurazioni sono presentate nella tabella 8.1.
La portata di syngas prodotto dal gassificatore è costante per le quattro configurazioni,
mentre quella del syngas alimentato alla turbina a gas varia poiché è diversa la
pressione alla quale avviene la saturazione e quindi varia la portata di acqua aggiunta.
Nelle configurazioni di impianto avanzate il calore recuperato dal processo di
raffreddamento del syngas si aggiunge a quello introdotto con il combustibile. Il calore
entrante nel ciclo quindi è la somma di questi due contributi ed il rendimento del ciclo è
calcolato come il rapporto tra la potenza elettrica prodotta e il calore entrante sopra
definito.
Nel ciclo a gas con preriscaldamento dell’aria la potenza prodotta aumenta a seguito
del’aumento della potenza termica entrante nel ciclo. il lavoro specifico prodotto per
unità di aria aspirata diminuisce sia a causa dell’aumento del rapporto di
compressione, sia poiché la portata d’aria aumenta mentre quella di combustibile
rimane costante, quindi il rapporto tra la potenza assorbita dal compressore e quella
sviluppata dalla turbina aumenta. Il rendimento del ciclo aumenta leggermente a causa
del maggiore rapporto di compressione, nonostante il suddetto aumento del rapporto
tra potenza assorbita dal compressore e sviluppata dalla turbina.
In entrambi i casi dotati di compressione interrefrigerata il lavoro necessario alla
compressione diminuisce, ed il lavoro specifico prodotto dal ciclo aumenta. Inoltre, data
la minore temperatura all’uscita del compressore, il calore recuperato dal processo di
gassificazione è maggiore. Tuttavia è necessario un maggiore rapporto
combustibile/aria per raggiungere la TIT desiderata, pertanto la quantità di aria aspirata
si riduce. Nella configurazione con una sola combustione, il rendimento si mantiene su
livelli elevati, e aumenta leggermente rispetto ai casi privi di interrefrigerazione.
127
Capitolo 8
_____________________________________________________________________
Nell’ultimo caso invece il lavoro specifico prodotto aumenta fortemente a causa della
doppia combustione, che riporta i gas ad alta temperatura, mentre l’aumento del
rendimento è dovuto, oltre che al più elevato rapporto di compressione, alla ulteriore
riduzione della frazione di portata che espande in turbina elaborata dal compressore.
Gli effetti combinati di compressione interrefrigerata e doppia combustione quindi
permettono di ottenere sia potenza netta del ciclo sia rendimento maggiore rispetto agli
altri casi considerati.
Tabella 8.1: Prestazioni del ciclo a gas nelle diverse configurazioni di impianto
Portata aria ingresso [kg/s]
Portata syngas prodotto [kg/s]
Portata syngas alimentato [kg/s]
Potenza turbina [MW]
Potenza compressore [MW]
Perdite [MW]
Potenza elettrica netta [MW]
Lavoro specifico [kJ/kg]
Potenza termica syngas [MW]
Potenza preriscaldatore aria [MW]
Potenza termica entrante [MW]
Rendimento elettrico %
Config. A
523.72
63.75
140.88
528.68
211.4
5.22
312.06
595.85
724.61
0
724.61
43.07
Config. B
615.99
63.75
140.5
620.82
268.53
5.796
346.49
562.49
724.62
73.421
798.04
43.42
Config. C
531.19
63.75
139.73
557.66
188.33
6.07
363.26
683.86
724.44
105.28
829.72
43.78
Config. D
467.27
63.75
139.9
566.529
179.877
6.362
380.29
813.85
724.64
99.43
824.07
46.15
Ciclo a vapore
La maggiore portata di aria aspirata nel ciclo a gas con il preriscaldamento dell’aria
comporta una più elevata portata di gas di scarico, quindi la caldaia recupera una
maggiore quantità di calore dai gas, nonostante, a causa del maggiore rapporto di
compressione, la temperatura di questi sia più elevata. Tuttavia l’energia termica
recuperata dal processo di raffreddamento del syngas è molto minore, pertanto il
calore entrante nel ciclo si riduce. Il rendimento del ciclo è inferiore poiché diminuisce
la portata di vapore prodotto ad alta pressione e quindi è minore la quantità di calore
introdotto ad alta temperatura, inoltre, come si vede dal grafico illustrato in figura 5.7 lo
scambio termico avviene sotto differenze di temperatura maggiori.
Nella configurazione con compressione interrefrigerata il calore disponibile dal
raffreddamento dei gas combusti si riduce rispetto al caso di riferimento poiché la
temperatura di questi ultimi è minore, mentre la portata è leggermente superiore. A
causa dell’assenza di syngas cooler il vapore apportato al ciclo è solo quello generato
dal sistema di raffreddamento delle pareti del gassificatore.
Infine il calore disponibile dai gas si riduce ulteriormente per l’impianto con
interrefrigerazione e doppia combustione, nel quale la portata dei gas risulta inferiore
128
Conclusioni
_____________________________________________________________________
rispetto a tutti gli altri casi considerati, mentre la temperatura è maggiore di quella che
si ha per le altre configurazioni avanzate poiché il rapporto di espansione della turbina
di bassa pressione è inferiore al rapporto di espansione totale delle turbine adottate
negli altri due casi. L’energia recuperata dal raffreddamento del syngas è superiore
rispetto alla configurazione con sola compressione interrefrigerata a causa della
presenza di un syngas cooler che genera vapore a pressione intermedia.
In entrambi i casi il calore sottratto al ciclo per le necessità termiche dell’impianto è
minore, infatti il calore necessario alla rigenerazione dei filtri dell’ASU è recuperato
dall’intercooler del ciclo a gas. Per questi due impianti il rendimento del ciclo a vapore
si mantiene su valori simili a quelli che si ottengono con il solo preriscaldamento.
Tabella 8.2: Prestazioni del ciclo a vapore nelle diverse configurazioni di impianto
Portata gas combusti [kg/s]
Temperatura gas combusti [°C]
Calore disponibile dai gas [MW]
Calore recuperato dalla caldaia [MW]
Calore dai recuperi termici [MW]
Calore sottratto al ciclo [MW]
Potenza turbina [MW]
Potenza pompe [MW]
Potenza netta [MW]
Rendimento recupero termico
Rendimento netto %
Config. A Config. B Config. C Config. D
664.6
756.489
670.924
607.17
613.79
591.2
591.3
601.77
437.09
475.17
422.75
391.5
382.86
413.78
368.22
341.98
104.14
32.22
2.99
7.63
14.96
14.89
12.98
12.72
196.48
173.14
142.3
132.43
2.86
2.27
1.92
1.83
193.62
167.59
137.68
130.6
87.59
87.08
87.10
87.35
41.02
38.87
38.43
38.77
Bilancio termico globale
La cold gas efficiency, e con essa il calore disponibile dal processo di raffreddamento
del syngas, si mantiene costante per la quattro configurazioni di impianto analizzate.
Tuttavia tale calore viene recuperato con modalità diverse a seconda della
configurazione. In particolare nell’impianto dotato di intercooler la quantità di calore
recuperato è maggiore poiché in questo caso è possibile raffreddare il syngas fino ad
una temperatura minore rispetto ai 300°C adottati negli altri casi. In tutte le
configurazioni avanzate la quantità di calore fornito al ciclo a gas è superiore alla
quantità recuperata dal ciclo a vapore. Poiché nelle configurazioni avanzate il calore
fornito al ciclo a vapore diminuisce, la potenza elettrica prodotta da quest’ultimo è
inferiore. Inoltre nelle ultime due configurazioni è inferiore anche la portata dei gas di
scarico della turbina: diminuiscono entrambi gli input termici del ciclo a vapore.
129
Capitolo 8
_____________________________________________________________________
Tabella 8.3: Bilancio termico globale dell'impianto
Config. A Config. B Config. C Config. D
Potenza termica entrante [MW]
Cold gas efficiency %
Potenza termica del syngas come potere
calorifico [MW]
Potenza termica sensibile del syngas
Potenza termica totale del syngas
Potenza termica disponibile dal
raffreddamento del syngas
Potenza termica recuperato dal
raffreddamento del syngas
Frazione recuperata con preriscaldamento
aria
Frazione recuperata con generazione di
vapore
Potenza termica non recuperata
Rendimento turbina a gas
Potenza turbina a gas
Potenza termica disponibile dai gas di
scarico
Rendimento di recupero termico
Potenza termica recuperata dalla caldaia
Perdite caldaia
Potenza termica fornita al ciclo a vapore dai
recuperi termici
Potenza termica entrante nel ciclo a vapore
Potenza termica sottratta al ciclo a vapore
per usi termici
Potenza per usi termici proveniente dai
recuperi termici
Potenza termica totale per usi termici
Rendimento del ciclo a vapore
Potenza netta ciclo a vapore
883.05
883.05
883.05
883.05
82.06
82.06
82.04
82.06
724.61
724.62
724.44
724.64
30.95
30.82
30.56
30.62
755.56
755.44
755
755.26
127.49
127.61
128.05
127.79
123.81
124.18
126.71
123.89
0
73.421
105.28
99.43
123.81
50.76
21.44
24.26
3.69
3.43
1.33
3.90
43.07
43.42
43.78
46.15
312.06
346.49
363.26
380.29
437.09
475.17
422.75
391.50
0.88
0.87
0.87
0.87
382.86
413.78
368.22
341.98
54.23
61.39
54.53
49.52
104.14
32.22
2.99
7.63
487
446
371.21
349.61
14.96
14.89
12.98
12.72
19.66
18.54
18.45
16.83
34.62
33.43
31.43
29.55
41.02
193.62
38.87
167.59
38.43
137.68
38.77
130.60
130
Conclusioni
_____________________________________________________________________
Potenza assorbita dagli ausiliari
Le potenze assorbite dai processi di trattamento carbone e ceneri, processo di pulizia
del syngas e sezione di separazione aria comprensiva del compressore desinato ai
lock hoppers rimane costante al variare della configurazione di impianto: infatti il
consumo di questi componenti dipende dalla portata di carbone alimentato, che non
varia per le ipotesi di simulazione adottate.
La potenza assorbita dal ventilatore necessario al ricircolo del syngas è più elevata per
l’impianto dotato del solo preriscaldatore dell’aria: in questa configurazione le perdite di
carico da vincere sono maggiori per la presenza di un ulteriore scambiatore, mentre è
leggermente minore nella configurazione dotata di doppio combustore, poiché in
questo caso la gassificazione avviene a pressione maggiore, quindi il volume specifico
del syngas è minore e di conseguenza diminuisce il lavoro necessario ala
compressione.
Tabella 8.4: Potenza assorbita dagli ausiliari
Config. A Config. B Config. C Config. D
Pompe [MW]
Ventilatore ricircolo syngas [MW]
Trattamento carbone [MW]
Trattamento ceneri [MW]
Processo selexol [MW]
ASU e compressore aria [MW]
Compressore azoto per LH [MW]
Compressore azoto per diluizione [MW]
Totale ausiliari [MW]
0.77
1.03
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
31.61
78.74
0.73
1.50
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
33.56
81.11
0.64
1.03
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
34.05
81.05
0.66
1.02
1.65
0.50
0.37
32.08
10.73
38.12
85.11
Tabella 8.5: Bilancio energetico globale dell’impianto
Potenza termica entrante [MW]
Potenza netta turbina a gas [MW]
Potenza netta ciclo a vapore [MW]
Potenza assorbita dagli ausiliari [MW]
Potenza netta IGCC [MW]
Rendimento netto IGCC %
Config. A Config. B Config. C Config. D
883.05
883.05
883.05
883.05
312.06
346.49
363.26
380.29
193.62
167.59
137.68
130.60
78.74
81.11
81.05
85.11
426.94
432.97
419.89
425.78
48.35
49.03
47.55
48.22
131
Capitolo 8
_____________________________________________________________________
Negli impianti con configurazione avanzata fornendo l’energia termica recuperata dal
processo di raffreddamento del syngas al ciclo a gas, la potenza prodotta da
quest’ultimo aumenta, mentre quella prodotta dal ciclo a vapore diminuisce, poiché a
quest’ultimo viene a mancare una parte importante dell’input termico. In questo modo il
calore recuperato viene convertito in lavoro con efficienza maggiore. Inoltre, nella
configurazione con preriscaldamento dell’aria, poiché aumenta la portata di aria
aspirata e quindi la potenza termica disponibile dai gas combusti, la diminuzione della
potenza prodotta dal ciclo a vapore è minore della diminuzione del calore recuperato.
La potenza globalmente prodotta dall’impianto è maggiore rispetto a quella prodotta
dall’impianto di riferimento.
Nelle configurazioni dotate di compressione interrefrigerata invece, nonostante la
potenza prodotta dal ciclo a gas aumenti, quella del ciclo a vapore diminuisce
fortemente a causa della diminuzione sia della potenza termica disponibile dai gas
combusti sia di quella recuperata dal raffreddamento del syngas, pertanto la potenza
complessivamente prodotta dall’impianto si riduce rispetto al caso di riferimento. Tra le
nuove configurazioni di impianto studiate l’unica che permette di ottenere efficienza di
conversione maggiore rispetto all’impianto di riferimento è quella che prevede il solo
preriscaldamento dell’aria.
132
Acronimi utilizzati
AGR
Acid Gas Removal
ASU
Air Separation Unit
CGE
Cold Gas Efficiency
DEA
Dietanoloammine
GS
Gas-Steam Cycle Simulation Code
EBTF
European Benchmarking Task Force
HDS
High Temperature Desulphurization
HGCU
Hot Gas Clean Up process
HRSG
Heat Recovery Steam Generator
HRSC
Heat Recovery Steam Cycle
IGCC
Integrated Gasification Combined Cycle
IGV
Inlet Guide Vanes
MDEA
Metil-dietanoloammine
MEA
Monoetanoloammine
PCI
Potere Calorifico Inferiore
PSA
Pressure Swing Absorber
SCOT
Shell Claus Offgas Treating
SCR
Selective Catalytic Reduction
TIT
Turbine Inlet Temperature
USC
Ultra Super Critico
133
Bibliografia
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