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Fabio Montagnaro » 8.Gassificazione - parte prima


Il processo di gassificazione (I)

La gassificazione della frazione organica (C) contenuta in un combustibile solido, mediante l’impiego di vapore acqueo, consente di ottenere il gas di sintesi (syngas), una miscela gassosa prevalentemente costituita da H2 e CO, che può poi essere utilizzata come fonte di materia (es.: processo Fischer-Tropsch, sintesi di ammoniaca) e di energia (aspetto trattato in questa lezione).

 

Il processo, già noto all’epoca della «rivoluzione industriale», quando si notò che l’interazione tra acqua e carbone determinava lo sviluppo di agenti gassosi, fu poi abbandonato, per ritornare prepotentemente di interesse a seguito della crisi energetica negli anni ‘70 del secolo scorso.

 

Il processo di gassificazione (II)

L’interazione tra vapore acqueo e C dà luogo alla reazione di gassificazione «umida» («steam gasification»), endotermica e tipicamente spostata a destra nelle comuni condizioni operative:

 

C_{(s)} + H_{2}O _{(g)} \to CO _{(g)} + H_{2} _{(g)} \hspace{1 cm} \text{(1)}

 

La produzione di CO, in presenza di vapore, promuove la reazione omogenea di «spostamento del gas d’acqua» («water-gas shift reaction»), moderatamente esotermica e di equilibrio:

 

CO_{(g)} + H_{2}O _{(g)} = CO _{2} _{(g)} + H_{2} _{(g)} \hspace{1 cm} \text{(2)}

 

Tale reazione determina la produzione di CO2, che poi interagisce con C in accordo alla reazione di gassificazione «secca» («dry gasification»), anch’essa endotermica e sostanzialmente irreversibile (reazione di Boudouard):

 

C_{(s)} + CO_{2(g)} \to 2CO _{(g)} \hspace{1 cm} \text{(3)}

 

Il processo di gassificazione (III)

Il processo è quindi globalmente endotermico. Per evitare modalità allotermiche, e quindi per poter essere condotto in modalità autotermica, una parte di C, H2 e CO (specie combustibili) viene «sacrificata», bruciando tali specie in presenza di O2 (in difetto).

 

Con particolare riferimento ai successivi utilizzi del syngas come fonte di energia, si vuole evitare che questo prodotto sia diluito in N2, cosa che ne diminuirebbe il potere calorifico. Pertanto, si può prevedere l’invio, al gassificatore, di O2 (e non di aria), a seguito di una unità di separazione dell’aria («air separation unit», ASU) a monte dell’impianto.

 

Nel syngas, a parte la presenza di vapore acqueo (condensabile), si troveranno essenzialmente H2, CO e CO2.

 

 

Il processo di gassificazione (IV)

La gassificazione può essere condotta in impianti in pressione (ordine 10 bar), per ragioni di successivo utilizzo del syngas. Inoltre, le cinetiche di gassificazione non sono così rapide come quelle di combustione, quindi il processo viene favorito lavorando a temperature molto alte (sino anche a circa 1600°C), e con particelle solide particolarmente fini (ordine 10-100 μm).

 

Anche se i primi sviluppi industriali del processo di gassificazione prevedevano l’impiego di reattori a letto fluidizzato (c.d. «reattore di Winkler», vedi lezione dedicata a questi aspetti), l’utilizzo di particelle così fini potrebbe portare a rilevante materiale elutriato. Inoltre, le alte temperature in gioco determinano la parziale fusione del combustibile (c.d. «slag», con particolare riferimento alle sue ceneri), che ostacolerebbe condizioni di corretta fluidizzazione.

 

Pertanto, oggi vengono maggiormente utilizzati gassificatori a flusso trascinato («entrained flow gasifier», EFG), dove il solido è trascinato dal gas e le due fasi presentano all’incirca lo stesso tempo di residenza (ordine 10 s).

 

 

Sistemi IGC (I)

In figura si riporta uno schema semplificato di un sistema a ciclo di gassificazione integrata («integrated gasification cycle», IGC).

 

All’EFG vengono alimentati: il solido, la corrente di vapore, e la corrente di O2. Le ceneri si troveranno in uno stato parzialmente fuso (slag), vetrificando rapidamente in uscita, cosa che ne consente una maggiore stabilità, una volta smaltite (tali gassificatori vengono talvolta anche denominati «slagging»).

 

Il velo di slag che scorre in parete permette anche una maggiore protezione termica del sistema, ed attiva fenomeni di interazione particella-parete (ricoperta dal velo di slag) che sono in grado di migliorare le prestazioni complessive del sistema, determinando un allungamento dei tempi medi di residenza (all’interno dell’EFG) delle particelle di char.

 

Schema IGC.

Schema IGC.


Sistemi IGC (II)

Il syngas in uscita, costituito quindi prevalentemente da H2, CO, CO2, H2O (in accordo alle reazioni (1)-(3)), viene innanzitutto inviato ad uno scambiatore («heat exchanger», HE) alimentato ad acqua, per recupero termico.

 

Il vapore acqueo del syngas condensa, e può costituire esso stesso parte dell’alimentazione (acqua liquida) allo scambiatore. Lo scambiatore produrrà vapore, da alimentarsi in turbina a vapore («steam turbine», ST), per una prima produzione di energia elettrica.

 

Il gas di processo diventa quindi composto da H2, CO e CO2, da inviarsi a successivi trattamenti (ad es., depolverazione) e alla successiva combustione.

 

Schema IGC.

Schema IGC.


Sistemi IGC (III)

Il syngas viene bruciato in aria, mediante un processo omogeneo che produce fumi di combustione (N2, CO2, H2O), virtualmente esenti da O2 (il processo è omogeneo, non viene inviata aria in eccesso), e particolato solido.

 

In queste condizioni, essi possono essere inviati direttamente in turbina a gas («gas turbine», GT), con nuova produzione di energia elettrica.

 

Tali sistemi integrati consentono dunque elevate efficienze energetiche complessive.

 

Schema IGC.

Schema IGC.


Integrazione IGC-CCS: ossicombustione

I gas esausti sono costituiti da CO2 diluito in N2. Per evitare impatto-serra, i sistemi IGC possono essere integrati con processi di «carbon capture and storage» (CCS), quali quelli descritti in dettaglio in una lezione dedicata.

 

Come si vede in figura, il syngas può essere bruciato in modalità «oxyfuel». I fumi di combustione sono in questo caso costituiti da CO2 ed H2O, e possono essere espansi direttamente in turbina.

 

Dopo condensazione del vapore, si ottiene una corrente ricca in CO2 da destinarsi allo stoccaggio geologico. L’entità del riciclo di CO2 (comunque necessario per ragioni di sicurezza) può essere ridotta (rispetto ad una ossicombustione tradizionale), poiché il syngas da bruciare già contiene, come agente diluente, CO2.

 

Integrazione IGC-ossicombustione.

Integrazione IGC-ossicombustione.


Integrazione IGC-CCS: chemical looping

In alternativa (figura), la combustione del syngas può avvenire in modalità «chemical looping», in un sistema a due reattori a letto fluidizzato interconnessi («dual interconnected fluidized beds», DIFB).

 

Nel «fuel reactor», H2 e CO vengono ossidati a carico del carrier metallico, con produzione di una corrente che, a valle della condensazione di H2O, è ricca in CO2 (allo stoccaggio geologico).

 

Considerando poi il processo ossidativo nell’«air reactor» (AR), si giunge alla seguente reazione-somma: H2 + CO + O2 → H2O + CO2, pertanto ciò significa che, al netto, si è ottenuta la stessa combustione del syngas rispetto al caso tradizionale, ma ottenendo gas esausti poveri in CO2 all’AR.

 

Poiché il processo eterogeneo nell’AR prevede l’invio di aria in eccesso, i gas effluenti conterranno ancora O2, pertanto essi cedono energia in uno scambiatore, con conseguente produzione di vapore da inviarsi ad una ST per la produzione di elettricità.

 

 

Integrazione IGC-chemical looping.

Integrazione IGC-chemical looping.


Integrazione IGC-CCS: calcium looping

Un’altra tecnica innovativa prevede di applicare un processo di calcium looping (DIFB) al syngas appena uscito dal sistema EFG. Il calcinatore viene operato come in un caso classico, con produzione di una corrente ricca in CO2 (allo stoccaggio geologico).

 

Nel carbonatore, invece, la cattura di CO2 promuove ora lo spostamento a destra della reazione di shift, pertanto la corrente gassosa in uscita sarà concentrata nella specie più preziosa, H2.

 

Come si vede in figura, H2 cede energia in uno scambiatore, per la prima produzione di energia elettrica. Esso poi viene trattato (ad es., depolverazione da elutriato calcareo) e bruciato in aria. A differenza dal caso canonico, però, i fumi di combustione saranno adesso costituiti da soli N2 e H2O, e quindi (dopo essere stati elaborati in GT) possono essere scaricati senza notevole impatto-serra.

 

Integrazione IGC-calcium looping.

Integrazione IGC-calcium looping.


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