Modellizzazione di un micro cogeneratore basato sulla tecnologia

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UNIVERSITA' DEGLI STUDI DI CASSINO
DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA INDUSTRIALE
DOTTORATO DI RICERCA XIX CICLO
IN
INGEGNERIA CIVILE E MECCANICA
MODELLIZZAZIONE DI UN MICRO COGENERATORE BASATO
SULLA TECNOLOGIA MCFC ACCOPPIATA AD UN
GASSIFICATORE DI BIOMASSA
Dottorando
Tutor
Dott. Ing. Guido Galeno
Prof. Ing. Giuseppe Spazzafumo
Coordinatore
Prof. Ing. Elio Sacco
A.A. 2006-2007
Dottorato di Ricerca XIX ciclo - Ingegneria Civile e Meccanica - Guido Galeno
Sommario
Nel presente lavoro si affronta lo studio dell'impiego del gas di sintesi, prodotto dalla gassificazione
di biomassa, in un sistema energetico ad alta efficienza di conversione costituito da celle a
combustibile a carbonati fusi (MCFC).
Il lavoro è sostanzialmente suddiviso in tre parti: nella prima (Capitoli 1, 2, 3, 4) vengono descritte
le tecnologie di gassificazione di biomassa con particolare attenzione al gassificatore acquisito
dall'Università degli Studi di Cassino; nella seconda (Capitoli 5 e 6) è riportata una panoramica
sulle tecnologie delle celle a combustibile con particolare attenzione alle MCFC; nella terza parte,
infine, (Capitolo 7) vengono descritte le simulazioni effettuate ed i risultati ottenuti accoppiando
l'impianto di gassificazione ad uno stack di celle a carbonati fusi, confrontando i risultati ottenuti
con le caratteristiche energetiche del sistema tradizionale.
Nel primo capitolo è riportata una introduzione generale sulle biomasse e sulle caratteristiche dei
sistemi di gassificazione di biomassa lignocellulosica, considerando anche lo stato dell'arte di
questa tecnologia di conversione termochimica.
Nel secondo capitolo è descritto l'impianto di gassificazione acquisito dall'Università degli Studi di
Cassino, completo di tutti gli ausiliari e del sistema elettrogeno in dotazione; inoltre è descritto lo
studio effettuato per la realizzazione del laboratorio di ricerca sull'impianto di gassificazione
suddetto.
Nel terzo capitolo sono riportate le prime sperimentazioni effettuate grazie alle quali sono stati
monitorati alcuni parametri termodinamici e di funzionamento dell'impianto per avere un quadro
generale sulle prestazioni oltre che per verificare l’effettiva potenzialità elettrica. Sono descritti, poi,
la metodologia di campionamento della biomassa ed il prelievo del syngas destinati entrambi ad
analisi chimica e sono stati riportati i risultati di dette analisi e valutati i parametri termodinamici di
interesse. È stata quindi condotta una analisi energetica dell'impianto: in particolare sono stati
valutati la perdita termica per convezione e irraggiamento dal mantello esterno del gassificatore, il
contenuto energetico del residuo carbonioso residuo e il calore sensibile dell'acqua di
raffreddamento. È stato possibile, a questo punto, risalire al bilancio energetico complessivo, a
partire dal potere calorifico della biomassa in ingresso, e determinare l'efficienza energetica del
sistema.
Nel quarto capitolo è riportata la descrizione della simulazione termochimica dell'impianto di
gassificazione effettuata mediante il software Aspen PlusTM. Ciò ha permesso di verificare,
mediante modello di calcolo, le prestazioni del gassificatore. Una volta che i risultati della
1
simulazione hanno trovato riscontro con le prove sperimentali, è stata effettuata una analisi di
sensibilità per determinare quali fossero le potenziali modifiche da apportare al sistema per
migliorarne le prestazioni energetiche.
Nel quinto capitolo sono riportate una introduzione generale sulle celle a combustibile ed una
descrizione dei vantaggi energetici ed ambientali di questa tecnologia. Ci si è soffermati sulla
descrizione delle celle a combustibile a carbonati fusi mostrando quali sono le caratteristiche che le
rendono adatte per la generazione distribuita di energia elettrica e termica specialmente se
accoppiata a gassificatori di biomassa.
Nel sesto capitolo è descritto il modello matematico di cella a combustibile a carbonati fusi che si
interfaccia con il software Aspen PlusTM. È riportata, inoltre, la simulazione di una cella a
combustibile a carbonati fusi che utilizza metano come combustibile.
Nel settimo capitolo è affrontato l'accoppiamento dell'impianto di gassificazione con la MCFC;
inizialmente viene introdotta una soluzione impiantistica con i principali componenti; si effettua una
descrizione dei sistemi di desolforazione disponibili operando una scelta tra le diverse tecnologie
disponibili. Viene effettuata una simulazione della sola MCFC alimentata con il syngas proveniente
dal gassificatore e si ottengono i primi positivi risultati. In seguito viene effettuata l'analisi di
sensibilità sulla MCFC per determinare la configurazione impiantistica ottimale. In particolare si
nota che riducendo la portata di acqua di alimento del reattore di reforming, il rendimento
complessivo del sistema aumenta. Viene dunque presa in considerazione la possibilità di eliminare
il suddetto reattore, riducendo gli ingombri, i costi di produzione e i transitori di funzionamento
nella MCFC. A questo punto viene affrontato il problema di simulare l'impianto di gassificazione
insieme alla MCFC, ciò è indispensabile per ottimizzare il funzionamento di entrambi gli impianti.
Si individuano quali sono le principali cause di dispersione termo-chimica nel sistema e si
ipotizzano alcune soluzioni. In definitiva combinando gli effetti del preriscaldamento dell'aria di
alimento al gassificatore di biomassa e riciclando il residuo carbonioso solido si ottiene il più
consistente miglioramento delle prestazioni del sistema.
2
Indice generale
Sommario............................................................................................................................................ 1
Acronimi e simboli..............................................................................................................................9
Introduzione...................................................................................................................................... 12
Capitolo 1 - Generalità sulla gassificazione di biomassa.............................................................. 14
1.1 La biomassa ............................................................................................................................ 14
1.2 Il processo di gassificazione.................................................................................................... 15
1.3 Le caratteristiche del syngas.................................................................................................... 18
1.4 Le tecnologie disponibili......................................................................................................... 19
1.5 Lo stato dell'arte nella gassificazione di biomassa.................................................................. 24
Capitolo 2 – Il gassificatore di biomassa WBG 15 ........................................................................25
2.1 Descrizione del funzionamento del gassificatore di biomassa ............................................... 25
2.2 Descrizione del gruppo elettrogeno in dotazione.................................................................... 28
2.3 Procedure di avviamento e di spegnimento dell'impianto di gassificazione........................... 32
2.4 Realizzazione del laboratorio sul gassificatore........................................................................34
2.5 Ottimizzazione del lay-out impiantistico................................................................................. 38
Capitolo 3 – Analisi chimiche ed analisi energetiche dell'impianto ............................................40
3.1 Prelievo della biomassa utilizzata............................................................................................40
3.2 Analisi chimiche della biomassa utilizzata.............................................................................. 41
3.3 Analisi energetica della biomassa utilizzata............................................................................ 42
3.4 Prelievo del syngas prodotto....................................................................................................42
3.5 Gascromatografia del syngas prodotto.................................................................................... 45
3.6 Analisi energetica del syngas prodotto.................................................................................... 47
3.7 Analisi delle dispersioni termiche dell'impianto......................................................................49
Capitolo 4 – Simulazione dell'impianto di gassificazione attuale................................................ 58
4.1 Considerazioni iniziali............................................................................................................. 58
4.2 Descrizione della simulazione effettuata................................................................................. 61
4.3 Analisi di sensibilità ................................................................................................................65
4.4 Considerazioni energetiche sul gruppo elettrogeno.................................................................67
Capitolo 5 – Generalità sulle celle a combustibile a carbonati fusi............................................. 68
5.1 Le celle a combustibile............................................................................................................ 68
3
5.2 Classificazione delle diverse tipologie di celle........................................................................70
5.3 Le celle a combustibile a carbonati fusi ..................................................................................74
Capitolo 6 – Modellizzazione della MCFC.....................................................................................77
6.1 Modellizzazione della MCFC.................................................................................................. 77
6.2 Simulazione di una MCFC alimentata a metano..................................................................... 80
6.3 Validazione del modello.......................................................................................................... 83
Capitolo 7 – Simulazione dell'impianto di gassificazione accoppiato alla MCFC......................84
7.1 Sezione di desolforazione del syngas...................................................................................... 85
7.2 Simulazione del funzionamento della MCFC alimentata con il syngas.................................. 86
7.3 Analisi di sensibilità sulla MCFC al variare della portata di acqua.........................................90
7.4 Simulazione dell'impianto completo e studio delle potenziali modifiche............................... 96
7.5 Effetti combinati.................................................................................................................... 102
7.6 Considerazioni conclusive..................................................................................................... 105
Bibliografia......................................................................................................................................106
Indice delle tabelle
Tab 1.1 - Composizione tipica (%) di un syngas da biomassa a seconda dell'agente ossidante....18
Tab 1.2 - Tipologie di gassificatori di biomassa............................................................................19
Tab.1.3 - Composizione del syngas .............................................................................................. 20
Tab 1.4 - Caratteristiche del gas di sintesi, efficienza di gassificazione....................................... 20
Tab 2.1 - Caratteristiche del gassificatore..................................................................................... 27
Tab 2.2 - Caratteristiche degli ausiliari .........................................................................................28
Tab 3.1 - Analisi chimiche della biomassa.................................................................................... 41
Tab 3.2 - Poteri calorifici della biomassa...................................................................................... 42
Tab 3.3 - Confronto composizione syngas di Ankur e composizione tipica................................. 47
Tab 3.4 - Portate e composizioni del syngas di riferimento a partire da 1 mol/s.......................... 48
Tab 3.5 - Entalpie di formazione dei reagenti e dei prodotti di combustione................................48
Tab 3.6 - Reazioni di combustione bilanciate ed entalpie di reazione.......................................... 48
Tab 3.7 - Poteri calorifici del syngas di riferimento...................................................................... 49
Tab 3.8 - Temperature rilevate sulle superfici esterne del gassificatore....................................... 51
Tab 3.9 - Temperature di films delle diverse superfici di interesse...............................................52
Tab 3.10 - Numeri adimensionali utilizzati per la valutazione della potenza convettiva.............. 52
4
Tab 3.11 - Valori dei numeri adimensionali per le superfici di interesse...................................... 53
Tab 3.12 - Lunghezze caratteristiche, superfici e conducibilità termica....................................... 53
Tab 3.13 - Conduttanza convettiva e potenza scambiata per convezione..................................... 54
Tab 3.14 - Emittenza emisferica totale delle superfici interessate................................................ 54
Tab 3.15 - Potenza scambiata per irraggiamento...........................................................................55
Tab 4.1 - Composizione in massa del cippato di abete (% in peso sostanza secca)...................... 58
Tab 4.2 - Caratteristiche energetiche della biomassa.................................................................... 59
Tab 4.3 - Caratteristiche energetiche del syngas........................................................................... 60
Tab 4.4 - Confronto tra il syngas simulato e quello di riferimento............................................... 62
Tab 4.5 - Bilancio energetico dell’impianto di gassificazione...................................................... 63
Tab 4.6 - Caratteristiche dei flussi di massa entranti ed uscenti dall’impianto ............................ 63
Tab 4.7 - Caratteristiche dei flussi di massa entranti ed uscenti dall’impianto ............................ 64
Tab 5.1 - Confronto tra le diverse tecnologie di celle a combustibile........................................... 72
Tab 6.1 - Coefficienti parametrici delle sostanze coinvolte nella combustione............................ 79
Tab 6.2 - Caratteristiche tecniche di una MCFC........................................................................... 79
Tab 6.3 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC alimentata con metano........................ 81
Tab 6.6 - Caratteristiche elettrochimiche dei punti individuati..................................................... 82
Tab 7.1 - Caratteristiche della MCFC............................................................................................87
Tab 7.2 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC alimentata con syngas......................... 88
Tab 7.5 - Caratteristiche elettrochimiche dei punti individuati..................................................... 89
Tab 7.6 - Bilancio delle potenze.................................................................................................... 89
Tab 7.7 - Caratteristiche energetiche della MCFC alimentata con syngas.................................... 90
Tab 7.8 - Caratteristiche energetiche complessive........................................................................ 90
Tab 7.9 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC senza pre-reformer.............................. 93
Tab 7.10 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC senza pre-reformer............................ 94
Tab 7.11 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC senza pre-reformer............................ 94
Tab 7.12 - Caratteristiche elettrochimiche dei punti individuati................................................... 95
Tab 7.13 - Bilancio delle potenze.................................................................................................. 95
5
Tab 7.14 - Caratteristiche energetiche complessive...................................................................... 96
Tab 7.15 - Flussi di potenza con preriscaldamento dell'aria........................................................100
Tab 7.16 - Composizione e caratteristiche energetiche del syngas ............................................ 101
Tab 7.17- Caratteristiche energetiche della MCFC variando la portata di vapore...................... 102
Tab 7.17 - Composizione e caratteristiche energetiche del syngas ............................................ 103
Tab 7.19 - Flussi di energia con preriscaldamento dell'aria e recupero del residuo carbonioso. 104
Tab 7.20 - Caratteristiche energetiche complessive.................................................................... 105
Indice delle illustrazioni
Fig 1.1 - Esempi di commercializzazione degli scarti di lavorazione del legno........................... 15
Fig 1.2 - Schema di gassificatore a letto fisso controcorrente ...................................................... 21
Fig 1.3 - Schema di gassificatore a letto fisso equicorrente.......................................................... 22
Fig 1.4 - Schema di gassificatori di biomassa a letto fluido bollente e circolante.........................23
Fig 1.5 - Schema di gassificatore di biomassa a letto trascinato .................................................. 23
Fig 1.6 - Stato dell’arte delle tecnologie di gassificazione............................................................ 24
Fig 2.1 - Gassificatore WBG 15.................................................................................................... 25
Fig 2.2 - Condotto Venturi.............................................................................................................25
Fig 2.3 - Ciclone e cassetta di decantazione.................................................................................. 26
Fig 2.4 - Tank pump e scrubber pump...........................................................................................26
Fig 2.5 - Fine Filter........................................................................................................................ 27
Fig 2.6 - Safety Filter e torcia........................................................................................................ 27
Fig 2.7 - Motore............................................................................................................................. 29
Fig 2.8 - Alimentazione................................................................................................................. 29
Fig 2.9 - Alternatore.......................................................................................................................30
Fig 2.10 - Quadro elettrico.............................................................................................................30
Fig 2.11 - Carico elettrico.............................................................................................................. 31
Fig 2.12 - Schema dell'impianto di gassificazione........................................................................ 31
Fig 2.13 - Accensione del gassificatore......................................................................................... 33
Fig 2.14 - Lay-out dell'impianto di gassificazione........................................................................ 38
Fig 2.15 - Lay-out del laboratorio..................................................................................................39
Fig 3.1 - Biomassa utilizzata..........................................................................................................40
Fig 3.2 - Derivazione ugello.......................................................................................................... 43
6
Fig 3.3 - Schema del primo sistema di captazione del syngas.......................................................43
Fig 3.4 - Siringa usata per il prelievo.............................................................................................44
Fig 3.5 - Schema del secondo sistema di captazione del syngas .................................................. 44
Fig 3.6 - Gascromatografo............................................................................................................. 45
Fig 3.7 - Idrogeno.......................................................................................................................... 46
Fig 3.8 - Idrogeno, argon, metano e monossido di carbonio......................................................... 46
Fig 3.9 - Anidride carbonica, tracce di etano e propano................................................................46
Fig 3.10 - Fenomeni dissipativi sul gassificatore ......................................................................... 50
Fig 3.11 - Profilo di temperatura sulla superficie esterna del gassificatore...................................51
Fig 3.12 - Parametri caratteristiche per determinare la prevalenza manometrica......................... 56
Fig 3.13 - Curva caratteristica della pompa di scrubbing.............................................................. 56
Fig 4.1 - Reattore stechiometrico per il calcolo del potere calorifico............................................59
Fig 4.2 - Flussi di massa entranti ed uscenti dal gassificatore....................................................... 60
Fig 4.3 - Schema dell'impianto di gassificazione simulato con Aspen Plus..................................62
Fig 4.4 - Frazione in massa di CO................................................................................................. 66
Fig 4.5 - Frazione in massa di CO2............................................................................................... 66
Fig 4.6 - Frazione in massa di N2.................................................................................................. 66
Fig 4.7 - Frazione in massa di H2.................................................................................................. 66
Fig 4.8 - Frazione in massa di CH4............................................................................................... 66
Fig 4.9 - Temperatura di gassificazione.........................................................................................67
Fig 4.10 - Potere calorifico superiore del syngas...........................................................................67
Fig 4.11 - Portata massica di syngas..............................................................................................67
Fig 4.12 - Potenza termica del syngas........................................................................................... 67
Fig 5.1 - Generico stack di celle a combustibile............................................................................69
Fig 5.2 - Fonti primarie e combustibili utilizzabili in impianti con celle a combustibile..............73
Fig 5.3 - Schema di funzionamento di una MCFC........................................................................ 76
Fig 5.4 - MCFC della MTU .......................................................................................................... 76
Fig 6.1 - Sezione frontale del modello di cella e schema dei flussi...............................................78
Fig 6.3 - Schema della simulazione con Aspen Plus della MCFC alimentata con metano........... 80
Fig 7.1 - Schema dell'impianto con MCFC e recupero termico.................................................... 84
Fig 7.2 - Schema della simulazione con Aspen Plus della MCFC alimentata con il syngas.........86
Fig 7.3 - Composizione del flusso A-IN in funzione della portata di acqua................................. 91
7
Fig 7.4 - Potenza chimica e PCS del flusso in ingresso al comparto anodico (A-IN)................... 91
Fig 7.5 - Potenza ed efficienza elettrica ........................................................................................92
Fig 7.6 - Potenza ed efficienza termica..........................................................................................92
Fig 7.8 - Schema della simulazione della MCFC alimentata con il syngas senza pre reformer....93
Fig 7.9 - Diagramma a fiume dei flussi di energia in transito nei due impianti............................ 97
Fig 7.10 - Situazione attuale e con recupero del residuo carbonioso solido..................................98
Fig 7.11 - Schema di simulazione con preriscaldamento dell'aria di alimento al gassificatore.... 99
Fig 7.12 - Potenza chimica del syngas ed efficienza elettrica della MCFC................................ 102
Fig 7.13 - Schema con preriscaldamento dell'aria e riciclo del residuo carbonioso....................103
8
Acronimi e simboli
a
Diffusività termica
b
Comprimibilità isobarica
AIN-MID
Primo semi-comparto anodico
AMID-OUT
Secondo semi-comparto anodico
AFC (Alkaline Fuel Cell)
Cella a combustibile alcalina
B.F.B. (Bubbling Fluidized Bed)
Gassificatore a letto fluido bollente
C.F.B. (Circulating Fluidized Bed)
Gassificatore a letto fluidocircolante
C.G. (Cyclonic Gasifier)
Gassificatore a ciclone
CIN-MID
Primo semi-comparto catodico
CMID-OUT
Secondo semi-comparto catodico
cp
Calore specifico a pressione costante
D.G. (Dawndraft Gasifier)
Gassificatore a letto fisso equicorrente
DG
Energia libera di Gibbs
DHf
Entalpia di formazione di una sostanza
DHr
Entalpia di reazione
DMFC (Direct Methanol Fuel Cell)
Cella a combustibile a metanolo diretto
e
Emittenza emisferica totale di una superficie
E0
Tensione di circuito aperto
E.B.G. (Entrained Bed Gasifier)
Gassificatore a letto trascinato
F
Costante di Faraday
g
Accelerazione di gravità
GPL
Gas di petrolio liquefatti
Gr
Numero di Grashof
hc
Conduttanza convettiva
k
Conducibilità termica
H.G.D. (Hot Gas Desulfuration)
Desolforazione dei gas caldi
H.G.C.U. (Hot Gas Clean Up)
Lavaggio dei gas caldi
L
Dimensione caratteristica
MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell)
Cella a combustibile a carbonati fusi
NGC
Gas naturale compresso
N.I.S.T.
National Institute of Standards and Technology
9
Nu
Numero di Nusselt
p
Pressione di esercizio
PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell)
Cella a combustibile ad acido fosforico
PCHIM(PCI)
Potenza chimica riferita al PCI
PCHIM(PCS)
Potenza chimica riferita al PCS
PCI
Potere calorifico inferiore
Pconv
Potenza termica dispersa per convezione
PCS
Potere calorifico superiore
Pe
Potenza elettrica reale
PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell)
Cella a combustibile a membrana polimerica
Pirr
Potenza termica dispersa per irraggiamento
Pmantello
Potenza dispersa dal mantello del gassificatore
Pquench
Potenza sottratta al syngas durante il lavaggio
Pr
Numero di Prandtl
R
Costante dei gas
Ra
Numero di Rayleigh
r
Densità
S
Generica superficie
s
Costante di Stefan-Boltzmann
ss
Sostanza secca
SOFC (Solid Oxide Fuel Cell)
Cella a combustibile ad ossidi solidi
Tc
Temperatura del flusso caldo
Tf
Temperatura del flusso freddo
T∞
Temperatura dell'ambiente indisturbato
TS
Temperatura della generica superficie
U.G. (Updraft Gasifier)
Gassificatore a letto fisso controcorrente
UM
Unità di misura
V
Portata volumetrica
g
Viscosità cinematica
Vreale
Tensione reale di cella
W.B.G.
Wood Biomass Gasifier
XACO2
Frazione molare di CO2 nell'anodo
XCCO2
Frazione molare di CO2 nel catodo
10
XH2
Frazione molare di H2
XH2O
Frazione molare di H2O
XO2
Frazione molare di O2
11
Introduzione
Ad oggi, le biomasse soddisfano il 15% circa degli usi energetici primari nel mondo, con 55 milioni
di TJ/anno (1230 Mtep/anno). L’utilizzo di tale fonte mostra, però, un forte grado di disomogeneità
fra i vari Paesi. I Paesi in via di sviluppo, nel complesso, ricavano mediamente il 38% della propria
energia dalle biomasse, con 48 milioni di TJ/anno (1074 Mtep/anno), ma in molti di essi tale risorsa
soddisfa fino al 90% del fabbisogno energetico totale, mediante la combustione di legno, paglia e
rifiuti animali. Nei Paesi Industrializzati, invece, le biomasse contribuiscono appena per il 3% agli
usi energetici primari con 7 milioni di TJ/anno (156 Mtep/anno). In particolare, gli USA ricavano il
3,2% della propria energia dalle biomasse, equivalente a 3,2 milioni di TJ/anno (70 Mtep/anno);
l’Europa, complessivamente, il 3,5%, corrispondenti a circa 40 Mtep/anno, con punte del 18% in
Finlandia, 17% in Svezia, 13% in Austria.
L’Italia, con il 2% del proprio fabbisogno coperto dalle biomasse, è al di sotto della media europea.
I paesi del centro-nord Europa sono all'avanguardia, nello sfruttamento delle biomasse come fonte
energetica, avendo installato grossi impianti di cogenerazione e teleriscaldamento alimentati a
biomasse. La Francia, che ha la più vasta superficie agricola in Europa, punta molto anche sulla
produzione di biodiesel ed etanolo, per il cui impiego come combustibile ha adottato una politica di
completa defiscalizzazione. La Gran Bretagna invece, ha sviluppato una produzione trascurabile di
biocombustibili, ritenuti allo stato attuale antieconomici, e si è dedicata in particolare allo sviluppo
di un vasto ed efficiente sistema di recupero del biogas dalle discariche, sia per usi termici che
elettrici. La Svezia e l’Austria, che contano su una lunga tradizione di utilizzo della legna da ardere,
hanno continuato ad incrementare tale impiego sia per riscaldamento che per teleriscaldamento,
dando grande impulso alle piantagioni di bosco ceduo (salice, pioppo) che hanno rese 3÷4 volte
superiori alla media, come fornitura di materia prima. Nell’ottica della diversificazione delle fonti
rinnovabili, lo sfruttamento a fini energetici delle biomasse rappresenta, in particolare per l’Italia,
un
potenziale
giacimento
energetico,
che
permetterebbe
di
ridurre
la
vulnerabilità
nell’approvvigionamento delle risorse energetiche e l’importazione di energia elettrica. Si valuta,
infatti, che la disponibilità di biomasse residuali (legno, residui agricoli e dell’industria
agroalimentare, rifiuti urbani e dell’industria zootecnica), in Italia, corrisponde ad un ammontare
annuo di circa 66 milioni di t di sostanza secca, equivalente a 27 Mtep [1] con una percentuale sul
totale dei consumi energetici annui di circa il 19%.
Da un punto di vista ambientale bisogna dire che, durante la fase di crescita, le biomasse assorbono
CO2 dall'atmosfera che poi viene restituita all’ambiente durante i processi di combustione; pertanto,
12
il bilancio della CO2 che è uno dei principali gas climalteranti, è nullo. Inoltre le emissioni di
inquinanti acidi, ossidi di azoto, polveri e microinquinanti possono essere controllate con le
moderne tecnologie di combustione e depurazione dei fumi. Il basso contenuto di zolfo fa sì che,
quando utilizzate in sostituzione di carbone e di olio combustibile, le biomasse contribuiscano ad
alleviare fenomeni di acidificazione [2].
L'utilizzo della biomassa per fini energetici, dunque, determina indubbi benefici economici ed
ambientali, e può rappresentare un’opportunità di rilancio per alcuni comparti agricoli. Tuttavia, la
mancanza di adeguate tecnologie di conversione energetica per la piccola taglia ne limita l’utilizzo
alla media e grande scala, con elevati costi d’impianto e di logistica per la raccolta ed il
conferimento, ed un elevato impatto socio-ambientale, tutti fattori che spesso ne ostacolano la
realizzazione. Esistono diversi metodi per trattare la biomassa per scopi energetici. Tra questi il
sistema che offre, energeticamente ed economicamente, buone prospettive è la gassificazione della
biomassa lignocellulosica.
Il processo termochimico di gassificazione serve sostanzialmente a trasformare il combustibile
solido in un gas, che dopo un'opportuna depurazione, risulta idoneo all'utilizzo nei moderni sistemi
di conversione energetica, quali motori alternativi, turbine a gas e celle a combustibile, per la
produzione di energia elettrica. Nel panorama dei sistemi di conversione energetica attualmente
disponibili, che possono essere alimentati mediante il syngas prodotto da un impianto di
gassificazione di biomassa, le celle a combustibile a carbonai fusi (MCFC) offrono il miglior
compromesso in termini di efficienza elettrica, di emissioni prodotte, e di semplicità di gestione
sulla piccola e media taglia, con la possibilità di effettuare diversi recuperi di calore. Però allo stato
attuale della ricerca e dello sviluppo la possibilità di accoppiare un impianto di gassificazione di
biomassa di piccola taglia con il sistema di conversione suddetto non ha suscitato grande interesse.
Presso i locali della Industrial Packing, il Dipartimento di Ingegneria Industriale dell’Università
degli Studi di Cassino sta realizzando un laboratorio di ricerca sulla gassificazione per la
conversione energetica della biomassa, su piccola scala, nell'ottica di un accoppiamento ad uno
stack di celle a combustibile a carbonati fusi. Risulta dunque di fondamentale importanza
quantificare preventivamente le potenzialità del sistema energetico proposto sia per la
determinazione della configurazione impiantistica ottimale sia per suscitare maggiore interesse nei
confronti di questo argomento.
13
Capitolo 1 - Generalità sulla gassificazione di biomassa
La gassificazione è un processo termochimico attraverso il quale si realizza la conversione di un
combustibile solido in un gas principalmente costituito da idrogeno e monossido di carbonio. Il gas
di sintesi, o syngas, opportunamente trattato, può competere con il gas naturale oppure può essere
depurato sino alla produzione di solo idrogeno. Il syngas può essere, infatti, utilizzato per la
produzione di calore in normali boiler o per alimentare direttamente motori alternativi, turbine a gas
o celle a combustibile; può inoltre subire ulteriori trattamenti, per la produzione di biocombustibili,
trasformandosi in alcool metilico mediante processi di sintesi. Nella gassificazione di biomassa il
combustibile solido è costituito da residui ligno-cellulosici (cippato di legno, sfalci, pellets, ecc.) e
la composizione del syngas dipende notevolmente dal tipo di biomassa utilizzata, dalla pezzatura e
dal grado di umidità presente. Gli elementi gassificanti, normalmente utilizzati, sono aria, ossigeno
e/o vapore. Il syngas contiene molte impurità, tra cui polveri, catrami e metalli pesanti, pertanto,
prima di essere utilizzato, deve essere raffreddato e purificato. Le attuali tecnologie di
gassificazione di biomassa derivano da quelle sviluppate per la gassificazione del carbone
opportunamente modificate per tener conto delle differenti caratteristiche di movimentazione e di
contenuto energetico della biomassa [3]. Quest'ultima, infatti, a causa dell’elevato contenuto di
sostanze volatili, presenta un grado di reattività maggiore rispetto al carbone e ciò permette di
operare a temperature di gassificazione mediamente più basse rispetto a quelle richieste per la
gassificazione del carbone, per cui si ha una maggiore durata dei catalizzatori e la possibilità di
utilizzare materiali economici. Il processo di gassificazione di biomassa per la produzione di
idrogeno viene considerato come il più economico tra quelli basati sulle fonti rinnovabili [4].
1.1
La biomassa
Con il termine biomassa solitamente si indica un vasto insieme di materiali di natura estremamente
eterogenea. In generale, è biomassa tutto ciò che ha matrice organica, ovvero il materiale organico
costituito o derivato da organismi vegetali o loro componenti, utilizzabile in processi di
trasformazione termochimica o biochimica con esclusione delle plastiche e dei materiali fossili, che,
pur rientrando nella chimica del carbonio, non hanno nulla a che vedere con la caratterizzazione che
qui interessa dei materiali organici. La prima grossa distinzione in seno alle biomasse è quella tra :
•
Biomassa vegetale, e cioè la materia che costituisce le piante. L’energia in essa contenuta è
energia solare immagazzinata durante la crescita per mezzo della fotosintesi clorofilliana.
14
•
Biomassa animale, e cioè la quota di biomassa vegetale che, attraverso le catene alimentari,
passa al mondo animale e che viene resa disponibile mediante gli escrementi, le carcasse o
gli avanzi, costituendo pertanto biomassa derivata indirettamente dalla fotosintesi
clorofilliana.
In genere la biomassa utilizzabile ai fini energetici consiste in tutti quei materiali organici che
possono essere utilizzati direttamente come combustibili ovvero trasformati in altre sostanze
(solide, liquide o gassose) di più facile utilizzo negli impianti di conversione. Nell'ambito dei
processi di gassificazione, la biomassa di origine vegetale rappresenta il combustibile primario. I
materiali più idonei e maggiormente utilizzati per questo tipo di processo sono i materiali cellulosici
e ligno cellulosici, con un rapporto Carbonio/Azoto superiore a 30, meno di un atomo di azoto ogni
trenta di carbonio [5].
Fig 1.1 - Esempi di commercializzazione degli scarti di lavorazione del legno
1.2
Il processo di gassificazione
La biomassa, prima di essere introdotta nel reattore principale, è opportunamente pretrattata per
risultare idonea al processo di gassificazione: la pezzatura viene regolata mediante cippatrice,
mentre il grado di umidità viene regolato per mezzo dell'essiccamento che sfrutta il calore
proveniente dal reattore di gassificazione. Nel reattore vero e proprio la gassificazione avviene
essenzialmente attraverso tre stadi: il primo è detto di pirolisi, il secondo di ossidazione ed il terzo
di riduzione. Il primo stadio di gassificazione, e cioè la pirolisi, è un processo di decomposizione
termochimica del solido organico, ottenuto mediante l’apporto di calore, a temperature comprese tra
15
400÷800 °C, in completa assenza di un agente ossidante. Il gas di pirolisi è comunemente costituito
da N2, CO2, CO, CH4, H2, idrocarburi come etano, etilene e piccole percentuali di composti organici
gassosi e vapore d’acqua. Nel processo di pirolisi, inoltre, si forma una frazione liquida (tar) e una
frazione solida (char). La prima contiene alcune sostanze organiche, come acidi, alcoli, aldeidi,
chetoni, esteri e composti fenolici, aventi un basso peso molecolare medio rispetto a quello presente
nella biomassa; mentre la seconda contiene oltre a solidi organici non convertiti, e carbonio solido
residuo proveniente dalla decomposizione della biomassa, anche materiali inorganici come la
cenere. In genere i prodotti della pirolisi sono molteplici e non facilmente determinabili e
dipendono essenzialmente dai metodi di pirolizzazione.
Il secondo stadio di gassificazione, e cioè l'ossidazione, è un processo di combustione parziale dei
prodotti di pirolisi e della biomassa fresca. In questa fase, infatti, una parte delle sostanze
carboniose prodotte nel primo stadio e parte della biomassa fresca sono bruciati insieme con aria in
difetto rispetto alla condizione stechiometrica, con l'unico scopo di fornire il calore necessario alle
reazioni endotermiche di gassificazione. Le reazioni esotermiche tipiche che avvengono nel
secondo stadio sono le seguenti:
•
•
Combustione del carbonio solido
C + ½ O2
à
CO
ΔH0 = - 123 kJ
C + O2
à
CO2
ΔH0 = - 406 kJ
Combustione del monossido di carbonio
CO + ½ O2
•
à
CO2
ΔH0 = - 283 kJ
Combustione dell’idrogeno
H2 + ½ O2
à
H2O
ΔH0 = - 242 kJ
Il terzo stadio della gassificazione, e cioè la riduzione, comprende un gran numero di reazioni, sia
esotermiche che endotermiche, che hanno luogo generalmente in una zona denominata letto di
riduzione in cui è presente carbonio solido che reagisce con i prodotti della pirolisi e
dell'ossidazione parziale. Le reazioni tipiche che avvengono nel terzo stadio sono le seguenti:
•
Gassificazione con biossido di carbonio
C + CO2
à
2 CO
ΔH0 = - 160 kJ
16
•
•
Gassificazione con acqua
C + H2O
à
CO + H2
ΔH0 = - 119 kJ
C + 2 H2O
à
CO2 + 2 H2
ΔH0 = 78 kJ
2 C + 2 H2O à
CO2 + CH4
ΔH0 = - 11 kJ
Gassificazione con idrogeno
C + 2 H2
•
CH4
ΔH0 = - 87 kJ
CO2 + H2
ΔH0 = 41 kJ
Shift del vapore
CO + H2O
•
à
à
Processo diretto per la metanazione ed inverso per lo steam reforming
à
CH4 + H2O
ΔH0 = 206 kJ
2 CO + 2 H2 à
CH4 + CO2
ΔH0 = - 248 kJ
CH4 + 2 H2O
ΔH0 = 217 kJ
CO + 3 H2
CO + 4 H2
à
Infine si ha la separazione delle frazioni prodotte che può avvenire in maniera diretta, per caduta o
per diversità delle fasi, o indiretta in modo meccanico attraverso lavaggi e centrifughe. In
particolare si ha la separazione nelle seguenti fasi:
•
Fase gassosa, e cioè il syngas, composto sostanzialemte da N2, CO, CH4, H2 CO2, ossidi
d’azoto e composti azotati quali HCN e NH3. In percentuali ridotte si trovano altri composti
gassosi derivati da idrocarburi pesanti formatisi nel primo stadio di gassificazione o
provenienti da impurità della biomassa di partenza come può succedere a causa della
presenza di zolfo e cloro.
•
Fase liquida, composta da acqua, idrocarburi pesanti, metalli alcalini (sodio e potassio).
•
Fase solida, composta dal carbonio residuo che non ha preso parte alle reazioni, ceneri,
assieme ad altre sostanze come ossidi di alluminio, silicio ecc.. Il carbone prodotto può
essere riutilizzato per rigenerare il letto di riduzione. Nella fase solida si trovano anche
depositi di particolati che, a seconda delle dimensioni, possono essere presenti anche in
sospensione nella fase liquida e nella fase gassosa.
Inoltre è presente una fase semisolida o semiliquida oleosa di catrame vegetale. Esso costituisce un
prodotto indesiderato in quanto, anche se ha, rispetto a quello bituminoso, meno idrocarburi
aromatici e cancerogeni, presenta abbondanti costituenti fenolici, composti azotati e ossigenati,
comunque tossici. La produzione di catrame è massima con bassi tempi di residenza e moderate
17
temperature 500÷600 °C, ciò è dovuto alla lentezza delle reazioni di decomposizione del catrame
stesso al di sotto dei 600 °C. E’ preferibile quindi che venga minimizzata la formazione di catrame
già nello stadio della pirolisi e vengano favorite, nello stadio successivo, le reazioni in fase gassosa
del catrame, in particolare quelle di cracking [6]. La completa distruzione del catrame può essere
ottenuta solo utilizzando alte temperature, almeno al di sopra di 1000 °C, che però comportano
problemi di fluidizzazione, oppure mediante l’impiego di appositi catalizzatori, che nel reattore
vengono di fatto resi inefficaci per la presenza di residui solidi carboniosi. In definitiva dal
gassificatore esce un gas di sintesi contenente comunque catrame e altri prodotti indesiderati oltre al
carbone ed alle ceneri, per la cui eliminazione si rende necessario un adeguato trattamento di
pulitura e smaltimento.
1.3
Le caratteristiche del syngas
La composizione tipica del syngas proveniente dalla gassificazione varia a seconda dell’agente
gassificante impiegato, della tipologia di biomassa e del tipo di tecnologia di gassificazione
utilizzata. Nella tabella 1.1 sono riportate le composizioni tipiche di alcuni syngas ottenuti
utilizzando differenti agenti ossidanti [8].
Tab 1.1 - Composizione tipica (%) di un syngas da biomassa a seconda dell'agente ossidante
Sostanza
Aria
Ossigeno
Vapore
CO
12-15
30-37
32-41
CO2
14-17
25-29
17-19
H2
9-10
30-34
24-26
CH4
2-4
4-6
12,4
N2
56-59
2-5
2,5
Anche il potere calorifico (PCS) del syngas è influenzato notevolmente dalla tipologia di biomassa
e dell'agente ossidante. Valori tipici oscillano in un ampio intervallo, da circa 4 MJ/Nm3 a 15
MJ/Nm3. Oltre a questi composti, il syngas contiene contaminanti, la cui concentrazione, deve
essere ridotta al minimo per non danneggiare o influenzare il successivo trattamento e/o utilizzo e
per limitare l’emissione di questi in atmosfera. I principali sono:
•
contaminanti gassosi (principalmente COS, H2S, SO2, NOx, HCl ed altri composti clorati)
•
composti carboniosi condensabili (tar)
•
metalli pesanti (Hg, ecc.)
18
•
alcali e polveri
Il livello di depurazione che è necessario raggiungere dipende dall’utilizzazione finale a cui il
syngas è destinato. Un livello di depurazione non troppo spinto (depolverazione) può essere
sufficiente nel caso di un suo utilizzo come gas riducente per processi industriali o come
combustibile in forni per la produzione di cemento o laterizi [7]. Una depurazione maggiore è
necessaria nel caso di generazione di energia elettrica con motori volumetrici a combustione interna
(depolverazione, desolforazione) o con turbine a gas e celle a combustibile ad alta temperatura
(depolverazione; rimozione specie solforate ed alcaline). La massima purezza è indispensabile
quando il syngas è utilizzato in tutti i processi che fanno uso di catalizzatori selettivi: produzione di
metanolo o di altri idrocarburi combustibili (generalmente indicati col nome di synfuels),
ammoniaca o idrogeno destinato alle celle a combustibile a bassa temperatura.
1.4
Le tecnologie disponibili
Le biomasse possono essere gassificate utilizzando metodi indiretti e diretti. La gassificazione
indiretta, come avviene negli impianti della Battelle-Columbus Laboratoires and Future Energy
Resource Corporation (BLC/FERCO), usa un vettore termico, come la sabbia, per trasferire calore
dal bruciatore alla camera di gassificazione. Nella gassificazione diretta, invece, il calore alla
camera è fornito dalla combustione di una parte delle biomasse. In generale, il costo dell'idrogeno
prodotto tramite gassificazione indiretta è leggermente inferiore di quello dell'idrogeno ottenuto per
tecnica diretta.
I tipi di gassificatori utilizzati per la gassificazione di biomasse sono riportati in tabella 1.2.
Tab 1.2 - Tipologie di gassificatori di biomassa
Gassificatore
Atmosferico
Pressurizzato
Acronimo
A letto fluido circolante
●
●
C.F.B. (Circulating Fluidized Bed)
A letto fluido bollente
●
●
B.F.B. (Bubbling Fluidized Bed)
A letto fisso controcorrente
●
U.G. (Updraft Gasifier)
A letto fisso equicorrente
●
D.G. (Dawndraft Gasifier)
A letto trascinato
●
E.B.G. (Entrained Bed Gasifier)
A ciclone
●
C.G. (Cyclonic Gasifier)
I gassificatori considerati possono operare a pressione atmosferica o possono essere pressurizzati:
nel funzionamento a pressione atmosferica la configurazione d’impianto, la gestione delle ceneri e
19
dell’alimentazione e l’interfaccia con l’apparato di depurazione sono relativamente semplici; mentre
il funzionamento in pressione, seppure più complesso e più costoso, permette di ottenere un gas di
sintesi più pregiato e di recuperare energia dall’eventuale espansione del gas stesso. In tabella 1.3
sono riportate, per ciascuna tipologia di gassificatore di biomassa, le caratteristiche medie del gas di
sintesi.
Tab.1.3 - Composizione del syngas
Gassificatore
Agente
ossidante
H2
CO
CO2
CH4
N2
Idrocarburi
pesanti
Ceneri
B.F.B.
aria
9
14
20
7
50
media
bassa
C.F.B.
ossigeno
57
26,3
12,3
1,7
2,7
media
bassa
D.G.
aria
11
24
9
3
53
bassa
buona
U.G .
aria
17
21
13
1
48
buona
media
U.G.
ossigeno
32
48
15
2
3
buona
buona
La tabella 1.4 mostra altre caratteristiche del gas di sintesi, in particolare l’efficienza indicata è
calcolata come rapporto tra l’energia totale del gas di sintesi (termica e chimica) e l’energia chimica
della biomassa entrante. Inoltre l'energia specifica è valutata considerando il potere calorifico
superiore (PCS).
Tab 1.4 - Caratteristiche del gas di sintesi, efficienza di gassificazione
Agente
Portata di biomassa
PCS
Temperatura del gas
Efficienza
ossidante
t/h
MJ/Nm3
°C
%
D.G.
aria
0,1-0,7
4,5-6
400-1000
70-90
U.G.
aria
0,2-10
4,5-6
100-400
60-80
B.F.B.
aria
0,3-15
4-6
500-900
70-80
C.F.B.
aria
2-3
5-6,5
700-1100
75-85
Gassificatore
20
1.4.1 Letto fisso controcorrente
Il gassificatore a letto fisso controcorrente (U.G.) prevede l’ingresso della biomassa dall’alto e
quello dell’agente gassificante dal basso. In figura 1.2 è possibile distinguere le diverse fasi:
1. il syngas caldo che sale essicca la biomassa che scende verso il basso;
2. la biomassa essiccata pirolizza ad alta temperatura, i gas prodotti alimentano il syngas che
sale, mentre il carbonio solido scende;
3. il carbonio solido si riduce reagendo con i prodotti di combustione per produrre ulteriore CO
e H2;
4. parte della biomassa fresca e il residuo carbonioso solido bruciano con aria;
5. le ceneri si separano e cadono sul fondo.
Fig 1.2 - Schema di gassificatore a letto fisso controcorrente
I vantaggi di questa tecnologia risiedono nella versatilità, nella possibilità di processare biomasse ad
elevato contenuto di umidità, nella semplicità della struttura che comunque risulta robusta,
nell’elevata efficienza termica, nella bassa temperatura di uscita del syngas e nella possibilità di
coprire una vasta gamma di potenze. Se da un lato la temperatura non troppo elevata del syngas
riduce le perdite nella sezione di clean-up, non vi è la possibilità di disporre di una fonte di calore
interna da utilizzare per la produzione del vapore necessario al processo di gassificazione. Inoltre,
data l’elevata quantità di idrocarburi pesanti, è necessario dotare il sistema di una sezione di
lavaggio del syngas, con incremento dei costi complessivi.
1.4.2 Letto fisso equicorrente
Nel gassificatore a letto fisso equicorrente (D.G.) l’agente gassificante, aria e/o vapore, scende
21
dall’alto del reattore insieme alla biomassa. Il processo di gassificazione può essere distinto nelle
seguenti fasi:
1. la biomassa viene essiccata mediante il calore prodotto nel reattore;
2. la biomassa pirolizza producendo syngas, tar e char;
3. parte dei prodotti della pirolisi e biomassa bruciano con aria per fornire il calore richiesto;
4. i gas prodotti reagiscono con il residuo carbonioso solido per produrre ulteriore CO e H2;
5. il residuo carbonioso solido e le ceneri cadono attraverso la griglia inferiore.
Fig 1.3 - Schema di gassificatore a letto fisso equicorrente
Tra i vantaggi del gassificatore a letto fluido equicorrente vi è sicuramente la semplicità della
struttura, la versatilità nei confronti della biomassa, il discreto livello di pulizia del gas prodotto in
particolare nei confronti degli idrocarburi pesanti. Ciò è dovuto alle temperature più elevate del
gassificatore, rispetto al caso controcorrente, che permettono di scindere gli idrocarburi mediante
azione termica (cracking termico). Tra gli svantaggi, invece, c'è la necessità di utilizzare biomassa
con un ridotto tasso di umidità e l’elevata temperatura del syngas, per cui bisogna prevedere una
sezione di recupero termico.
1.4.3 Letto fluido bollente e circolante
I gassificatori a letto fluido bollente (B.F.B.) prevedono un intimo contatto tra la fase solida della
biomassa e quella gassosa dell’agente ossidante. Il moto all’interno del reattore distribuisce i
reagenti in tutto il volume eliminando i gradienti di temperatura. La tecnologia a letto fluido
circolante (C.F.B.) permette, tramite il ricircolo del gas di sintesi, del carbonio residuo e dell’inerte
impiegato come catalizzatore, di aumentare il grado di purezza e il contenuto energetico del gas di
sintesi. La figura 1.4 mostra le due tipologie di gassificatori a letto fluido bollente e circolante.
22
Fig 1.4 - Schema di gassificatori di biomassa a letto fluido bollente e circolante
1.4.4 Gassificatore a letto trascinato
I gassificatori a letto trascinato (E.B.G.) sono generalmente adatti per grandi potenze e sono ancora
in via di sviluppo. In questi la biomassa ridotta in polvere, miscelata generalmente a vapore, viene
risucchiata all'interno del reattore dall'agente ossidante in ingresso. La figura 1.5 mostra lo schema
di un gassificatore a letto trascinato. Le temperature di gassificazione sono molto elevate e questo
consente di eliminare i problemi dovuti alla formazione di catrame, infatti il carbonio viene
convertito completamente e c'è una bassissima produzione di tar. Essi, d'altro canto, richiedono
biomassa polverizzata finemente, e ciò implica tecnologie complesse, costose e non facilmente
gestibili [8].
Fig 1.5 - Schema di gassificatore di biomassa a letto trascinato
1.4.5 Gassificatore a ciclone
I gassificatori a ciclone (C.G.) sono stati recentemente oggetto di sperimentazione per un utilizzo
23
con biomasse. Essi sono sostanzialmente dei gassificatori a letto fluido in cui la disposizione
particolare dei condotti di alimento dell'agente ossidante provoca una sorta di vortice all'interno
della camera di reazione. Per mezzo di questo vortice interno si ha una migliore separazione della
cenere e dei metalli alcalini ed il syngas in uscita non richiede particolari e costosi trattamenti di
purificazione. Attualmente però sono in fase di sviluppo dei combustori secondari che dovrebbero
riuscire a mantenere stabile la fiamma, che rappresenta, attualmente, il punto debole per lo sviluppo
di questa tecnologia [9]. I gassificatori a ciclone risulterebbero avere una buona richiesta di mercato
se venissero commercializzati, per via della loro semplicità costruttiva, ma attualmente non sono
presenti produzioni di serie di questo tipo di gassificatori [10].
1.5
Lo stato dell'arte nella gassificazione di biomassa
In figura 1.6 è rappresentato lo stato dell’arte dei gassificatori di biomassa considerando le
potenzialità commerciali e il progresso tecnologico offerti dalle diverse tecnologie. Nessun'azienda
sta sviluppando sistemi pressurizzati per quanto riguarda le tipologie a letto fisso, a ciclone e a letto
trascinato. Attualmente per grandi taglie impiantistiche la soluzione più affidabile e tecnicamente
avanzata è quella a letto fluido circolante; per taglie intermedie la soluzione più attraente e
tecnicamente competitiva è quella a letto fluido bollente; invece, per quanto riguarda le piccole
taglie i sistemi a letto fisso equicorrente sono quelli più indicati [10].
Fig 1.6 - Stato dell’arte delle tecnologie di gassificazione
24
Capitolo 2 – Il gassificatore di biomassa WBG 15
Nell’ambito del PRIN 2003 (Progetto di Ricerca a Rilevante Interesse Nazionale) il Dipartimento di
Ingegneria Industriale dell'Università degli Studi di Cassino ha acquisito un gassificatore di
biomassa completo di gruppo elettrogeno della Ankur Scientific Energy Technologies. Tale
impianto è stato consegnato all’Università degli Studi di Cassino a luglio 2005 ed è stato allestito
temporaneamente un laboratorio presso lo stabilimento della Industrial Packing a San Pietro Infine
dove è stato assemblato dal personale addetto e sono state effettuate le prove di collaudo.
2.1
Descrizione del funzionamento del gassificatore di biomassa
Il gassificatore (figura 2.1) viene rifornito di biomassa attraverso il coperchio superiore fino al
riempimento completo della tramoggia. Quest’ultima, una volta riempita, viene chiusa
ermeticamente e il coperchio viene fissato mediante un apposito gancio a vite. L’aria, in difetto
rispetto alla quantità stechiometrica necessaria alla combustione totale della biomassa, entra
all’interno dei due ugelli posti alla base della tramoggia.
Fig 2.1 - Gassificatore WBG 15
Fig 2.2 - Condotto Venturi
Il reattore trattiene la biomassa per il periodo di tempo necessario alle reazioni di gassificazione. In
seguito la cenere e il residuo carbonioso solido vengono spostati nella parte inferiore, attraverso un
25
setto metallico forato, grazie ad un sistema temporizzato denominato “Comb Rotor Motor”, dove
vengono raccolti nel cono di scarico per essere asportati a mano, periodicamente ogni 8 ore di
funzionamento. Il syngas, formatosi nel reattore, passa attraverso il setto perforato e si raccoglie al
disopra di questo nella zona anulare circostante il reattore, qui c’è un collettore collegato con la
zona di lavaggio e raffreddamento composta da: un canale Venturi, un ciclone di separazione del
syngas dall’acqua di lavaggio, una zona di filtraggio fine e un filtro di sicurezza, una torcia e un
condotto di collegamento con il sistema di alimentazione del motore. Il syngas grezzo prodotto nel
gassificatore viene risucchiato all’interno del condotto Venturi (figura 2.2) dall’acqua di lavaggio.
Questa operazione consente al tempo stesso di raffreddare e di lavare il syngas eliminando la
maggior parte del particolato (scrubbing).
Fig 2.3 - Ciclone e cassetta di decantazione
Fig 2.4 - Tank pump e scrubber pump
L’acqua viene separata dal syngas in un ciclone e viene raccolta alla base in una vaschetta di
decantazione (figura 2.3) per essere poi inviata in 2 serbatoi di raffreddamento per mezzo di una
pompa denominata “Tank Pump” (figura 2.4). Contemporaneamente la pompa di mandata dello
scrubber, denominata “Scrubber Pump”, preleva acqua dai serbatoi e la invia al condotto Venturi. Il
syngas raffreddato e parzialmente lavato esce dal ciclone ed entra in due filtri, denominati “Fine
Filters” (figura 2.5) all’interno dei quali vi è segatura che funge da materiale filtrante ed assorbe
gran parte dell’acqua e del particolato residui. Il materiale filtrante è inserito in un contenitore
realizzato con un tessuto che permette il passaggio del syngas e funge da setto di separazione.
26
Fig 2.6 - Safety Filter e torcia
Fig 2.5 - Fine Filter
All’uscita dei due filtri vi è un ulteriore filtro di sicurezza denominato appunto “Safety Filter”, in
figura 2.6, contenente soltanto un setto di separazione realizzato in tessuto, ciò al fine di evitare che
corpi estranei possano essere aspirati dal motore danneggiandolo. A questo punto il syngas pulito e
raffreddato entra in un condotto collegato ad un raccordo a “T” per cui si può scegliere, mediante
appositi rubinetti a sfera, di inviarlo al motore o di bruciarlo in torcia. In tabella 2.1 sono riportate le
caratteristiche tecniche del gassificatore dichiarate dal costruttore.
Tab 2.1 - Caratteristiche del gassificatore
Caratteristica
UM
Tipologia di gassificatore
Descrizione
A letto fisso equicorrente
Rimozione delle ceneri
Manuale, ogni 8 ore di funzionamento
Tipologia di biomassa
Cippato dimensione max di 25x25 mm
Umidità massima della biomassa
Inferiore al 20% di umidità relativa
Caricamento della biomassa
Manuale, ogni ora di funzionamento
PCI medio del syngas
kJ/Nm3
4186
Temperatura massima
°C
1050 – 1100
Capacità della tramoggia
m3
0,4
3
Nm /h
35
kg/h
10 -12
%
>75
Portata di syngas
Portata di biomassa
Efficienza media di gassificazione
27
In tabella 2.2 sono riportate le caratteristiche degli ausiliari.
Tab 2.2 - Caratteristiche degli ausiliari
Descrizione
Comb Rotor Motor
Vibrator Motor
Assorbimento
UM
Motore elettrico trifase a induzione
kW
0,09
Tensione
V
415
Corrente a pieno carico
A
0,5
Velocità angolare
giri/min
Demoltiplica solo per il
Comb Rotor Motor
Scrubber Pump
Tank Pump
Assorbimento
kW
1370
3000:1
Pompa centrifuga monofase
0,37
Tensione
V
230
Corrente a pieno carico
A
2,5
giri/min
2900
m
5 – 38
Portata
l/min
5 – 40
Assorbimento globale
kW
0,92
Velocità angolare
Prevalenza
2.2
Caratteristica
Descrizione del gruppo elettrogeno in dotazione
Il gruppo elettrogeno in dotazione è costituito da un motore a combustione interna, a ciclo diesel
convertito a ciclo otto sostituendo gli iniettori con candele di accensione. L'albero motore è
collegato assialmente con un giunto elastico ad un alternatore trifase. E' richiesto un collegamento
con la rete elettrica per fornire la necessaria energia ai vari ausiliari fin tanto che il gruppo
elettrogeno non va a regime, a questo punto l’impianto diventa completamente autonomo e la rete
elettrica può essere scollegata. Una volta che il syngas viene inviato al gruppo elettrogeno (figura
2.7) quest’ultimo può essere fatto partire per mezzo dell’avviamento elettrico alimentato da una
comune batteria. Il sistema di alimentazione del motore è costituito da un raccordo a croce in cui, se
si esamina la figura 2.8, a destra entra il syngas, a sinistra entra l’aria comburente opportunamente
filtrata, il tutto viene aspirato nel condotto inferiore che si sdoppia e alimenta i due cilindri. Nella
parte superiore del raccordo a croce vi è una valvola di sicurezza costituita da una membrana in
gomma che, nel caso di violenti ritorni di fiamma, assolve la funzione di preservare l’alimentazione.
28
Tab 2.3 - Caratteristiche del gruppo elettrogeno
Descrizione
UM
Costruttore
Fieldmarshall
Raffreddato a liquido con avviamento
elettrico e comando automatico per la
regolazione della farfalla
Caratteristiche del
motore
Cilindrata
Caratteristica
cm3
2500
Numero di cilindri
2
Velocità angolare al
punto di
giri/min
1500
funzionamento
Potenza elettrica lorda
kW
10
Tipologia di
Alternatore auto-regolato ed auto-eccitato,
generatore elettrico
accoppiato direttamente all’albero motore.
Tensione di esercizio
V
415
Numero di fasi
3
La regolazione della potenza viene effettuata per mezzo di due valvole a farfalla situate una nel
condotto di adduzione dell’aria e l’altra nel condotto di adduzione della miscela aria/syngas, queste
sono collegate insieme mediante manovellismi comandati direttamente dall’alternatore (figura 2.9).
Quando la frequenza della corrente generata supera una determinata soglia, il comando chiude
l’alimentazione.
Fig 2.7 - Motore
Fig 2.8 - Alimentazione
29
Fig 2.9 - Alternatore
Fig 2.10 - Quadro elettrico
Un quadro elettrico, in figura 2.10, permette di controllare visivamente e comandare tutto il sistema.
In particolare, nella parte inferiore del pannello, ci sono i seguenti strumenti di comando e controllo
dell’impianto di gassificazione:
•
Commutatore generale a tre vie, che consente di utilizzare sia la rete elettrica per il
funzionamento degli ausiliari (posizione “Rete”) sia la corrente generata dall’alternatore
(posizione “Genset”), oppure di disattivare tutto il sistema (posizione “Off”)
•
Interruttore di avviamento della “Tank Pump”
•
Interruttore di avviamento della “Scrubber Pump”
•
Interruttore di avviamento del “Comb Rotor Motor” manualmente oppure in automatico
secondo la regolazione di un timer interno al quadro elettrico
Nella parte superiore ci sono, invece, gli strumenti analogici per il controllo visivo delle
caratteristiche elettriche in uscita dall’alternatore, in particolare c’è:
•
Misuratore della frequenza istantanea
•
Misuratore della tensione trifase istantanea prodotta dal generatore
•
Amperometri per ogni singola fase per la corrente assorbita dal carico elettrico
inoltre è presente un contatore dell’energia elettrica prodotta dal gruppo elettrogeno. Il carico
elettrico è stato realizzato utilizzando 6 termoconvettori disposti su un ripiano dotato di rotelle per
poter essere movimentato (figura 2.11). Il collegamento tra il quadro di controllo e il carrello dei
30
carichi elettrici è stato effettuato mediante un cavo penta polare (3F+N+T) lungo 10 m. All’uscita
del quadro di controllo, prima dell’utilizzazione, è stato inserito un interruttore magnetotermico e
differenziale. Sul carrello infine avviene la suddivisione del carico elettrico nelle tre fasi mediante
un’apposita scatola di derivazione, a cui sono collegate sei prese, una per ogni termoconvettore.
Fig 2.11 - Carico elettrico
I termoconvettori hanno una potenza che può essere settata su due valori, (1000 e 2000 W) per cui
per ogni singola fase ci devono essere due termoconvettori uno settato su 1000 W e l’altro su 2000
W, in modo che l’assorbimento totale sulle tre fasi sia di 9 kW cioè la potenza netta fornita dal
gruppo elettrogeno. In definitiva lo schema impiantistico completo è mostrato nella figura 2.12.
Fig 2.12 - Schema dell'impianto di gassificazione
31
2.3
Procedure di avviamento e di spegnimento dell'impianto di gassificazione
Una volta che la tramoggia è caricata di biomassa ed il coperchio del gassificatore è ben serrato, la
sequenza di operazioni di avviamento è la seguente:
1. apertura ugelli dell’aria di alimento al gassificatore;
2. verifica del corretto posizionamento delle valvole deviatrici all’uscita del filtro di sicurezza:
la valvola dell’alimentazione al motore deve essere chiusa, mentre quella della torcia del
syngas deve essere lasciata aperta;
3. posizionamento del commutatore sul quadro di controllo sulla posizione “Rete” (in questo
modo tutto l’impianto viene alimentato dalla rete elettrica), a questo punto si avviano
automaticamente il Comb Rotor Motor e il Vibratore della tramoggia;
4. avviamento della “Tank Pump” mediante l’apposito interruttore sul quadro di controllo,
l’acqua contenuta all’interno della vaschetta di decantazione viene aspirata e inviata ai
serbatoi;
5. avviamento della “Scrubber Pump” mediante l’apposito interruttore sul quadro di controllo,
viene prelevata l’acqua dai serbatoi e mandata nel condotto Venturi;
6. accensione della torcia di avviamento con gasolio (attualmente si dispone di questa
tecnologia, ma può essere utilizzata anche una pistola ad aria calda);
7. avviamento del gassificatore avvicinando la torcia accesa agli ugelli dell’aria (figura 2.13);
il flusso d’acqua della “Scrubber Pump” all’interno del condotto Venturi provoca una
depressione che risucchia la fiamma della torcia all’interno degli ugelli (per ogni ugello la
torcia accesa deve rimanere in posizione per circa 40 secondi);
8. controllo, mediante appositi occhiali di protezione, dello stato di innesco del processo di
gassificazione attraverso l’orifizio degli ugelli;
9. controllo generale sui misuratori di pressione differenziale che ci sono sul gassificatore, sul
collettore del syngas, sui filtri, e sul filtro di sicurezza;
10. accensione della torcia del syngas dopo circa 3 minuti; si controlla che la fiamma sia
regolare e trasparente, indice appunto che la gassificazione sta andando a regime e che si sta
producendo idrogeno;
11. chiusura contemporanea della valvola della torcia e apertura della valvola sul condotto di
alimentazione del motore;
12. avviamento del gruppo elettrogeno mediante chiavetta posizionata nella parte anteriore del
motore;
32
13. riscaldamento del motore azionando manualmente il manovellismo per la regolazione delle
valvole a farfalla del sistema di alimentazione fino a che il voltmetro e il misuratore di
frequenza non indicano stabilmente rispettivamente 415 V e 50 Hz;
14. commutazione sul quadro di controllo nella posizione “Genset” a questo punto la rete
elettrica è scollegata e l’impianto funziona autonomamente;
15. chiusura del relè collegato al carico elettrico;
16. accensione contemporanea di 3 termoconvettori, uno per ogni fase, sulla posizione 1000 W,
in questo modo il carico elettrico sarà complessivamente di 3 kW, si da modo al gruppo
elettrogeno di auto-regolarsi e poi si passa all’operazione successiva;
17. commutazione della posizione dei tre termoconvettori sulla posizione 2000 W, in questo
modo il carico elettrico complessivo è di 6 kW, si da modo al gruppo elettrogeno di autoregolarsi e poi si passa all’operazione successiva;
18. accensione dei rimanenti termoconvettori sulla posizione 1000 W, in questo modo il carico
elettrico raggiunge 9 kW.
Ora l’impianto di gassificazione è in funzione permanente e per rimanere tale è necessario rifornire
la tramoggia con 10-12 kg/ora di biomassa e asportare le ceneri prodotte ogni 8 ore di
funzionamento continuo.
Fig 2.13 - Accensione del gassificatore
33
Le operazioni di spegnimento sono pressappoco analoghe a quelle di avviamento ma in ordine
inverso.
1. si riduce il carico elettrico dissipativo;
2. si devia il flusso di syngas verso la torcia che viene riaccesa;
3. si passa alla configurazione rete agendo sul commutatore generale e si spegne il gruppo
elettrogeno;
4. si chiudono i plugs con gli appositi tappi inibendo le reazioni di gassificazione;
5. si spegna la scrubber pump;
6. si spegne la tank pump;
7. si scollega l'intero sistema ponendo il commutatore generale nella posizione off.
2.4
Realizzazione del laboratorio sul gassificatore
Attualmente l’impianto di gassificazione si trova all’interno di un capannone presso la Industrial
Packing di San Pietro Infine. Inizialmente l’impianto è stato approntato per effettuare le prime
prove di collaudo e le sperimentazioni. Per la realizzazione di un laboratorio di ricerca completo è
necessario garantire:
•
una maggior flessibilità dell’impianto di gassificazione, ad esempio per consentire l’utilizzo
di biomassa diversa nell’essenza, nella pezzatura e nel grado di umidità rispetto a quella
prescritta dal costruttore;
•
il controllo completo dei parametri di funzionamento dell’impianto e la facile regolazione di
questi;
•
la sicurezza totale del sistema contro infortuni o danni a cose visto che il gassificatore
contiene biomassa combustibile, che le temperature di funzionamento sono elevate, che si
produce un syngas anch’esso combustibile con un contenuto di monossido di carbonio non
trascurabile, che il gruppo elettrogeno produce energia elettrica con caratteristiche letali per
l’uomo;
•
il rispetto dell’ambiente e della qualità della vita visto che l’acqua di lavaggio deve poter
essere smaltita, le emissioni dei gas di scarico del motore devono rientrare nei limiti
prescritti, le emissioni sonore e le vibrazioni del locale devono essere ridotte al minimo,
34
l’aria all’interno del capannone deve essere ricambiata frequentemente.
A tal fine è stata elaborata una lista di operazioni di adeguamento suddivisa per settori di azione.
Prima sperimentazione
•
acquisizione di 1 tonnellata di cippato di abete;
•
realizzazione di un punto di prelievo del syngas grezzo sul collettore all’uscita dal
gassificatore, tale punto di prelievo deve prevedere un apposito rubinetto di sezionamento
del flusso;
•
3 prelievi di campioni di biomassa per analisi chimiche in diverse condizioni di temperatura
e umidità, in particolare per desumere il potere calorifico e la composizione elementare C,
O, H, N, S e l’analisi delle ceneri;
•
3 prelievi del syngas grezzo all’interno di contenitori sottovuoto per analisi chimiche. In
particolare per desumere il potere calorifico e la composizione molecolare CO, CO2, H2,
H2O, N2, CH4, composti solforati e particolato;
Infrastrutture
•
studio sull’ottimizzazione del lay-out del laboratorio secondo criteri di sicurezza,
funzionalità dell’impianto ed ergonomia di gestione;
•
realizzazione del massetto di calcestruzzo armato di 700x300x20 cm con attacchi a misura
per il fissaggio dei macchinari, anello di terra perimetrale con dispersore, canalette annegate
nel cemento per il passaggio dei cavi elettrici;
•
riposizionamento e fissaggio dei macchinari e collegamento di questi all’anello di terra;
•
realizzazione del container fonoisolante per l’abbattimento sonoro del gruppo elettrogeno;
•
adozione dell’impianto di caricamento automatico della biomassa mediante coclea e
serrande automatiche di discesa, con sistema di essiccamento tramite i gas di scarico del
motore;
•
realizzazione del collegamento tra il collettore di scarico del motore e il sistema di
caricamento mediante tubo coibentato;
•
realizzazione di un punto di prelievo dei fumi in uscita dal motore sul collettore di scarico;
tale punto di prelievo deve prevedere un apposito rubinetto di sezionamento del flusso;
35
•
realizzazione dell’impianto elettrico, comprendente: quadro elettrico generale di allaccio alla
rete con interruttori di sicurezza, prese varie, impianto di illuminazione, e collegamento al
pannello di controllo del gassificatore;
•
collegamento alla rete idrica per il rifornimento di acqua nei serbatoi di raffreddamento;
•
realizzazione del sistema di aerazione del locale mediante l’inserimento di due cappe
aspiranti, una sul gassificatore e una sulla torcia del syngas;
•
realizzazione della sala di controllo e deposito attrezzature di ricambio per la manutenzione
dei macchinari;
•
realizzazione del deposito di accumulo della biomassa;
Strumentazione
•
inserimento di 4 sensori di temperatura: due termocoppie di tipo K, una nel letto di
gassificazione e l’altra nel collettore del syngas grezzo, e due termocoppie di tipo T, una
all’uscita del filtro di sicurezza e l’altra sul condotto Venturi all’ingresso dell’acqua;
•
collegamento di tali sensori ai rispettivi indicatori digitali di temperatura con possibilità,
mediante moduli di ritrasmissione e una periferica multicanale, di visualizzare e monitorare
le misure effettuate direttamente sul PC;
•
inserimento di due manometri analogici, uno sul condotto di ingresso del syngas e l’altro
all’uscita del filtro di sicurezza per controllare la perdita di carico globale nel sistema di
filtraggio ed eventualmente sostituire il materiale di filtraggio intasato;
•
adozione di una stazione meteo comprensiva di orologio, termometro, igrometro analogici
per il locale, in particolare nelle vicinanze del sistema di caricamento della biomassa;
•
adozione di un termo-igrometro per la misura della temperatura e del contenuto di umidità
della biomassa;
•
adozione di un PC di adeguate prestazioni per l’interfaccia con la periferica multicanale;
•
adozione di un misuratore di portata del syngas pulito all’ingresso del sistema di
alimentazione del motore;
Sicurezza
•
realizzazione di un impianto antincendio dotato di sprinklers sul gassificatore, sul gruppo
elettrogeno e sul contenitore di biomassa, di un serbatoio di acqua di opportuna capacità
36
collegato all’impianto antincendio stesso, di colonnina esterna per l’allaccio dei Vigili del
fuoco, di estintori e manichette varie;
•
adozione di luci di emergenza indicanti le uscite di sicurezza;
•
realizzazione di una uscita di sicurezza dalla sala di controllo all’esterno del capannone e di
una porta taglia-fuoco tra il locale macchinari e la sala controllo;
•
installazione di segnaletica di sicurezza con cartelli indicanti estintori, manichette, divieto di
fumo, vie di fuga;
•
installazione di segnaletica di sicurezza con cartelli indicanti le superfici a rischio di ustione,
di folgorazione e di generica lesione;
•
installazione di rilevatori di idrogeno e di monossido di carbonio all’interno della sala
macchinari;
•
adozione di una cassetta di pronto soccorso;
•
adozione di occhiali e guanti di protezione durante le operazioni di sperimentazione e di
manutenzione dei macchinari;
Impatto ambientale
•
analisi chimiche dell’acqua contenuta all’interno dei serbatoi di raffreddamento;
•
smaltimento dell’acqua proveniente dallo scrubber;
•
analisi chimiche del residuo carbonioso prodotto dal gassificatore;
•
smaltimento del residuo carbonioso prodotto dal gassificatore;
•
smaltimento del materiale di filtraggio esausto;
•
realizzazione del sistema di abbattimento delle emissioni inquinanti nei gas di scarico del
gruppo elettrogeno;
Attualmente è stata acquisita la quasi totalità della strumentazione di misura e acquisizione dati
descritta precedentemente grazie ai fondi disponibili nell’ambito del PRIN 2003, tranne il
misuratore di portata del syngas in ingresso al motore. È stata effettuata la prima sperimentazione e
quindi si è provveduto all’acquisizione della biomassa necessaria e alla realizzazione del punto di
prelievo del syngas grezzo sul collettore di uscita del gassificatore. Per quanto riguarda le
infrastrutture, è stato effettuato lo studio del lay-out impiantistico, ed è stato realizzato il massetto in
calcestruzzo armato seguendo tale lay-out, completo di quanto descritto in precedenza, è stato
realizzato l'allaccio alla rete idrica per il rifornimento di acqua nei serbatoi di raffreddamento. Si è
37
attualmente in attesa della fornitura del sistema di caricamento automatico della biomassa, ed è in
corso di realizzazione il sistema di aerazione del locale.
2.5
Ottimizzazione del lay-out impiantistico
Lo studio della disposizione dei macchinari e del locale di controllo, nonché del deposito della
biomassa, è stato affrontato, come detto in precedenza, secondo criteri di sicurezza, funzionalità
dell’impianto ed ergonomia di gestione.
Si è deciso, innanzi tutto, di posizionare la biomassa necessaria alle sperimentazioni all’interno di
sacconi di polipropilene o di juta al di fuori del laboratorio, tali sacconi vengono chiusi e posizionati
al riparo dagli agenti atmosferici al di sotto di una tettoia prefabbricata.
I macchinari sono posizionati al di sopra del massetto di calcestruzzo in modo che sia permesso
l’agevole accesso a questi durante le operazioni di controllo e manutenzione, inoltre si è cercato di
facilitare le operazioni di caricamento della biomassa all’interno del contenitore preposto e di
asporto del residuo carbonioso dal gassificatore. Si è cercato di non intralciare l’accesso e la vista
dei macchinari, posizionando opportunamente il sistema di caricamento automatico della biomassa
e i serbatoi di raffreddamento dell’acqua di lavaggio, entrambi ingombranti e voluminosi. Si è
scelto di realizzare il locale di controllo vicino l’ingresso principale in modo da facilitare l’esodo in
caso di pericolo. In figura 2.14 è riportato il lay-out proposto, ottimizzato secondo i criteri appena
descritti per il solo impianto di gassificazione.
Fig 2.14 - Lay-out dell'impianto di gassificazione
38
Fig 2.15 - Lay-out del laboratorio
39
Capitolo 3 – Analisi chimiche ed analisi energetiche dell'impianto
Per le prime sperimentazioni effettuate, il gassificatore ha funzionato complessivamente 20 ore; le
singole prove hanno avuto una durata media continuativa di 2 ore. Grazie a queste, è stato possibile
verificare l’effettiva potenzialità elettrica dell'impianto e sono stati monitorati alcuni parametri
termodinamici e di funzionamento. Inoltre, per effettuare le analisi chimiche, è stato prelevato un
campione significativo di biomassa ed è stato estratto il syngas prodotto mediante un apposito
sistema di prelievo.
3.1
Prelievo della biomassa utilizzata
La biomassa (figura 3.1) è stata fornita dalla Se.La. Legni di S. Elia Fiume Rapido (FR).
Inizialmente è stata fornita una quantità pari a 150 kg di biomassa, conifera di varie essenze, in
pezzatura omogenea mediamente di dimensioni 25x25x25 mm. Il materiale da gassificare è stato
trasportato in sacchi di plastica ed è stato, poi, riversato su un telo esposto al sole nel piazzale
antistante il capannone dove è situato il gassificatore. Si è provveduto a spargere il cippato in modo
omogeneo sul telo in modo che l'umidità contenuta si riducesse fino a raggiungere quella prescritta,
successivamente è stata effettuata una vagliatura e una cernita per eliminare eventuali impurità quali
carta, cartone, plastica, pietre, metalli e segatura.
Fig 3.1 - Biomassa utilizzata
Questi materiali “intrusi” nella biomassa, formano scorie, intasano il letto di reazione e possono
inquinare il gas di sintesi. La segatura, in particolare, non è utilizzabile nel gassificatore in quanto,
essendo troppo fine, non riesce a permanere sulla griglia del reattore per partecipare alle reazioni di
gassificazione, ma cade direttamente nella zona inferiore addensandosi e intasando la piastra dove
40
ruota il braccio pulitore del Comb Rotor Motor. Di seguito si è proceduto a campionare la biomassa
secondo le indicazioni riportate nel punto 8 della norma UNI 9017 - “Legno da ardere
determinazione delle caratteristiche energetiche” [11]. Il materiale è stato prelevato nella maniera
più rappresentativa possibile della “popolazione” di biomassa; è stata presa una bilancia digitale con
sensibilità 10 g e fondo scala 15 kg, è stato pesato il campione prelevato che doveva avere una
massa compresa tra 0,5 e 5 kg. Prelevato il primo campione rappresentativo si è avuta cura nel
controllare le dimensioni affinché rispettassero le prescrizioni del costruttore. In seguito, per mezzo
di un igrometro apposito, è stata misurata l’umidità dei pezzi, che secondo le indicazioni di Ankur
doveva essere mediamente inferiore al 20%. Il primo campione, composto da 83 pezzi ed avente
una massa complessiva di 1 kg circa, ha rispettato le richieste relative alle dimensioni e all’umidità
con un errore trascurabile; si è quindi proceduto all’inserimento nel gassificatore. Successivamente
si è preso un secondo campione rappresentativo dell’intera popolazione, con le stesse accortezze e
modalità del primo, sono state effettuati i controlli di umidità e pezzatura; è stato poi inserito in un
contenitore impermeabile, sigillato ed inviato in laboratorio per le analisi chimiche.
3.2
Analisi chimiche della biomassa utilizzata
Per effettuare le analisi chimiche della biomassa ci si è avvalsi della ditta SERECO BIOTEST s.n.c.
di Perugia, che ha effettuato le prove presso il laboratorio VTT Processes di Espoo in Finlandia. Il
campione, registrato in laboratorio col numero SB 478/05, è stato prelevato il 09/11/2005 ed è
arrivato a destinazione il 16 dello stesso mese; i risultati dell’analisi effettuate, su un ammontare di
40 g di biomassa, sono stati catalogati con il numero di rapporto RP 171/05 del 18/11/2005 e
riportati in tabella 3.1.
Tab 3.1 - Analisi chimiche della biomassa
Sostanza
UM
SB 478/05
Cenere
% in peso sostanza secca
0,3
Carbone
50,4
Idrogeno
6,1
Azoto
0,1
Zolfo
0,01
Ossigeno
43,1
41
Le metodologie impiegate per le analisi sono:
3.3
•
per le ceneri: DIN 51719;
•
per il carbonio, idrogeno, azoto: ASTM D 5373;
•
per lo zolfo: ASTM D 4239;
•
l’ossigeno si è ricavato per differenza.
Analisi energetica della biomassa utilizzata
I dati delle analisi chimiche sono stati utilizzati per determinare il potere calorifico. Infatti
utilizzando la seguente relazione parametrica si è determinato il potere calorifico superiore della
biomassa in kJ/kg [12].
PCS = 0,3491 . [C] + 1,1783 . [H] – 0,1034 . [O] – 0,0211 . [Ceneri] + 0,1005 . [S] – 0,0151 . [N]
Escludendo il calore di condensazione del vapore d’acqua formatosi durante la combustione, si
ricava il potere calorifico inferiore. I poteri calorifici trovati sono riportati nella tabella 3.2. I valori
individuati sono compatibili con quelli riportati nella norma UNI 9017 - “Legno da ardere
determinazione delle caratteristiche energetiche”, che per le conifere riporta un potere calorifico
inferiore pari a 19,7 MJ/kg.
Tab 3.2 - Poteri calorifici della biomassa
PCSbiomassa
PCIbiomassa
kJ/kg
20.315
18.079
Infine si è valutata la potenza chimica della biomassa impiegata moltiplicando il PCS per la portata
media indicata da Ankur, e cioè 3,06 g/s. Il valore ottenuto, 62,2 kW, rappresenta il contenuto
energetico di partenza.
3.4
Prelievo del syngas prodotto
Nel gassificatore della Ankur la pressione interna è leggermente inferiore alla pressione atmosferica
a causa della depressione creata dal Venturi. Inoltre la temperatura di gassificazione, secondo
Ankur, è di circa 1000 °C, dunque si è pensato che anche il syngas in uscita, prima di essere
42
raffreddato dall'acqua di lavaggio, dovesse essere estremamente caldo. Queste caratteristiche del
gas di sintesi hanno reso notevolmente difficoltosa la realizzazione del sistema di captazione.
Innanzi tutto è stata costruita una derivazione sull’ugello d’uscita (figura 3.2) utilizzando il pozzetto
d’ispezione già esistente.
Fig 3.2 - Derivazione ugello
Inizialmente la derivazione sull'ugello d'uscita è stata collegata ad uno scambiatore di calore, con la
funzione di raffreddamento del syngas. Lo scambiatore è stato poi collegato al serbatoio di
captazione del gas e ad un tubo Venturi, figura 3.3.
Fig 3.3 - Schema del primo sistema di captazione del syngas
Per mezzo di un compressore si è cercato di creare, nel tubo Venturi, una depressione maggiore
43
rispetto a quella operativa nel gassificatore in modo da aspirare il syngas e intrappolarlo all'interno
del serbatoio. Detto sistema si è rivelato inefficace a causa della insufficiente depressione creata dal
compressore disponibile. Visto che la temperatura di uscita del gas, determinata in seguito mediante
l'utilizzo di una termocoppia inserita nel pozzetto di ispezione, non era tale da richiedere uno
scambiatore di calore, si è cambiato il sistema d’estrazione, semplificando il precedente,
diminuendo le perdite di carico complessive e aumentando la depressione nel circuito di prelievo. Il
nuovo sistema ha sfruttato la stessa derivazione sull’ugello d’uscita del syngas collegando questa,
mediante un tubo in gomma, ad un serbatoio. Detto serbatoio è stato a sua volta allacciato ad una
siringa da laboratorio della SKC (figura 3.4), come mostrato nella figura 3.5.
Fig 3.4 - Siringa usata per il prelievo
Fig 3.5 - Schema del secondo sistema di captazione del syngas
Il procedimento di captazione è stato il seguente: prima di raccogliere il gas, la siringa è stata
azionata ripetutamente per aspirare e svuotare il circuito di prelievo dalle possibili tracce di aria
44
mediante la valvola deviatrice di flusso. A questo punto si è proceduto al prelievo vero e proprio:
con il gassificatore a regime, aprendo entrambe le valvole di tenuta del serbatoio (1 e 2), si è
aspirato il syngas con la siringa; una volta che il gas è entrato nella siringa, è stata chiusa la valvola
di ingresso del syngas al serbatoio (1), poi si è spinto con forza il syngas dalla siringa al serbatoio e
successivamente si è chiusa la valvola tra questo e la siringa (2) riuscendo a riempire in maniera
adeguata il serbatoio. In totale sono stati riempiti tre serbatoi. il cui contenuto è stato inviato a
diversi laboratori per poter effettuare le analisi gascromatografiche.
3.5
Gascromatografia del syngas prodotto
Il campione prelevato è stato portato in laboratorio e le analisi, avvenute dopo poche ore dal
prelievo, sono state effettuate con un gascromatografo MICRO GC della VARIAN, modello CP –
4900. Al fine di confrontare i risultati con quelli dichiarati da Ankur sono stati richiesti i contenuti
di: monossido di carbonio, biossido di carbonio, idrogeno, azoto e metano.
Fig 3.6 - Gascromatografo
L’analizzatore utilizzato, è dotato di tre canali, visibili in primo piano nella figura 3.6. Nel primo
canale si trova una colonna capillare denominata MOLSIEVE 5A PLOT, che ha la funzione di
migliorare la determinazione dell’idrogeno. Il gas di trasporto di questo canale è l’azoto e la
lunghezza di questa colonna è 10 m. Nel secondo canale si trova una colonna dello stesso tipo del
primo canale ma lunga 20 m avente come gas di trasporto l’elio. La funzione di questo canale è
45
quella di separare e di individuare i seguenti gas: idrogeno, ossigeno, azoto, metano e ossido di
carbonio. Il terzo canale infine prevede una colonna di 10 m di tipo PORA PLOT Q, con il compito
di rilevare l’anidride carbonica; il gas di trasporto utilizzato è nuovamente l’elio.
Fig 3.7 - Idrogeno
Fig 3.8 - Idrogeno, argon, metano e monossido di carbonio
Fig 3.9 - Anidride carbonica, tracce di etano e propano
46
Nelle figure 3.7, 3.8, 3.9, si individuano in sequenza i tre canali con i rispettivi cromatogrammi, la
scala delle ascisse riporta i mV e quella delle ordinate i minuti, con i picchi più significativi della
presenza del relativo gas; aumentando la risoluzione dello strumento si può scoprire l’eventuale
presenza di altri picchi che si riferiscono ad altri composti chimici inattesi. In particolare si leggono
le composizioni dei gas trovati, idrogeno nel primo spettro; idrogeno, argon, metano e monossido di
carbonio nel secondo ed in ultimo il terzo canale relativo all’anidride carbonica. In questo canale si
è notato che aumentando la risoluzione si è resa evidente l’esistenza di altri picchi non riconosciuti
dallo strumento perché non esistenti tra gli standard di laboratorio. Confrontando con il report di
analisi di un altro laboratorio su di un campione della stessa famiglia, si è potuta confermare la
presenza di etano e di propano. I valori ottenuti dalle analisi svolte presso la TDI, di cui è stato
descritto il procedimento, e quelle svolte su un altro campione presso la SERECO BIOTEST sono
compatibili. Il confronto di questi dati con quelli forniti da Ankur è riportato in tabella 3.3; si notano
differenze sensibili con i valori tipici indicativi, da imputarsi sostanzialmente a diverse condizioni
ambientali di funzionamento e diversa biomassa utilizzata.
Tab 3.3 - Confronto composizione syngas di Ankur e composizione tipica
Syngas
3.6
Composizione ANKUR
Composizioni trovate
Composto gassoso
% volumetrica sulla sostanza secca
CO
16÷22
12÷15
CO2
7÷13
14÷17
CH4
3÷11
2÷4
H2
16÷20
9÷10
N2
50
56÷59
Analisi energetica del syngas prodotto
A partire dalle portate e dalle composizioni ponderali e molari, tabella 3.4, si determinano le
entalpie di formazione delle reazioni che vengono utilizzate per determinare il PCS ed il PCI del
syngas di riferimento.
47
Tab 3.4 - Portate e composizioni del syngas di riferimento a partire da 1 mol/s
Composizione
volumetrica
% ss
50
Massa
molecolare
g/mol
28
Portata
massica
g/s
14,0
Composizione
massica
%
57,0
CO2
10
44
4,40
17,92
CH4
3
16
0,48
1,95
H2
18
2
0,36
1,47
CO
19
28
5,32
21,66
Totale
100
24,56
24,56
100
Sostanze
N2
Nella tabella 3.5 si riportano i ΔHf delle sostanze coinvolte nelle reazioni di combustione.
Tab 3.5 - Entalpie di formazione dei reagenti e dei prodotti di combustione
Sostanze
ΔHf kJ/mol
CO
-110,53
CO2
-393,51
CH4
-74,87
H2O (liquida)
-285,83
H2O (vapore)
-241,83
Le reazioni di combustione con le rispettive entalpie di reazione sono riportate nella tabella 3.6.
Tab 3.6 - Reazioni di combustione bilanciate ed entalpie di reazione
ΔHr (H2O liquida)
kJ/mol
- 890
ΔHr (H2O vapore)
kJ/mol
- 802
CO + ½ . O2 = CO2
- 283
- 283
H2 + ½ . O2 = H2O
- 286
- 242
Reazioni di combustione
CH4 + 2 . O2 = CO2 + 2 . H2O
I risultati ottenuti sono riportati in tabella 3.7.
48
Tab 3.7 - Poteri calorifici del syngas di riferimento
3.7
PCSsyngas
kJ/kg
5.371,5
kJ/m3
5441,3
kJ/mol
131,9
PCIsyngas
4.941,6
5005,8
121,4
Analisi delle dispersioni termiche dell'impianto
Le reazioni di gassificazione provocano la formazione di syngas, di carbone residuo ed energia
termica che in parte si trova in seno al gas ed in parte è dispersa termicamente dalle pareti del
gassificatore. Si è resa indispensabile la valutazione della potenza termica dispersa dal mantello del
gassificatore e della potenza chimica residua contenuta nel carbone, per avere un quadro completo
dei flussi energetici dell'impianto. Per fare ciò è stato indispensabile considerare alcune ipotesi
semplificative e condizioni al contorno [13].
•
il sistema è supposto in regime stazionario;
•
i fenomeni che interessano la trasmissione del calore per il gassificatore, sono la convezione
e l’irraggiamento;
•
la conduzione viene trascurata in quanto le differenze di temperatura nei tre supporti (che
sono l’unico collegamento diretto con il terreno) e le sezioni di scambio di questi sono molto
basse, per cui il gassificatore si trova a scambiare con il pavimento una potenza termica
trascurabile;
•
si assume che la zona al di sotto del cono di raccolta cenere sia di forma circolare e parallela
al terreno.
Gli elementi soggetti a dissipazione di potenza termica, sono quindi, la tramoggia, il reattore e
buona parte della superficie esterna del cono di raccolta ceneri. Nella figura 3.10, si può vedere che
le parti tratteggiate rappresentano le zone che non influenzano lo scambio termico mentre la zona
nera indica la presenza del carbonio residuo solido. Le condizioni dell’ambiente circostante al
gassificatore, sono:
•
Tambiente = T∞ = 15 °C = 288,15 K;
•
Pambiente = Patmosferica = 101.325 Pa;
•
Umidità relativa minore o uguale del 20%;
49
²
²
²
²
Fig 3.10 - Fenomeni dissipativi sul gassificatore
Le temperature medie dei componenti interessati dai meccanismi di scambio termico, sono state
rilevate mediante campionamenti di temperatura; le grandezze desunte sono state ricavate
minimizzando le incertezze della misura [14]. E’ stata effettuata una discretizzazione della
superficie esterna del gassificatore. In particolare sono state scelte una sezione passante per gli
ugelli dell’aria e l’altra ortogonale a questa. Lungo queste sezioni, sulla tramoggia sono stati
effettuati campionamenti di temperatura con un intervallo di 0,20 m, mentre sul reattore e sul cono
di raccolta ceneri i campionamenti sono stati presi con un intervallo di 0,10 m. Si è utilizzato un
sistema di acquisizione Fluke Hidra ed una termocoppia di tipo T, da -184 a 370 °C [15]. I valori
medi ricavati, con l’impianto a regime, sono riportati nella tabella 3.8.
50
Tab 3.8 - Temperature rilevate sulle superfici esterne del gassificatore
UM
Tmassima
Tminima
Tmedia
Sportello della tramoggia
°C
42,90
41,00
42,6
Mantello della tramoggia
°C
93,40
37,50
60,0
Mantello del reattore
°C
160,00
64,50
121,9
Mantello del cono di raccolta
°C
45,00
30,50
38,5
Superficie inferiore del cono di raccolta
°C
25,60
22,5
24,1
Superfici
Nella figura 3.11, sono riportati i gradienti di temperatura; in particolare il campo di temperatura
complessivo è stato considerato lineare sia nell’intervallo tra due misure successive della stessa
sezione sia nell’intervallo tra le misure corrispondenti delle diverse sezioni [16].
Fig 3.11 - Profilo di temperatura sulla superficie esterna del gassificatore
3.7.1 Potenza termica dispersa per convezione naturale
Per quanto riguarda la convezione naturale il numero di Rayleigh consente di individuare il regime
operativo di scambio termico, infatti per valori di Ra approssimativamente di 1 . 109 si ha la
transizione tra regime laminare e regime turbolento. Dato che il mantello della tramoggia, il
mantello del reattore ed il cono di raccolta ceneri possono essere schematizzati come cilindri
51
verticali, si ha:
•
104 < Ra < 109
regime laminare;
•
109 < Ra < 1013
regime turbolento.
Il coperchio della tramoggia e la superficie inferiore del cono di raccolta ceneri possono essere
schematizzate come piastre circolari piana e si ha:
•
106 < Ra < 1011
regime laminare;
•
Ra > 2∙108
regime turbolento.
A questo punto si determinano le temperature di film delle differenti superfici, che rappresentano le
temperature medie degli strati limite, mediante la seguente relazione.
T film =
T∞ + Ts
2
Tab 3.9 - Temperature di films delle diverse superfici di interesse
Tfilm
UM
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
K
302,0
310,7
341,6
299,9
292,7
Tab 3.10 - Numeri adimensionali utilizzati per la valutazione della potenza convettiva
Grashof
Prantl
Rayleigh
Nusselt (cilindro verticale)
Gr =
g ⋅ β ⋅ ( T s − T ∞ ) ⋅ L3
υ2
Pr =
υ
a
Ra = Gr ⋅ Pr


1

0 ,387 ⋅ Ra 6

N u =  0 ,825 +
8

  0 , 492  9 16  27

1 + 
 
Pr  






Nusselt (superficie superiore a Ts > T∞ )
N u = 0 ,14 ⋅ ( Ra
)
1
Nusselt (superficie inferiore a Ts > T∞ )
Nu = 0,58 ( Ra )
1









2
3
5
52
Si determinano poi gli altri numeri adimensionali di interesse, tabella 3.10, per mezzo di tabelle per
l’aria disponibili in letteratura. In particolare si determinano: il numero di Grashof che rappresenta
l’equazione della quantità di moto, il numero di Prandtl che rappresenta il rapporto tra lo strato
limite dinamico e quello termico ed il numero di Nusselt che rappresenta la dipendenza della
velocità del flusso dalla temperatura.
Tab 3.11 - Valori dei numeri adimensionali per le superfici di interesse
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
Gr
Pr
Ra
Nu
3,02 .108
4,06 .109
9,19 .108
2,33 .107
4,23 .108
0,710
0,710
0,710
0,710
0,710
2,15 .108
2,88 .109
6,52 .108
1,65 .107
3,00 .108
83,81
170,68
107,72
36,04
28,80
I dati relativi alle lunghezze caratteristiche ed ai valori delle conducibilità lineari dei singoli
componenti sono riportati nella tabella 3.12.
Tab 3.12 - Lunghezze caratteristiche, superfici e conducibilità termica
Lunghezza caratteristica
m
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
0,45
0,95
0,50
0,20
0,70
diametro
altezza
altezza
altezza
diametro
Superficie
k
m2
W/mK
0,159
1,581
1,099
0,440
0,385
0,0257
0,0265
0,0285
0,0256
0,0251
Si può determinare la conduttanza convettiva e la potenza termica scambiata per convezione
secondo le seguenti relazioni.
hc =
Nu ⋅ k
L
Pconv = h c ⋅ S ⋅ ( T s − T ∞ )
53
Tab 3.13 - Conduttanza convettiva e potenza scambiata per convezione
hc
W/m2K
4,79
4,73
6,14
4,61
1,03
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
Totale
Pconv
W
21,01
336,57
721,41
47,60
3,57
1130,15
3.7.2 Potenza termica dispersa per irraggiamento
Il fenomeno dell’irraggiamento, anch’esso correlato alla differenza di temperatura fra la superficie
caratteristica e l’ambiente circostante, è caratterizzato dal potere emissivo delle superfici in gioco.
Per il calcolo della potenza dispersa si approssima l’ambiente esterno ad un corpo nero: poichè le
pareti ed il tetto del capannone in cui si trova il gassificatore, sono a sufficiente distanza da questo,
la loro emissione non influenza i meccanismi di scambio termico considerati. Si può calcolare la
potenza raggiante considerando i quattro elementi caratterizzanti lo scambio termico del
gassificatore come corpi grigi aventi diverse temperature superficiali.
(
4
Pirr = ε ⋅ σ ⋅ S ⋅ T s − T ∞
4
)
I dati relativi alle superfici caratteristiche ed ai valori di emittenza emisferica totale superficiale dei
diversi componenti sono riportati in tabella 3.14, mentre σ, costante di Stefan-Boltzmann è pari a
5,67 . 10-8 W/m2K4.
Tab 3.14 - Emittenza emisferica totale delle superfici interessate
ε
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
0,30
0,60
0,75
0,85
0,85
Note
Superficie verniciata
Superficie acciaio inox
Superficie acciaio inox
Superficie verniciata nera
Superficie verniciata nera
si calcolano le potenze termiche radiative disperse dai singoli componenti, tabella 3.15
54
Tab 3.15 - Potenza scambiata per irraggiamento
Tappo
Tramoggia
Reattore
Cono lat.
Cono inf.
Totale
Pirr
W
8,24
291,84
816,55
53,80
16,73
1187,15
Sommando i due termini di potenza dispersa rispettivamente per convezione ed irraggiamento si
ottiene la potenza totale che si disperde nell'ambiente a causa della temperatura superficiale del
gassificatore.
Pmantello = Pconv + Pirr = 2,317 kW
3.7.3 Potenza termica contenuta nel residuo solido carbonioso
Resta da calcolare la potenza perduta a causa del carbone solido residuo. E’ nota dalle
caratteristiche del costruttore la produzione oraria di residuo solido totale del gassificatore e cioè il
10% in massa della biomassa inserita, composto dal carbone solido e dalle ceneri. Inserendo
mediamente 11 kg/h, si ricavano 1,1 kg/h di residuo solido nel cono di raccolta; sperimentalmente,
attraverso delle pesate, si è appurato che circa il 10% in massa era composto da ceneri e circa il
90% da carbone. Quindi la portata oraria di carbone prodotto è di 0,99 kg/h ovvero 2,75 . 10-4 kg/s.
Il potere calorifico inferiore di un carbone, ricavato da legna, varia da 29.300 a 31.390 kJ/kg, si
sceglie di utilizzare il valore medio 30.345 kJ/kg. La potenza chimica residua contenuta nel carbone
si ottiene moltiplicando la portata massica di carbone per il potere calorifico inferiore. In definitiva
si è ottenuto un valore di 8,345 kW.
55
3.7.4 Potenza termica contenuta nell'acqua di raffreddamento
È stato rilevato che, dopo circa 3 ore di funzionamento dell'impianto, la temperatura dell'acqua
contenuta nei serbatoi ha raggiunto un valore pressoché costante pari a 19,4 °C. Invece la
temperatura dell'acqua immediatamente a valle del ciclone ha assunto un valore di 22,7 °C.
Fig 3.12 - Parametri caratteristiche per determinare la prevalenza manometrica
È stato possibile determinare la prevalenza manometrica del circuito conoscendo: la sezione dei
condotti di mandata ed aspirazione, il materiale costituente i condotti, e quindi le perdite di carico
distribuite, le perdite di carico concentrate e la prevalenza geodetica, figura 3.12 [17].
Fig 3.13 - Curva caratteristica della pompa di scrubbing
56
Conoscendo la curva caratteristica della pompa di scrubbing (figura 3.13), che lega prevalenza
manometrica e portata volumetrica, facendo riferimento alla pompa PK 60 da 0,37 kW è stato
possibile ricavare la portata di liquido che, per una prevalenza manometrica di 3,4 m, è risultata pari
a 41,6 l/min. Si determina così, mediante la relazione
Pquench = ρ ⋅ V ⋅ c p ⋅ (T c − T f
)
una potenza termica asportata dall'acqua di raffreddamento pari a 9,57 kW.
A questo punto sommando tutti i valori di potenza dispersa per i fenomeni di scambio termico
suddetti si è ottenuto un valore di potenza termica complessivamente perduta dal gassificatore di
20,23 kW. Questo valore confrontato con la potenza chimica della biomassa inizialmente inserita
permette di conoscere la percentuale di energia termica dispersa e cioè il 32,7%.
57
Capitolo 4 – Simulazione dell'impianto di gassificazione attuale
A questo punto è stato possibile effettuare la simulazione del funzionamento dell'impianto mediante
il programma Aspen Plus. Una volta che è stato fatto il confronto tra i risultati della simulazione e i
dati rilevati sperimentalmente per la validazione dei risultati ottenuti, è stata condotta un’analisi di
sensibilità per determinare le condizioni ottimali di funzionamento del gassificatore.
4.1
Considerazioni iniziali
Inizialmente è stato realizzato il bilancio energetico a partire dalla composizione in massa della
biomassa in ingresso e del syngas in uscita. La biomassa utilizzata è cippato di abete la cui analisi
elementare è stata precedentemente descritta nel capitolo 3, par. 3.2. ed ha fornito la composizione
in massa riportata nella tabella 4.1.
Tab 4.1 - Composizione in massa del cippato di abete (% in peso sostanza secca)
Sostanza
SB 478/05
Cenere
0,3
Carbonio
50,4
Idrogeno
6,1
Azoto
0,1
Zolfo
0,01
Ossigeno
43,1
Dato che la portata di biomassa, per il corretto funzionamento del gassificatore WBG 15, è variabile
nell'intervallo compreso tra 10 e 12 kg/h, è stata considerata una portata massica media di cippato di
abete di 11 kg/h cioè 3,06 g/s. In questo modo per quanto già descritto ne capitolo 3, par 3.3, è stato
possibile determinare i poteri calorifici della biomassa in ingresso e le potenze chimiche di
combustione, i risultati ottenuti sono riportati nella tabella 4.2. Con riferimento al potere calorifico
inferiore, l’energia chimica contenuta nel syngas secco, in uscita dal gassificatore WBG 15, è pari al
75% dell’energia chimica contenuta nella biomassa in ingresso, secondo quanto dichiarato da
58
Ankur [18], per cui si è trovato che la potenza chimica del syngas prodotto è 41,5 kW. Compatibile
con il risultato ottenuto nel capitolo 3.
Tab 4.2 - Caratteristiche energetiche della biomassa
UM
PCSbiomassa
kJ/kg
20.315
PCIbiomassa
kJ/kg
18.079
Pchim (PCS)
kW
62,2
Pchim (PCI)
kW
55,3
In base ai dati forniti dalla precedente tabella 3.4 è stata realizzata una semplice simulazione con
Aspen Plus, il cui schema è riportato in figura 4.1, per valutare il potere calorifico superiore ed
inferiore del syngas di riferimento. È stato utilizzato un reattore stechiometrico in cui sono state
imposte le reazioni di combustione di CO, H2 e CH4, inviando in esso 1 kg/s di syngas di
riferimento ed una quantità di aria tale che l’ossigeno presente risultasse stechiometrico per le
reazioni di ossidazione.
Fig 4.1 - Reattore stechiometrico per il calcolo del potere calorifico
In questo modo si è ottenuto un syngas con le caratteristiche energetiche riportate in tabella 4.3.
59
Tab 4.3 - Caratteristiche energetiche del syngas
PCSsyngas
PCIsyngas
kJ/kg
5.420
4.939
A questo punto è stata ricavata la portata massica di syngas uscente dal gassificatore WBG 15 come
rapporto tra la potenza chimica del syngas prodotto e il suo potere calorifico inferiore. Il valore
ottenuto è di 0,00881 kg/s. Conoscendo la composizione del syngas di riferimento è stato possibile
ricavare la portata massica di azoto nel syngas e quindi risalire alla portata massica di azoto
presente nell’aria in ingresso al gassificatore di biomassa come differenza tra l’azoto presente nel
syngas e quello presente nella biomassa. Ciò ha consentito di determinare la portata massica di aria
di alimento al gassificatore, nota la frazione molare dei principali gas costituenti. In definitiva è
stato determinato un valore di 0,00622 kg/s di aria.
Fig 4.2 - Flussi di massa entranti ed uscenti dal gassificatore
La differenza tra i flussi di massa in ingresso, e cioè aria e biomassa, e la portata massica di syngas
60
in uscita ha consentito di determinare il residuo flusso di massa uscente, costituito essenzialmente
da acqua, ceneri, carbonio solido, e altre sostanze come zolfo, ossigeno, idrogeno combinate
insieme a formare COS, SO2, H2S, e il cui valore è di 0,00047 kg/s. La rappresentazione schematica
dei flussi di massa entranti ed uscenti dal gassificatore è riportata in figura 4.2. Per semplicità nella
figura non è riportato il flusso di acqua di raffreddamento del syngas ma solo il flusso di acqua netto
uscente.
4.2
Descrizione della simulazione effettuata
L’obiettivo della simulazione è stato quello di determinare le condizioni termodinamiche di
funzionamento del gassificatore tali da verificare le caratteristiche dei flussi di massa e di energia in
uscita. In figura 4.3 è riportato lo schema della simulazione. La biomassa in ingresso al gassificatore
(Biomass) è stata simulata utilizzando un componente solido non convenzionale [19] caratterizzato
da una composizione elementare presa dall’analisi chimica di tabella 4.1, da un potere calorifico
superiore come da tabella 4.2 e da una dimensione caratteristica dei pezzi solidi variabile tra i 20 e i
25 mm come richiesto da Ankur. È stato necessario inserire un reattore fittizio (Decoal) capace di
modificare il precedente componente non convenzionale in un flusso di massa composto da
sostanze convenzionali quali idrogeno molecolare, azoto molecolare, ossigeno molecolare, carbonio
e zolfo che possono prendere parte alle reazioni di equilibrio nel reattore successivo. Il vero e
proprio reattore (Equil) è un reattore di Gibbs che realizza l’equilibrio tra i reagenti e i prodotti ad
una determinata temperatura. Oltre al flusso di massa (S-1) proveniente da Piro, nel reattore di
gassificazione entra l’aria di gassificazione (Air-comb). L’ossigeno contenuto al suo interno brucia
insieme ad una parte del flusso S-1 fornendo il necessario apporto energetico alle reazioni di
gassificazione e al reattore Piro. Una parte del carbonio solido non prende parte alle reazioni di
gassificazione, ma si ritrova tal quale in uscita dal gassificatore. L’insieme di Piro e Combo
costituisce il gassificatore. Il syngas grezzo (S-2) prodotto entra in un separatore (Split) nel quale le
ceneri, il carbonio solido non reagito ed altre sostanze prodotte in piccolissima percentuale,
precipitano in un collettore di scarico e formano il residuo solido. A questo punto il syngas (S-3)
viene inviato in uno scambiatore di calore (Quench) in cui si effettua il raffreddamento fino a
temperatura ambiente. In seguito viene separata l’acqua presente nel syngas nel separatore (Decant)
e si ottiene così il syngas secco e “purificato” (S-5). I due reattori stechiometrici (Burner-1) e
(Burner-2) sono stati aggiunti per determinare la potenza termica prodotta dalla combustione
rispettivamente del syngas e del residuo solido carbonioso prodotto nel gassificatore.
61
Fig 4.3 - Schema dell'impianto di gassificazione simulato con Aspen Plus
La percentuale di carbonio solido che non prende parte alle reazioni di gassificazione è stata
determinata facendo riferimento alla portata massica di residuo solido, in particolare per avere una
portata di 0,0001 kg/s di residuo solido è stato necessario rendere inerte l’1% di carbonio presente
nel reattore di gassificazione. A questo punto è stata fatta variare la temperatura di gassificazione in
un intervallo compreso tra 300 e 1200 °C ed è stata individuata la temperatura alla quale la
composizione del syngas S-5 avesse la minor discrepanza con quella del syngas di riferimento. In
particolare per una temperatura di gassificazione di 600 °C si sono ottenuti i risultati presenti in
tabella 4.4.
Tab 4.4 - Confronto tra il syngas simulato e quello di riferimento
% molare simulazione
18,2
% molare riferimento
19 ± 3
13,4
10 ± 3
N2
48,9
50
H2
16,4
18 ± 2
CH4
3,1
≥3
CO
CO2
Il bilancio energetico dell’impianto è riassunto nella tabella 6 ed è stato realizzato facendo
riferimento al potere calorifico superiore dei combustibili.
62
Tab 4.5 - Bilancio energetico dell’impianto di gassificazione
kW
Potenza termica di combustione del syngas
44,45
Calore sensibile del syngas in uscita
8,10
Potenza termica di combustione del residuo solido
8,06
Potenza termica dispersa dal mantello
2,37
Potenza chimica della biomassa
62,98
Tab 4.6 - Caratteristiche dei flussi di massa entranti ed uscenti dall’impianto
AIR-COMB AIR-FLAR AIR-SLAG BIOMASS
Componenti convenzionali
CO
moli/s
0
0
0
0
CO2
moli/s
0
0
0
0
EX-1
EX-2
0
0,00770
0
0,12067
N2
moli/s
0,17032
0,30596
0,02898
0
0,02898
0,47639
H2
moli/s
0
0
0
0
0
0
CH4
moli/s
0
0
0
0
0
0
O2
moli/s
0,04527
0,08133
0,00770
0
3,43E-07
0
H2O
moli/s
0
0
0
0
0
0,07830
C
S
H2S
moli/s
moli/s
moli/s
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
9,02E-06
0
0
0
C2H6
moli/s
0
0
0
0
9,80E-08
0
C3H8
moli/s
0
0
0
0
4,37E-12
0
C6H6
moli/s
0
0
0
0
0
0
C7H8
moli/s
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5,24E-07
0,03669
0,00115
0
0,67536
0,02007
COS
moli/s
0
0
0
Portata molare moli/s 0,21560
0,38729
0,03668
Portata massica kg/s
0,00622
0,01117
0,00106
Componenti non convenzionali
FUEL
kg/s
0
0
0
ASH
kg/s
0
0
0
Portata massica kg/s
0
0
0
Temperature
°C
15
15
15
Potenza
kW -0,0628798 -0,112955 -0,0106982
0,00306
0
0
0
9,18E-06
0
0,00306 9,18E-06
0
15
15
15
10,73836 -3,099603 -70,89233
63
Tab 4.7 - Caratteristiche dei flussi di massa entranti ed uscenti dall’impianto
S-1
Componenti convenzionali
CO
moli/s
CO2
moli/s
S-2
S-3
S-4
S-5
SLAG
W-1
0
0
0,06329 0,06329 0,06329 0,06329
0,04685 0,04685 0,04685 0,04685
0
0
0
0
N2
moli/s
1,09E-04
0,17043 0,17043 0,17043 0,17043
0
0
H2
moli/s
0,0941127 0,05722 0,05722 0,05722 0,05722
0
0
CH4
moli/s
0
0
O2
moli/s
0
0
0
H2O
moli/s
0
0
0,01581
C
S
H2S
moli/s
moli/s
moli/s
C2H6
moli/s
0
C3H8
moli/s
C6H6
C7H8
0
0,01054 0,01054 0,01054 0,01054
0,0411202 3,74E-26
0
0
0
0,01581 0,01581 0,01581
0,1283768 0,00770
9,54E-06 1,36E-17
0
9,02E-06
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,00770
0
9,02E-06
0
0
0
9,80E-08
0
0
0
9,80E-08
0
0
4,37E-12
0
0
0
4,37E-12
0
moli/s
0
4,34E-15
0
0
0
0
0
moli/s
0
3,17E-18
0
0
0
0
0
COS
moli/s
0
5,24E-07
0
0
0
Portata molare
moli/s
0,26373 0,37184 0,36413 0,36413 0,34833
Portata massica
kg/s
0,00305 0,00927 0,00918 0,00918 0,00889
Componenti non convenzionali
FUEL
kg/s
0
0
0
0
0
ASH
kg/s
9,18E-06 9,18E-06
0
0
0
Portata massica
kg/s
9,18E-06 9,18E-06
0
0
0
Temperature
°C
15
600
649
15
15
Potenza
kW
81,199
-17,504 -22,480 -30,584 -26,321
5,24E-07
0
0,00771 0,01581
0,00009 0,00028
0
0
9,18E-06
0
9,18E-06
0
649
15
4,9757 -4,5263
Nel caso in cui l’acqua contenuta nell’esausto di combustione del syngas si trova in fase vapore la
potenza termica sprigionata è 40,2 kW che corrisponde ad un errore percentuale del 3,1% rispetto al
caso di riferimento. Nelle tabelle 4.6 e 4.7 sono riportate le caratteristiche termochimiche dei flussi
di massa entranti ed uscenti dall’impianto di gassificazione di biomassa simulato.
64
4.3
Analisi di sensibilità
È stata condotta l’analisi di sensibilità per determinare le condizioni ottimali di funzionamento del
gassificatore, ipotizzando di inserire un flusso di acqua nel reattore (Equil). Questo flusso, se di
ridotta entità, può simulare la presenza di umidità nella biomassa, mentre in grande quantità può
facilitare la produzione di idrogeno all’interno del reattore di gassificazione.
La portata di aria è stata fatta variare in un intervallo compreso tra 0,0031 e 0,01 kg/s. Al di sotto di
0,0031 kg/s di aria non è stato possibile scendere in quanto l’apporto termico, dovuto alla
combustione dell’aria con la biomassa, è risultato troppo basso per sostenere le reazioni di
gassificazione. Al di sopra di 0,01 kg/s non si ha produzione di metano e di idrogeno e più che
gassificare la biomassa tende a bruciare.
La portata di acqua è stata fatta variare in un intervallo compreso tra 0,00001 kg/s e 0,001 kg/s. Il
primo valore rappresenta una umidità della biomassa pari allo 0,25%, praticamente si ha biomassa
secca. Il secondo valore rappresenta una umidità della biomassa del 25%. Nell’analisi di sensibilità
effettuata è stata considerata costante la percentuale di carbonio solido non reagito e la potenza
termica dispersa per irraggiamento e convezione dalle pareti del gassificatore, in questo modo è
stato possibile determinare la temperatura di equilibrio alla quale il gassificatore si sarebbe portato
nelle diverse condizioni di funzionamento.
I risultati ottenuti possono essere desunti dalle figure 4.4, 4.5, 4.6 4.7 e 4.8 in cui sono riportate le
frazioni in massa delle sostanze contenute nel syngas (S-5). Oltre ai precedenti grafici sono state
ottenute le superfici di figura 4.9, 4.10, 4.11 e 4.12 in cui sono riportati rispettivamente, la
temperatura di gassificazione, il potere calorifico superiore del syngas (S-5), la portata massica di
syngas (S-5) e la potenza termica di combustione di questo. In definitiva la condizione ottimale di
resa per l’impianto di gassificazione precedentemente introdotto è di avere biomassa molto secca ed
una portata di aria dimezzata rispetto alla condizione attuale, in questo modo è pur vero che
diminuisce la portata di syngas prodotto ma di contro aumenta in maniera consistente il suo potere
calorifico con una potenza termica del syngas pari a circa 49,1 kW, cioè il 10,3% in più rispetto al
syngas di riferimento.
Tale condizione simulata con Aspen deve trovare un riscontro sperimentale in quanto è possibile
incorrere in problemi di stabilità della reazione di gassificazione stessa a causa della ridotta portata
di aria, infatti come si è detto, 0,0031 kg/s è un limite inferiore. Inoltre la percentuale di carbone che
non reagisce potrebbe variare con le condizioni di funzionamento.
65
0,25
0,50
0,45
0,40
0,15
0,00100
0,00081
0,00061
0,00041
0,05
Fig 4.4 - Frazione in massa di CO
0,0091
Air [kg/s]
0,00001
0,0100
0,0071
0,0081
0,00
0,00001
Water [kg/s]
0,00021
0,0031
0,0091
0,00061
0,10
0,0100
0,0071
0,0081
0,0051
0,0061
0,0031
0,0041
Air [kg/s]
0,00081
0,15
Water [kg/s]
0,00021
0,00
0,00100
0,20
0,0051
0,00041
0,25
0,0061
0,05
0,30
0,0041
0,10
0,35
CO2 [mass fraction]
CO [mass fraction]
0,20
Fig 4.5 - Frazione in massa di CO2
0,70
0,02
0,02
0,60
0,40
0,00100
0,00081
0,00061
0,01
0,0091
0,00001
0,0100
0,0071
0,0091
0,0031
Air [kg/s]
Fig 4.6 - Frazione in massa di N2
Water [kg/s]
0,00021
0,00
0,00001
0,0100
0,0071
0,0081
0,0051
0,0061
0,0031
0,0041
Air [kg/s]
0,00041
0,00
0,00021
0,00
0,00061
0,00
Water [kg/s]
0,0081
0,10
0,00081
0,0051
0,00041
0,00100
0,01
0,0061
0,20
0,01
0,0041
0,30
0,01
H2 [mass fraction]
N2 [mass fraction]
0,01
0,50
Fig 4.7 - Frazione in massa di H2
0,14
0,10
0,08
0,00100
0,06
0,00081
0,00061
0,04
0,00041
0,02
Water [kg/s]
0,00021
0,0091
0,0071
0,00001
0,0100
Air [kg/s]
0,0081
0,0051
0,0061
0,0031
0,00
0,0041
CH4 [mass fraction]
0,12
Fig 4.8 - Frazione in massa di CH4
66
9000
1200
0,00100
0,00081
0,00061
Wat er [kg/s]
0,0091
Air [kg/s]
0,00001
0,0100
0,0071
0,0081
0,0031
0,0091
0,00021
0
Fig 4.10 - Potere calorifico superiore del syngas
0,014
50
0,00041
0,002
Water [kg/s]
0,00021
15
0,00061
10
0,00041
5
Water [kg/s]
0,00021
0,0031
0,0091
0,0071
Fig 4.11 - Portata massica di syngas
0,00081
0
0,00001
0,0100
Air [kg/s]
0,0081
0,0051
0,0061
0,0031
0,0041
0,000
0,00100
20
Air [kg/s]
0,00001
0,0091
0,00061
0,004
25
0,0100
0,00081
0,0071
0,006
30
0,0081
0,00100
35
0,0051
0,008
40
0,0061
0,010
Potenza termica di combustione [kW]
45
0,012
Portata massica syngas [kg/s]
Water [kg/s]
0,00041
1000
0,00001
Fig 4.9 - Temperatura di gassificazione
4.4
0,00061
2000
0,0100
0,0071
0,0081
0,0051
0,0061
0,0031
0,0041
Air [kg/s]
0,00081
3000
0,00021
0
0,00100
4000
0,0051
0,00041
200
5000
0,0061
400
6000
0,0041
600
7000
0,0041
Temperatura [°C]
800
Potere calorifico superiore [kJ/kg]
8000
1000
Fig 4.12 - Potenza termica del syngas
Considerazioni energetiche sul gruppo elettrogeno
La potenza elettrica netta prodotta dal gruppo elettrogeno è di 9 kW, mentre l'assorbimento degli
ausiliari, durante il funzionamento in isola, è di 0,92 kW, in definitiva si ha quindi una produzione
lorda di 9,92 kW elettrici da parte del gruppo elettrogeno. La potenza chimica del syngas in
ingresso è di 44,45 kW per cui si ha una efficienza elettrica del solo gruppo elettrogeno pari al
22,3%. Se si considera l'assorbimento degli ausiliari, pari a 0,92 kW, l'efficienza elettrica globale è
del 14,3%.
67
Capitolo 5 – Generalità sulle celle a combustibile a carbonati fusi
Le celle a combustibile sono dispositivi elettrochimici capaci di convertire l’energia chimica di un
combustibile direttamente in energia elettrica con una elevata efficienza, minimizzando la
produzione di emissioni inquinanti e gas climalteranti. Ciò avviene mediante una reazione di
ossidazione elettrochimica, cioè senza la conversione intermedia dell'energia chimica del
combustibile in calore, che invece penalizza i tradizionali cicli termodinamici. Le MCFC
presentano un'elevata efficienza di conversione, producono calore di scarto ad alta temperatura,
funzionano con una grande varietà di combustibili e utilizzano catalizzatori poco costosi. Esse
dunque costituiscono una soluzione di elevato pregio tecnico ed ambientale e consentono di
ottenere, allo stesso tempo, energia elettrica e calore con un’efficienza di conversione molto elevata.
Appare chiaro come, in un contesto globale che mira al contenimento delle emissioni inquinanti e
all’attuazione di programmi energetici che prevedono uno sfruttamento crescente delle fonti
rinnovabili di energia, la possibilità di un accoppiamento tra l'impianto di gassificazione di
biomassa e le celle a combustibile a carbonati fusi susciti un grande interesse per quanto riguarda la
generazione distribuita.
5.1
Le celle a combustibile
La nascita delle celle a combustibile risale al 1839, anno in cui l'inglese William Grove riportò i
risultati di un esperimento nel corso del quale era riuscito a generare energia elettrica in una cella
contenente acido solforico, dove erano stati immersi due elettrodi, costituiti da sottili fogli di
platino, sui quali arrivavano rispettivamente idrogeno ed ossigeno. Una cella a combustibile
funziona in modo analogo ad una batteria, in quanto produce energia elettrica attraverso un
processo elettrochimico; tuttavia, a differenza di quest'ultima, consuma sostanze provenienti
dall'esterno ed è quindi in grado di funzionare senza interruzioni, finché al sistema viene fornito
combustibile ed ossidante. La cella è composta da due elettrodi in materiale poroso, separati da un
elettrolita. Gli elettrodi fungono da siti catalitici per le reazioni di cella che consumano,
fondamentalmente, idrogeno ed ossigeno, con produzione di acqua e passaggio di corrente elettrica
nel circuito esterno. L'elettrolita ha la funzione di condurre gli ioni prodotti da una reazione e
consumati dall'altra, chiudendo il circuito elettrico all'interno della cella. La trasformazione
elettrochimica è accompagnata da produzione di calore, che è necessario estrarre per mantenere
costante la temperatura di funzionamento della cella.
68
Una singola cella produce normalmente una tensione di circa 0,7 V e correnti comprese tra 300 e
800 mA/cm2, quindi, per ottenere la potenza ed il voltaggio desiderato, più celle sono disposte in
serie, a mezzo di piatti bipolari, a formare una pila, detta "stack" nella letteratura anglosassone.
Fig 5.1 - Generico stack di celle a combustibile
Le pile a loro volta sono assemblate in moduli, per ottenere generatori della potenza richiesta.
Esistono diverse tecnologie di cella, con diverse caratteristiche e diverso grado di sviluppo.
Normalmente le celle vengono classificate sulla base dell'elettrolita utilizzato (celle alcaline, ad
elettrolita polimerico, ad acido fosforico, a carbonati fusi, ad ossidi solidi) o della temperatura di
funzionamento (celle a bassa e alta temperatura). L'elettrolita condiziona i seguenti parametri:
•
il campo di temperatura operativo;
•
il tipo di ioni e la direzione in cui diffondono attraverso la cella;
•
la natura dei materiali costruttivi;
•
la composizione dei gas reagenti;
•
la vita della cella.
Gli impianti con celle a combustibile sono costituiti da 3 sezioni principali:
•
una sezione di trattamento del combustibile (gas naturale, metanolo, gas di sintesi prodotti
69
dalla gassificazione di carbone o biomassa, biogas) che converte lo stesso in un gas di sintesi
contenente idrogeno purificato secondo le necessità imposte dal tipo di cella. Il processo
normalmente impiegato quando si parte da idrocarburi leggeri è quello di reforming
catalitico con vapore, seguito da conversione del monossido di carbonio mediante la
reazione di shift del gas d'acqua:
CnHm+ n . H2O = n . CO + (m/2 + n) . H2
n . CO + n . H2O = n . CO2 + n . H2
Nel processo occorre adottare condizioni di reazione che prevengano la formazione di
composti indesiderati che comprometterebbero l'efficienza del processo stesso. Questa
sezione non è necessaria se si utilizza idrogeno o, se s'impiegano celle ad alta temperatura
(MCFC e SOFC) in cui il reforming del combustibile avviene all'interno della cella stessa o
nel caso di celle a metanolo diretto (DMFC);
•
una sezione elettrochimica, costituita dalle celle che producono energia elettrica attraverso la
reazione tra il combustibile alimentato all'anodo e l'ossidante alimentato al catodo; la
trasformazione elettrochimica è accompagnata da produzione di calore;
•
un sistema di condizionamento della potenza elettrica, che sia capace di adeguare le
caratteristiche elettriche della pila a quelle dell’utenza finale.
Completano l'impianto un sistema di regolazione della potenza elettrica generata e di recupero del
calore, che può essere utilizzato sia all'interno dell'impianto (ad es. per il reattore di conversione del
combustibile), che per utenze esterne (cogenerazione), ed un sistema di controllo che assicura il
coordinamento delle diverse sezioni dell'impianto [20].
5.2
Classificazione delle diverse tipologie di celle
Le celle a combustibile si classificano nel seguente modo:
•
celle alcaline (AFC, Alkaline Fuel Cell), che usano un elettrolita costituito da idrossido di
potassio ed operano a temperature intorno a 120 "C. Hanno raggiunto un buon grado di
maturità tecnologica soprattutto per usi speciali (applicazioni militari e spaziali); le loro
caratteristiche (richiedono gas di alimentazione estremamente puri) ne hanno limitato
fortemente la diffusione, tanto che oggi non vi sono programmi di sviluppo in corso degni di
nota;
70
•
celle ad elettrolita polimerico (PEMFC, Proton Exchange Membrane Fuel Cell), che usano
come elettrolita una membrana polimerica ad elevata conducibilità protonica e funzionano a
temperature comprese tra 70 e 100 °C; sono sviluppate soprattutto per la trazione e la
generazione/cogenerazione di piccola taglia (1-250 kW);
•
celle a metanolo diretto (DMFC, Direct Methanol Fuel Cell), che sono un particolare tipo di
PEMFC e sono ancora allo stadio di ricerca di laboratorio sia perché ci sono notevoli perdite
di metanolo attraverso la membrana polimerica sia perché per raggiungere elevate densità di
corrente è necessario utilizzare una quantità di catalizzatore al platino maggiore rispetto a
quello che si usa nelle normali celle a combustibile PEMFC;
•
celle ad acido fosforico (PAFC, Phosphoric Acid Fuel Cell), che operano a temperature
prossime ai 200 °C con un elettrolita costituito da una soluzione concentrata di acido
fosforico; rappresentano la tecnologia più matura per gli usi stazionari, con
commercializzazione già avviata per le applicazioni di cogenerazione nei settori residenziale
e terziario (100-200 kW);
•
celle a carbonati fusi (MCFC, Molten Carbonate Fuel Cell), che usano come elettrolita una
soluzione di carbonati alcalini fusa alla temperatura di funzionamento della cella (650 °C) e
contenuta in una matrice ceramica porosa; sono promettenti soprattutto per la generazione di
energia elettrica e la cogenerazione da qualche centinaio di kW ad alcune decine di MW;
•
celle ad ossidi solidi (SOFC, Solid Oxide Fuel Cell), che funzionano a temperatura elevata
(circa 900-1000 °C) per assicurare una conducibilità sufficiente all'elettrolita, costituito da
materiale ceramico (ossido di zirconio drogato con ossido di ittrio); come le celle a
carbonati, sono promettenti soprattutto per la generazione di energia elettrica e la
cogenerazione da qualche kW ad alcune decine di MW;
Le celle a combustibile rivestono un notevole interesse al fine della produzione di energia elettrica,
in quanto presentano caratteristiche energetiche ed ambientali tali da renderne potenzialmente
vantaggiosa l'adozione. In particolare se si analizza la tabella 4.1 si vede che offrono un rendimento
elettrico elevato, con valori che vanno dal 40-60% (riferito al potere calorico inferiore del
combustibile) per gli impianti con celle a bassa temperatura, fino a raggiungere oltre il 60% per
quelli con celle ad alta temperatura utilizzate in cicli combinati.
71
Tab 5.1 - Confronto tra le diverse tecnologie di celle a combustibile
Tipo
Caratteristiche
Elettrolita
Celle a bassa temperatura
AFC
PEMFC
Idrossido di
potassio
Ione che
promuove la
OHreazione di
cella
60 - 120
Temperatura °C
Pt/Pd, Ni
Catalizzatore
Materiali
Plastica, grafite,
Inconel
costruttivi
PAFC
Celle ad alta temperatura
MCFC
SOFC
Membrana
polimerica
Acido fosforico
H+
H+
CO3-
O-
70 - 100
100 - 250
600 - 700
800 - 1000
Platino
Platino
Nichel
Non richiesto
Nichel, acciaio
inox
Materiali ceramici
metallici
Materiali grafitici
Materiali grafitici
metallici
Carbonato di litio e Ossido di zirconio
potassio
drogato
Idrogeno puro
(99,99%)
Idrogeno, gas
riformati
Idrogeno, gas
riformati
Idrogeno,gas
riformati, gas di
carbone
Idrogeno, gas
riformati, gas di
carbone
Ossigeno (puro)
Ossigeno, aria
Ossigeno, aria
Ossigeno, aria
Ossigeno, aria
60
40 - 60
40 - 50
45 - 55
45 - 60
300 - 500
300 - 900
150 - 300
150
150 - 270
Stato della
tecnologia
Sistemi
5 – 80 kW
Sistemi
5 – 250 kW
Tempo di
avviamento
Minuti
Minuti
Combustibile
Ossidante
Efficienza
elettrica (PCI),
%
Densità di
potenza
mW/cm2
Applicazioni
Vantaggi
Svantaggi
Impianti
Impianti
Stack 25 kW
dimostrativi fino a dimostrativi fino a
Impianto 220 kW
11 MW
2 MW
1 - 4 ore
Piccoli
cogeneratori usi
Cogenerazione
residenziali,
potenza distribuita
trasporto
Elettrolita non
volatile, minimi
Resistenza a CO2,
problemi di
alta efficienza
materiali e
Densità di potenza
globale in
corrosione, alta
elevata
applicazioni
densità di potenza,
cogenerative,
resistenza a CO2,
tecnologia matura
bassi tempi di
avviamento
Spaziali,
generalmente
portatili, trasporto
5 – 10 ore
5 – 10 ore
Cogenerazione
Cogenerazione
industriale,
industriale,
potenza distribuita potenza distribuita
Disponibilità di
Disponibilità di
calore ad alta
calore ad alta
temperatura, non
temperatura, CO è
necessario uso di
un combustibile,
catalizzatori,
rendimento
rendimento
elevato, possibilità
elevato, possibilità
di reforming
di reforming
interno
interno
Problemi di vita e
Nessuna resistenza
Sollecitazioni
stabilità dei
a CO, scarsa al Bassa tolleranza a
termiche elevate
Bassa tolleranza a materiali, richiesto
CO2, estrema
CO, problemi di
nei materiali, alto
CO
un ricircolo di
purezza gas di gestione dell'acqua
tempo di
CO2, alto tempo di
alimentazione
avviamento
avviamento
72
C’è la possibilità di utilizzo di un’ampia gamma di combustibili come metano, metanolo, gas
naturale, gas di sintesi (prodotto da combustibili liquidi, gassificazione del carbone, biomasse)
come si può vedere dalla figura 5.2.
Fig 5.2 - Fonti primarie e combustibili utilizzabili in impianti con celle a combustibile
Un’altra caratteristica è la modularità, che permette di accrescere la potenza installata via via che
cresce la domanda di energia elettrica, con notevoli risparmi sul piano economico e con tempi di
costruzione che possono risultare notevolmente ridotti. Il rendimento delle celle a combustibile è
indipendente dal carico e dalle dimensioni dell’impianto, mentre negli impianti tradizionali il
rendimento diminuisce al decrescere della taglia dell'impianto; ed inoltre è poco sensibile alle
variazioni del carico elettrico, diversamente da quanto avviene con gli impianti convenzionali. In
pratica una cella può operare tra il 30 e il 100% di carico, senza perdite consistenti di efficienza.
Non meno importante è il ridottissimo impatto ambientale che le celle producono, sia dal punto di
vista delle emissioni gassose che di quelle acustiche, il che consente di collocare gli impianti anche
in aree residenziali, rendendo il sistema particolarmente adatto alla cogenerazione di energia
elettrica e di calore. Infatti il calore cogenerato può essere disponibile a diverse temperature, in
forma di vapore o acqua calda, ed impiegato per usi sanitari, climatizzazione, ecc.
73
5.3
Le celle a combustibile a carbonati fusi
Le celle a combustibile a carbonati fusi impiegano un elettrolita costituito da una soluzione di
carbonati alcalini, liquidi alla temperatura di funzionamento della cella (650 °C), contenuti in una
matrice ceramica porosa ed elettrodi a base di nichel (nichel cromo all’anodo, ossido di nichel
litiato al catodo). Rispetto alle celle che operano a bassa temperatura presentano alcuni vantaggi:
•
cinetiche di reazioni più veloci che eliminano il bisogno di metalli preziosi come
catalizzatori;
•
maggiore flessibilità nell’uso di combustibili, con possibilità di alimentare la cella
direttamente con metano o distillati leggeri senza stadio di reforming esterno del
combustibile;
•
possibilità di cogenerare a temperature d’interesse industriale.
Con esse è possibile, in prospettiva, realizzare impianti con efficienze mediamente più elevate (fino
al 60-70% in cicli combinati) di quelle che si registrano con celle a bassa temperatura. Le alte
temperature di funzionamento e l’elevata corrosività dell’elettrolita pongono tuttavia problemi di
stabilità strutturale ai componenti di cella e questi fanno sì che la tecnologia stia incontrando ancora
difficoltà ad affermarsi. Tra i principali problemi vi sono la dissoluzione del catodo in ossido di
nichel litiato (LixNi1-xO), la sinterizzazione dell’anodo di nichel e la corrosione dei componenti
metallici, come ad esempio i piatti bipolari. Nonostante i notevoli progressi compiuti negli ultimi
anni, resta ancora molto da fare per superare questi problemi e per raggiungere gli obiettivi di
durata e di costi richiesti per il suo impiego in impianti di generazione di energia elettrica (almeno
40.000 ore per lo stack, con costi d’impianto inferiori a 1500 €/kW).
I segmenti di mercato più promettenti per i sistemi con celle a carbonati fusi sono, nel medio
termine, la generazione di energia elettrica e la cogenerazione ad alta temperatura, per taglie
comprese tra 250 kW e 20-30 MW. Attualmente sono in fase di studio MCFC di piccolissima taglia
come ad esempio la MCFC da 3 kW in geometria cilindrica sviluppata presso il Dipartimento di
Ingegneria Industriale dell'Università degli Studi di Perugia [21].
Le MCFC si adattano bene ad utilizzare il syngas prodotto dall'impianto di gassificazione di
biomassa. Esse, infatti, sono capaci di elaborare sia idrogeno sia monossido di carbonio, che
generalmente compongono il syngas per circa il 35-40%. La presenza di anidride carbonica nel
syngas non comporta problemi infatti essa viene già normalmente prodotta all'anodo e ricircolata al
catodo. La presenza di zolfo e di tar nel syngas crea i maggiori problemi, anche se, nel syngas
74
prodotto dagli impianti di gassificazione di biomassa lignocellulosica, questi contaminanti sono
presenti a livelli ridotti. È necessario comunque prevedere una sezione di trattamento del syngas a
monte della MCFC per la rimozione completa dei composti solforati, per la conversione o
rimozione del tar e anche del particolato [22].
Nel caso di MCFC a reforming interno (dette anche Direct Fuel Cells, DFC) il gas naturale viene
parzialmente preriformato in un apposito reattore che precede l'anodo e che risulta strutturalmente e
termicamente integrato nella pila. La reazione globale di prereforming non è una reazione completa,
ma si ha un equilibrio chimico funzione della temperatura, per cui all’ingresso anodico, oltre a
idrogeno e anidride carbonica, sono presenti monossido di carbonio, metano e vapore. Qualora il
gas combustibile contenga già idrogeno si può fare a meno del prereformer. Le reazioni all’interno
del comparto anodico sono le seguenti [23]:
•
Reazione di reforming
CH4 + H2O ° CO + 3H2
•
Reazione di shift
CO + H2O ° CO2 + H2
•
Semi-reazione anodica
4 . H2 + 4 . CO3-- °
4 . CO2 + 4 . H2O + 8e-
mentre al catodo si ha:
•
Semi-reazione catodica
e quindi la reazione totale è:
2 . O2 + 4 . CO2 + 8e- °
CH4 + 2 . O2 °
4 . CO3--
CO2 + 2 . H2O
75
Fig 5.3 - Schema di funzionamento di una MCFC
Per un corretto funzionamento della cella è impossibile utilizzare tutto l'idrogeno disponibile
all'anodo e pertanto nell’esausto anodico si ha una corrente gassosa combustibile contenente
idrogeno e monossido di carbonio oltre che anidride carbonica e vapore. Questo gas viene bruciato
in eccesso di aria e i fumi ricchi di ossigeno, azoto, anidride carbonica e vapore vengono inviati al
catodo. Anche la semi-reazione catodica non deve impiegare tutto l'ossigeno e l'anidride carbonica
disponibili.
Il calore generato all’interno della cella e all’interno del bruciatore viene parzialmente utilizzato per
sostenere la reazione endotermica di reforming e per preriscaldare il metano e vaporizzare e
surriscaldare l’acqua di alimento. La restante aliquota di potenza termica può essere utilizzata per la
cogenerazione.
Fig 5.4 - MCFC della MTU
76
Capitolo 6 – Modellizzazione della MCFC
Aspen PlusTM, quanto meno nella configurazione disponibile presso il Dipartimento di Ingegneria
Industriale dell'Università degli Studi di Cassino, non è capace di simulare il funzionamento di una
cella a combustibile ed, in generale, non è in grado di simulare reattori elettrochimici. In particolare
non riesce a valutare la potenza elettrica generata e, di conseguenza, neppure quella termica. E'
quindi necessaria una procedura esterna interfacciabile che calcoli la potenza elettrica generata,
cosa che è stata fatta con un approccio semiempirico.
6.1
Modellizzazione della MCFC
Consiste nella realizzazione di un algoritmo di calcolo capace di riprodurre il funzionamento reale
della MCFC a partire dai flussi di massa e di energia in ingresso restituendo parametri quali potenza
elettrica e termica in condizioni reali, rispettando i bilanci di massa e di energia. Tale modello è
stato realizzato utilizzando un comune foglio di calcolo. L’equazione fondamentale che permette di
determinare le caratteristiche elettrochimiche delle celle a combustibile è l’equazione di Nernst, che
per le MCFC è [24]:
C
 X CO
⋅ X H 2 ⋅ X O2
∆ G0 R ⋅ T
2

E0 = −
+
⋅ ln
⋅
A

2⋅ F 2⋅ F
X CO
⋅ X H 2O
2


p


In cui:
•
F è la costante di Faraday, pari a 96490 C/mole;
•
R è la costante dei gas, pari a 8,314 J/moleK;
•
DG0 è l'energia libera della reazione di combustione;
•
T è la temperatura della cella misurata in Kelvin;
•
X è la frazione molare della generica sostanza coinvolta;
•
p è la pressione di esercizio della cella misurata in bar.
Si intuisce dunque che la tensione di circuito aperto E0 è funzione della temperatura, della pressione
totale ed, in particolare, delle frazioni molari delle sostanze coinvolte nella reazione di combustione,
cioè della composizione dei flussi entranti e dell’equilibrio chimico che si crea all’interno della
77
cella stessa. Durante il passaggio dei gas all’interno dei condotti anodici e catodici vi è una
variazione continua delle frazioni molari in virtù sia della reazione di ossidazione stessa che via via
consuma i reagenti e genera i prodotti, sia delle reazioni di reforming e di shift che continuano
anche all'interno del comparto anodico. Per tanto la tensione a circuito aperto della cella non può
essere univocamente determinata, ma è una media delle tensioni calcolate lungo gli elettrodi. Per far
ciò è necessario discretizzare la singola cella e, in particolare per tener conto della configurazione a
flussi incrociati, uno schema abbastanza semplice è quello di figura 6.1. Per il calcolo della tensione
a circuito aperto E0 è, quindi, necessario determinare le tensioni: AIN-MID/CIN-MID ; AIN-MID/CMID-OUT;
AMID-OUT/CIN-MID e AMID-OUT/CMID-OUT.
A-IN
AIN-MID/CMID-OUT
C-MID
A-MID
C-IN
C-OUT
AIN-MID/CIN-MID
AMID-OUT/CIN-MID
AMID-OUT/CMID-OUT
A-OUT
Fig 6.1 - Sezione frontale del modello di cella e schema dei flussi
L'anodo ed il catodo sono divisi in due parti e quindi la cella risulta ripartita in quattro settori per i
quali possono essere prese in considerazione le frazioni molari medie, valutate cioè con riferimento
alla composizione nei quattro punti indicati in figura 6.1. La variazione è supposta lineare e quindi
ogni semi-anodo consuma metà del combustibile utilizzato ed ogni semi-catodo metà dell'ossidante
utilizzato [25]. Imponendo questa legge di variazione dei reagenti e dei prodotti si ha che i flussi AMID, A-OUT, C-MID e C-OUT non si trovano in equilibrio chimico, è necessario quindi ristabilire
detto equilibrio ogni volta che tali flussi escono dalla porzione di cella modellizzata. Tutti i termini
dell'equazione di Nernst nei quattro punti indicati in figura 6.1 possono essere individuati
imponendo alcune caratteristiche della MCFC che si vuole simulare: in particolare è necessario
conoscere l'utilizzazione anodica e catodica, la frazione di esausto catodico ricircolata, la
temperatura massima di funzionamento della MCFC e le temperature di ingresso dei flussi di
massa. Mediante la conoscenza dei coefficienti parametrici, desunti dal sito del N.I.S.T. (National
78
Institute of Standards and Technology) che permettono di calcolare sia la differenza di entalpia, sia
la differenza di entropia, alla temperatura di cella stabilita (tabella 6.1), è possibile determinare i
valori dell'energia libera di reazione nei quattro punti.
Tab 6.1 - Coefficienti parametrici delle sostanze coinvolte nella combustione
Sostanza
Intervallo di temperatura [K]
A
B
C
D
E
F
G
H
H2
298-1000
33,066
-11,363
11,433
-2,7729
-0,1586
-9,9808
172,71
0,0000
O2
298-6000
29,659
6,1373
-1,1865
0,0958
-0,2197
-9,8614
237,95
0,0000
H2O
500-1700
30,092
6,8325
6,7934
-2,5345
0,8214
-250,88
223,40
-241,83
Applicando il carico elettrico agli elettrodi della cella inizia il passaggio di corrente e si ha una
caduta di tensione sostanzialmente a causa delle perdite ohmiche, per attivazione e per
concentrazione. Per tenere conto di questi fenomeni dissipativi si utilizzano i parametri e le curve
caratteristiche di una MCFC di riferimento riportati in tabella 6.1 e in figura 6.2 [26].
Tab 6.2 - Caratteristiche tecniche di una MCFC
UM
%
%
°C
bar
A/m2
V
Utilizzazione anodica
Utilizzazione catodica
Temperatura operativa
Pressione operativa
Densità di corrente
Tensione di cella
Tensione
60
40
650
1,013
3000
0,75
Densità di potenza
2,5
2
0,9
0,8
Tensione [V]
Densità di potenza [kW/m ]
1,0
2,0
0,7
0,6
1,5
0,5
0,4
1,0
0,3
0,2
0,5
0,1
0,0
0
400
800
0,0
1200 1600 2000 2400 2800 3200
2
Corrente [A/m ]
Fig 6.2 - Curve caratteristiche della MCFC di riferimento
79
6.2
Simulazione di una MCFC alimentata a metano
La simulazione dell’impianto è stata effettuata mediante il programma di calcolo Aspen PlusTM con
le seguenti ipotesi di funzionamento:
•
la portata molare di metano è pari a 1 mole/s;
•
la quantità di acqua di alimento è quella stechiometrica della reazione di reforming;
•
il metano e l’acqua vengono preriscaldati a 650 °C mediante il calore dell’esausto catodico;
•
la potenza termica assorbita durante il reforming è fornita interamente dalla MCFC;
•
la temperatura di reforming è 650 °C;
•
la temperatura operativa della MCFC è 700 °C;
•
l’utilizzazione del combustibile primario è del 80%;
•
l’eccesso d’aria nel bruciatore porta i gas combusti ad una temperatura di 650 °C;
•
l’esausto catodico ricircolato è pari al 75%.
Nella figura 6.3 è riportato lo schema di impianto con i flussi di massa e di energia realizzato in
Aspen. A questo punto è stato possibile collegare il modello di MCFC con la simulazione di Aspen
mediante i blocchi denominati MCFC-1 e MCFC-2. Tali blocchi inviano alla procedura esterna
(foglio di calcolo) i parametri dei flussi di massa coinvolti nella simulazione che li elabora
restituendo alla simulazione di Aspen i risultati.
Fig 6.3 - Schema della simulazione con Aspen Plus della MCFC alimentata con metano
80
Tab 6.3 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC alimentata con metano
CH4
H2O
CO2
CO
N2
O2
H2
Totale
Temperatura
Entalpia spec.
Potenza
UM
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
°C
kJ/mol
kW
A-1
0,117
2,125
2,192
0,291
0
0
1,640
6,366
700
nd
nd
A-2
0,0
3,458
3,943
0,257
0
0
0,540
8,198
700
nd
nd
A-IN
0,195
0,876
0,319
0,486
0
0
2,734
4,610
650
-67,31
-310
A-MID
0,0
2,375
1,828
0,770
0
0
1,620
6,595
700
-183,94
-1213
A-OUT
0,0
3,524
3,876
0,324
0
0
0,476
8,200
700
-266,54
-2186
AIR-1
0
0
0
0
9,251
2,459
0
11,711
15
-0,29
-3
AQ-1
0
2
0
0
0
0
0
2,000
15
-286,37
-573
CH4
H2O
CO2
CO
N2
O2
H2
Totale
Temperatura
Entalpia spec.
Potenza
UM
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
moli/s
°C
kJ/mol
kW
AQ-2
0
2,00
0
0
0
0
0
2,000
650
-219
-438
C-1
0
4,00
4,20
0
9,25
2,06
0
19,511
650
-112,20
-2189
C-2
0
16,00
5,60
0
37,01
2,64
0
61,242
700
nd
nd
C-3
0
16,00
4,00
0
37,01
1,84
0
58,842
700
nd
nd
C-4
0
4,00
1,00
0
9,25
0,46
0
14,711
700
-69,94
-1029
C-5
0
4,00
1,00
0
9,25
0,46
0
14,711
372,3779
-81,37
-1197
C-6
0
4,00
1,00
0
9,25
0,46
0
14,711
100
-90,17
-1326
UM
C-7
CH4
moli/s
0
H2O
moli/s
12
CO2
moli/s
3
CO
moli/s
0
N2
moli/s 27,754
O2
moli/s 1,378
H2
moli/s
0
Totale
moli/s 44,132
Temperatura
°C
700
Entalpia spec. kJ/mol
-70
Potenza
kW
-3087
C-8
C-9
C-IN C-MID C-OUT
0
0
0
0
0
12
4
16
16
16
3
1
7
6
4
0
0
0
0
0
27,754 9,251 37,005 37,005 37,005
1,378
0,459
3,437
2,637
1,837
0
0
0
0
0
44,132 14,711 63,642 61,242 58,842
650
15
650
700
700
-71,75 -105,36 -84,15 -76,36 -69,94
-3166 -1550 -5355 -4677
-4115
GN-1
1
0
0
0
0
0
0
1
15
-74,87
-75
GN-2
1
0
0
0
0
0
0
1
650
-41,53
-42
81
Le caratteristiche principali dei flussi di massa sono riportate nelle tabella 6.3, 6.4 e 6.5, mentre le
caratteristiche elettrochimiche nella tabella 6.6.
Tab 6.6 - Caratteristiche elettrochimiche dei punti individuati
Calore sensibile [kJ/mole]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
Entropia [J/mole]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
Energia libera [kJ/mole]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
Tensione reversibile di cella [V]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
Tensione di circuito aperto [V]
AIN-MID/CIN-MID
AIN-MID/CMID-OUT
AMID-OUT/CIN MID
AMID OUT/CMID OUT
Valore medio
H2
8,98
19,12
19,12
19,87
H2
151,35
164,61
164,61
165,40
O2
9,51
20,93
20,93
21,79
O2
226,88
241,80
241,80
242,70
H2O
9,49
23,10
23,10
24,14
H2O
212,38
230,15
230,15
231,23
-214,33
-195,82
-195,82
-194,43
1,1106
1,0147
1,0147
1,0075
1,0627
0,9240
0,8568
0,8295
0,9140
0,7140
Nota la tensione reale di cella la potenza totale della MCFC può essere determinata mediante la
seguente relazione.
[(
Pe = Vreale ⋅ 2 ⋅ F ⋅ n H 2 + nCO + 4 ⋅ nCH 4
)
IN
(
− n H 2 + nCO + 4 ⋅ nCH 4
) ]
OUT
In cui:
•
Vreale è la tensione reale di cella;
•
F è la costante di Faraday;
82
•
il termine tra parentesi quadre indica il numero di molecole equivalenti (cioè entranti,
prodotte per reforming e prodotte per shift) di idrogeno che sono state consumate.
Un impianto di questo tipo, alimentato da 1 mole/s di metano, consente, ad una MCFC con una
superficie elettrodica di 0,5 m2 e 193 celle, di fornire una potenza elettrica di 441 kW con
un’efficienza riferita al PCS del metano del 49,0%. La potenza termica recuperabile dall’impianto è
composta sostanzialmente da due aliquote: il calore ceduto dal ricircolo catodico (C-7) e il calore
ceduto dall’esausto catodico dopo lo scambiatore per il preriscaldamento del metano e dell’acqua di
alimento del prereformer (C-5). La potenza termica recuperabile è 234,5 kW considerando che i
fumi vengono rilasciati in atmosfera ad una temperatura non inferiore a 100°C, mentre l'efficienza
termica riferita al PCS del metano del 26,1%.
6.3
Validazione del modello
La validità del modello teorico è stata poi verificata mediante il confronto tra le prestazioni ottenute,
appunto, dal modello con quelle di una MCFC commercialmente disponibile e cioè l'Hotmodule
della MTU [27], a parità di condizioni di funzionamento. In particolare sono state rispettate le
seguenti condizioni:
•
temperatura operativa (650°C);
•
portata di metano (41 kg/h);
•
utilizzazione anodica (80%);
•
pressione operativa (1,013 bar);
•
frazione catodica ricircolata (75%);
La potenza elettrica lorda generata è risultata 310 kW contro i 312 kW dell'hotmodule, mentre
l'efficienza elettrica si è attestata su un valore di 49,3% che è risultata essere pressoché identica a
quella dell'hotmodule. La tensione globale, considerando una densità di corrente di 1270 A/m 2 ed
una superficie elettrodica di 0,79 m2 è stata di 310 V contro i 311V. La maggiore differenza è stata
riscontrata nella tensione reale di cella che nel modello ha raggiunto 0,7048 V mentre nel caso reale
è di 0,732 V con un errore del 3,72%.
83
Capitolo 7 – Simulazione dell'impianto di gassificazione accoppiato
alla MCFC
Il problema di accoppiare la MCFC all'impianto di gassificazione è affrontato inizialmente
considerando una configurazione impiantistica provvisoria e valutando poi quali sono le possibili
modifiche da apportare al sistema al fine di ottimizzare la resa energetica e/o semplificare il lay-out.
In figura 7.1 è riportato lo schema dell'impianto completo.
1
2
5
3
6
4
Fig 7.1 - Schema dell'impianto con MCFC e recupero termico
All'impianto di gassificazione esistente viene aggiunta:
•
una sezione di desolforazione (1);
•
uno stack MCFC completo di prereformer, combustore catalitico e scambiatore di calore per
il preriscaldamento dei reagenti (2);
•
un serbatoio di accumulo dell'acqua per il recupero termico del calore (3);
•
una sezione di pompaggio dell'acqua, ed una di compressione dell'aria (4);
•
uno scambiatore di calore per il preriscaldamento dell'aria di alimento del gassificatore (5);
84
•
un dispositivo di comando e controllo costituito da una sezione di conversione statica
dell'energia elettrica e da una sezione di interfaccia con la rete elettrica (6).
7.1
Sezione di desolforazione del syngas
Le MCFC presentano scarsa tolleranza ai composti dello zolfo (H2S, COS, H2SO4), infatti il tenore
di zolfo ammesso nel syngas deve essere necessariamente inferiore ad 1 ppm [28], per cui è
necessario provvedere ad una opportuna sezione di desolforazione.
Esistono due tipi di processi per trattare il gas di sintesi:
1. la depurazione ad umido a bassa temperatura;
2. la depurazione ad alta temperatura e pressione, indicata con l'espressione HGCU (Hot Gas
Clean-Up).
La depurazione ad umido a bassa temperatura è costituita, generalmente, da una prima fase di
rimozione meccanica del particolato e da una successiva fase di assorbimento per eliminare i gas
acidi presenti nel gas, principalmente H2S, SO2 e COS. I composti dello zolfo sono rimossi
attraverso assorbimento in controcorrente, ad elevata pressione, mediante un liquido che è fatto
passare attraverso una colonna di piatti o di materiale di riempimento. L'assorbimento può avvenire
per via chimica o per via fisica. Nei sistemi ad assorbimento chimico, si utilizzano reagenti alcalini
che reagiscono con i gas acidi. Il processo può essere molto semplice e comprende un assorbente,
un desorbente, una pompa di circolazione, una caldaia ed un condensatore. Nei sistemi ad
assorbimento fisico, l'assorbimento dipende unicamente dalla solubilità del gas e quindi dalla sua
pressione parziale: a basse pressioni l'efficacia del metodo fisico è inferiore a quella del metodo
chimico, ma aumenta all'aumentare della pressione parziale del gas acido. È importante considerare
anche la temperatura del processo di assorbimento, infatti minore è la temperatura, maggiore sarà la
solubilità. Il metodo fisico offre, inoltre, il vantaggio di una maggiore selettività: H2S è molto più
solubile di CO2, per cui il primo può essere eliminato selettivamente da un gas che li contiene
entrambi. La depurazione ad alta temperatura e pressione è una attraente alternativa al tradizionale
processo di depurazione umida. Il procedimento consiste nella rimozione del particolato e nella
desolforazione a condizioni di temperatura e di pressione che corrispondono a quelle del syngas
all'uscita del gassificatore. Tale processo aumenta generalmente l'efficienza globale dell'impianto in
quanto riduce o elimina la necessità di raffreddamento e decompressione del syngas proveniente dal
gassificatore, semplifica l'impianto ed elimina la necessità di scambiatori di calore. La
desolforazione ad alta temperatura e pressione (HGD, Hot Gas Desulfurization) è basata
85
sull'assorbimento su composti solidi, prevalentemente ossidi metallici rigenerabili con aria od
ossigeno, capaci di rimuovere i solfuri fino a poche ppm [29]. Il syngas prodotto dall'impianto di
gassificazione WBG15 è a pressione atmosferica ed è già corredato della sezione di lavaggio e
rimozione del particolato, per cui risulta idoneo un sistema di desolforazione ad umido e a bassa
temperatura, in particolare ad assorbimento fisico.
7.2
Simulazione del funzionamento della MCFC alimentata con il syngas
Inizialmente è stata realizzata la simulazione della sola MCFC alimentata mediante un gas
combustibile con una composizione ed una portata massica uguali a quelle del syngas prodotto
dall’impianto di gassificazione, inoltre la portata di acqua per il pre-reformer è stata ipotizzata pari a
quella stechiometrica per le reazioni di shift del CO e di reforming del CH4. Come si vede dalla
figura 7.2 lo schema della MCFC è rimasto invariato rispetto al caso di alimentazione con metano.
Fig 7.2 - Schema della simulazione con Aspen Plus della MCFC alimentata con il syngas
Il syngas proveniente dalla sezione di desolforazione (SYNGAS-1) è inviato all'interno di uno
scambiatore di calore insieme all'acqua necessaria alla reazione di reforming (AQ-1); si ha un
preriscaldamento dei reagenti ad una temperatura di 650 °C mediante il calore disponibile
nell'esausto catodico non ricircolato (C-4) che esce ad una temperatura di 700 °C. I reagenti
preriscaldati (SYNGAS-2 e AQ-2) entrano nel prereformer e producono, mediante il calore
86
disponibile dallo stack (Q-REF), un gas ricco di idrogeno che poi viene inviato nel primo semicomparto anodico (MCFC-1). Qui avviene la semi-reazione anodica che consuma metà del
combustibile utilizzabile con produzione di CO2 e H2O; tale semi-reazione, come detto in
precedenza, è trattata mediante una procedura esterna al programma Aspen Plus che poi fornisce, ad
Aspen Plus stesso, un flusso di massa modificato e non in equilibrio chimico (A-1). Tale flusso di
massa viene inviato
all'interno del reattore (A-EQ-MID) per ristabilire l'equilibrio chimico
simulando le reazioni di reforming e di shift che avvengono nel comparto anodico. Nel secondo
semi comparto anodico (MCFC-2) si consuma la rimanente porzione di combustibile utilizzabile
producendo ancora CO2 e H2O. Il gas, dopo essere passato all'interno di un secondo reattore di
equilibrio (A-EQ-OUT), viene inviato in un bruciatore catalitico (BURNER), insieme ad una
quantità di aria tale da abbassare la temperatura dei gas combusti (C-1) ad un valore di 650 °C. Il
flusso di massa (C-1), insieme al ricircolo catodico raffreddato (C-8), entra nel primo semicomparto catodico (MCFC-2), consumando metà dell'ossidante utilizzabile. In questo caso il
reattore di Gibbs (C-EQ-MID) non serve a ristabilire l'equilibrio chimico delle sostanze contenute
all'interno del semi-comparto catodico, ma soltanto ad individuare le caratteristiche termochimiche
(calore specifico, entalpia specifica ecc.) del flusso di massa uscente dalla procedura esterna.
Procedendo con la simulazione si ha la seconda semi-reazione catodica e si ha l'utilizzazione della
restante metà dell'ossidante. Il gas viene inviato nel quarto reattore di Gibbs (C-EQ-OUT) che
serve, anche in questo caso, soltanto ad individuare le caratteristiche termochimiche del flusso di
massa proveniente dalla procedura esterna. Il 75% del flusso catodico uscente, come nel caso della
MCFC di riferimento, (C-OUT) viene ricircolato. Tale ricircolo (C-7) viene raffreddato mediante
uno scambiatore di calore (SC-1) da 700 °C a 650 °C (C-8) per poi essere miscelato con il flusso
proveniente dal bruciatore. La restante frazione dell'esausto catodico a 700 °C (C-4) preriscalda i
reagenti uscendo (C-5) ad una temperatura di 280 °C. In tabella 7.1 sono riportati alcuni parametri
caratteristici della MCFC alimentata con syngas, mentre nelle tabelle 7.2, 7.3, 7.4 sono riportate le
caratteristiche dei flussi di massa.
Tab 7.1 - Caratteristiche della MCFC
Utilizzazione anodica
Temperatura operativa
Pressione operativa
Ricircolo catodico
UM
%
°C
bar
%
80
700
1,013
75
87
Tab 7.2 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC alimentata con syngas
UM
CH4
moli/s
H2O
moli/s
CO2
moli/s
CO
moli/s
N2
moli/s
O2
moli/s
H2
moli/s
Totale
moli/s
Temperatura
°C
Potenza
kW
A-1
0,001
0,100
0,152
0,033
0,170
0
0,061
0,517
700
nd
nd
A-2
0,0
0,145
0,236
0,015
0,170
0
0,018
0,584
700
nd
nd
A-IN
0,002
0,058
0,064
0,055
0,170
0
0,101
0,450
650
-80,23
-36
A-MID
0,0
0,109
0,142
0,044
0,170
0
0,054
0,519
700
-143,23
-74
A-OUT
0,0
0,146
0,235
0,016
0,170
0
0,016
0,584
700
-195,58
-114
AIR-1
0
0
0
0
0,400
0,106
0
0,507
15
-0,29
0
AQ-1
0
0,084
0
0
0
0
0
0,084
15
-286,37
-24
UM
CH4
moli/s
H2O
moli/s
CO2
moli/s
CO
moli/s
N2
moli/s
O2
moli/s
H2
moli/s
Totale
moli/s
Temperatura
°C
Potenza
kW
AQ-2
0
0,084
0
0
0
0
0
0,084
650
-218,95
-18
C-1
0
0,163
0,251
0
0,571
0,090
0
1,074
650
-106,42
-114
C-2
0
0,651
0,548
0
2,283
0,133
0
3,615
700
nd
nd
C-3
0
0,651
0,483
0
2,283
0,100
0
3,517
700
nd
nd
C-4
0
0,163
0,121
0
0,571
0,025
0
0,879
700
-75,77
-67
C-5
0
0,163
0,121
0
0,571
0,025
0
0,879
279,6
-90,56
-80
C-6
0
0,163
0,121
0
0,571
0,025
0
0,879
100
-96,39
-85
UM
CH4
moli/s
H2O
moli/s
CO2
moli/s
CO
moli/s
N2
moli/s
O2
moli/s
H2
moli/s
Totale
moli/s
Temperatura
°C
Potenza
kW
C-7
0
0,488
0,362
0
1,712
0,075
0
2,638
700
-75,77
-200
C-8
0
0,488
0,362
0
1,712
0,075
0
2,638
650
-77,61
-205
C-9
0
0,163
0,121
0
0,571
0,025
0
0,879
15
-108,3
-95
C-IN
0
0,651
0,613
0
2,283
0,165
0
3,712
650
-85,95
-319
C-MID
0
0,651
0,548
0
2,283
0,133
0
3,615
700
-80,04
-289
C-OUT SYNGAS-1 SYNGAS-2
0
0,011
0,011
0,651
0
0
0,483
0,047
0,047
0
0,063
0,063
2,283
0,170
0,170
0,100
0
0
0
0,057
0,057
3,517
0,348
0,348
700
15
650
-75,77
-75,56
-54,55
-266
-26
-19
Come nel caso della MCFC alimentata a metano è possibile visualizzare i parametri elettrochimici
della MCFC alimentata con syngas (tabella 7.5).
88
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
Entropia [J/mole]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
AIN-MID/CIN-MID
AIN-MID/CMID-OUT
AMID-OUT/CIN MID
AMID OUT/CMID OUT
Valore medio
H2
8,98
19,12
19,12
19,87
H2
151,35
164,61
164,61
165,40
O2
9,51
20,93
20,93
21,79
O2
226,88
241,80
241,80
242,70
H2O
9,49
23,10
23,10
24,14
H2O
212,38
230,15
230,15
231,23
-214,33
-195,82
-195,82
-194,43
1,1106
1,0147
1,0147
1,0075
1,0594
0,9263
0,8655
0,8460
0,9207
0,7207
A questo punto può essere effettuato il bilancio di energia della MCFC (tabella 7.6);
Tab 7.6 - Bilancio delle potenze
Potenza elettrica prodotta dalla MCFC
Potenza termica netta uscente dalla MCFC
Potenza termica per il raffreddamento del ricircolo catodico
Potenza termica per il raffreddamento dell'esausto catodico
Potenza termica residua nei fumi
Potenza chimica del syngas in ingresso
[kW]
18,21
5,93
4,86
5,12
10,47
44,59
e possono essere individuate le caratteristiche energetiche di interesse, (tabella 7.7).
89
Tab 7.7 - Caratteristiche energetiche della MCFC alimentata con syngas
Potenza elettrica
Potenza termica
Efficienza elettrica
Efficienza termica
UM
kW
kW
%
%
18,21
15,91
40,8
35,7
L'impianto di gassificazione accoppiato alla MCFC assorbe una certa quantità di potenza elettrica
per il funzionamento degli ausiliari. Il solo impianto di gassificazione ha un assorbimento massimo
di 0,92 kW (tabella 2.2), mentre, dato che la MCFC simulata funziona ad una pressione atmosferica,
l'assorbimento degli ausiliari può essere valutato conoscendo le portate massiche di aria di alimento
per il bruciatore catalitico, di syngas e di acqua per il prereforming. L'acqua proveniente
dall'acquedotto si trova già ad una pressione sufficientemente elevata per poter vincere le eventuali
perdite di carico all'interno del preriscaldatore. La potenza elettrica assorbita dalle soffianti di aria e
syngas è di circa 0,15 kW per cui l'assorbimento complessivo degli ausiliari è di 1,07 kW. In tabella
7.8 sono riportate le caratteristiche energetiche del sistema.
Tab 7.8 - Caratteristiche energetiche complessive
Potenza elettrica netta
Potenza termica netta
Portata d’aria nel gassificatore
Efficienza termo-chimica del gassificatore
Efficienza elettrica globale
Efficienza termica globale
7.3
UM
kW
kW
kg/s
%
%
%
17,14
15,91
0,0062
71,5
27,5
25,6
Analisi di sensibilità sulla MCFC al variare della portata di acqua
È stata condotta una analisi di sensibilità per valutare, al variare della portata d'acqua al
prereformer, quali siano le potenzialità della MCFC alimentata con il syngas proveniente dal
gassificatore di biomassa. Sono stati mantenuti fissi tutti gli altri parametri di funzionamento quali
temperature, pressioni, frazione catodica ricircolata e utilizzazione anodica e catodica. In figura 7.3
si può vedere come varia la composizione del flusso di massa (A-IN) in ingresso al comparto
anodico della MCFC al variare della portata di acqua nel reattore di reforming.
90
100%
H2
90%
Composizione
80%
O2
70%
N2
60%
50%
CO
40%
CO2
30%
H2O
20%
10%
CH4
0,000
0,005
0,010
0,015
0,020
0,025
0,030
0,035
0,040
0,045
0,050
0,055
0,060
0,065
0,070
0,075
0,080
0,085
0,090
0,095
0,100
0%
Portata di acqua [moli/s]
Fig 7.3 - Composizione del flusso A-IN in funzione della portata di acqua
In figura 7.4 è riportato l'andamento della potenza chimica e del potere calorifico superiore del
flusso di massa in ingresso al comparto anodico (A-IN).
5200
Potenza chimica [kW]
46,0
5000
45,9
45,8
4800
45,7
45,6
4600
45,5
4400
45,4
4200
45,3
Potenza chimica
45,2
4000
Potere calorifico
45,1
0,000
0,005
0,010
0,015
0,020
0,025
0,030
0,035
0,040
0,045
0,050
0,055
0,060
0,065
0,070
0,075
0,080
0,085
0,090
0,095
3800
0,100
45,0
Potere calorifico [kJ/kg]
46,1
Fig 7.4 - Potenza chimica e PCS del flusso in ingresso al comparto anodico (A-IN)
Si nota che la potenza chimica del flusso di massa in ingresso al comparto anodico della MCFC
diminuisce al diminuire della portata di acqua immessa nel reattore di reforming. Inversamente il
potere calorifico sempre del flusso A-1 cresce. Per quanto riguarda le caratteristiche energetiche
della MCFC, la riduzione della portata di acqua di alimento al reattore di reforming consente di
ottenere un leggero miglioramento in termini di potenza elettrica e un evidente miglioramento in
termini di potenza termica. Nelle figure 7.5 e 7.6 possono essere meglio visualizzate le
91
caratteristiche energetiche della MCFC al variare della portata di acqua che alimenta il reformer.
20,0
44
19,5
18,2
41
18,1
38
17,5
17,0
36
16,5
34
16,0
Potenza termica
15,5
Fig 7.5 - Potenza ed efficienza elettrica
32
0,050
0,060
0,070
0,080
30
0,090
15,0
0,100
0,000
0,010
0,020
0,030
0,040
0,050
0,060
0,070
0,080
0,090
40
0,100
18,0
Efficienza termica
Efficienza [%]
42
18,3
40
18,0
0,000
18,4
18,5
0,010
43
42
0,020
18,5
19,0
0,030
44
18,6
0,040
Efficienza elettrica
Potenza[kW]
18,7
Potenza[kW]
45
Potenza elettrica
Efficienza [%]
18,8
Fig 7.6 - Potenza ed efficienza termica
Dal punto di vista termico, il miglioramento si può giustificare considerando che, riducendo la
portata di acqua, si riduce la potenza termica necessaria ad evaporarla e preriscaldarla a 650 °C ed
inoltre si riduce il carico termico uscente dalla MCFC e assorbito dal reattore di reforming. Ciò
consente di recuperare una maggiore quantità di energia termica. Dal punto di vista elettrico, il
miglioramento si può giustificare in quanto, con riferimento all'equazione di Nernst, la riduzione di
acqua nel reattore di steam reforming fa crescere il rapporto tra le pressioni parziali ottenendo così
una tensione a circuito aperto più elevata. D'atra parte, poiché il syngas presenta già una certa
quantità di idrogeno, l'acqua viene prodotta direttamente all'interno dell'anodo rendendo non
necessario il prereforming. È da notare che, in figura 7.3, la composizione del flusso A-IN,
corrispondente ad una portata di acqua per lo steam reforming nulla, non coincide con la
composizione del syngas proveniente dal gassificatore. Ciò è da imputarsi al fatto che, durante la
simulazione in Aspen, il reattore di steam reforming a 650 °C ha generato un nuovo equilibrio
chimico nel syngas proveniente dal gassificatore. Dunque se si considera la possibilità di togliere il
reattore di reforming può essere realizzato un nuovo schema di MCFC, semplificato rispetto al caso
precedente, figura 7.8.
92
Fig 7.8 - Schema della simulazione della MCFC alimentata con il syngas senza pre reformer
In questo caso il syngas entra nel preriscaldatore (SC-2) ed esce ad una temperatura di 650 °C, per
entrare direttamente nel comparto anodico senza bisogno del reattore di prereforming, figura 7.8.
Tab 7.9 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC senza pre-reformer
CH4
UM
moli/s
A-1
0,006
A-2
0,0
A-IN
0,011
A-MID
0,0
A-OUT
0,0
AIR-1
0
C-1
0
H2O
moli/s
0,031
0,067
0,000
0,043
0,068
0
0
CO2
moli/s
0,142
0,230
0,047
0,124
0,229
0
0
CO
N2
moli/s
moli/s
0,038
0
0,021
0
0,063
0
0,062
0
0,022
0
0
0,402
0
1
O2
moli/s
0
0
0
0
0
0,107
0
H2
moli/s
0,034
0,012
0,057
0,035
0,011
0
0
moli/s
°C
kJ/moli
kW
0,422
700
nd
nd
0,500
700
nd
nd
0,349
650
-55
-19
0,435
700
-127
-55
0,500
700
-192
-96
0,509
15
0
0
0,993
650
-97
-96
Portata totale
Temperatura
Entalpia spec.
Potenza
93
CH4
UM
moli/s
C-2
0
C-3
0
C-4
0
C-5
0
C-6
0
C-7
0
C-8
0
H2O
moli/s
0,314
0,314
0,078
0,078
0,078
0,235
0,235
CO2
moli/s
0,548
0,483
0,121
0,121
0,121
0,362
0,362
CO
N2
moli/s
moli/s
0
2,291
0
2,291
0
0,573
0
0,573
0
0,573
0
1,718
0
1,718
O2
moli/s
0,134
0,102
0,025
0,025
0,025
0,076
0,076
H2
moli/s
0
0
0
0
0
0
0
moli/s
°C
kJ/moli
kW
3,287
700
nd
nd
3,190
700
nd
nd
0,797
700
-61
-48
0,797
442
-70
-56
0,797
100
-81
-65
2,392
700
-61
-145
2,392
650
-62
-149
Portata totale
Temperatura
Entalpia spec.
Potenza
CH4
UM
moli/s
C-9
0
C-IN
0
C-MID
0
C-OUT
0
SYNGAS
0,011
H2O
moli/s
0,078
0,314
0,314
0,314
0,000
CO2
moli/s
0,121
0,613
0,548
0,483
0,047
CO
N2
moli/s
moli/s
0
0,573
0
2,291
0
2,291
0
2,291
0,063
0,171
O2
moli/s
0,025
0,167
0,134
0,102
0,000
H2
moli/s
0
0
0
0
0
moli/s
°C
kJ/moli
kW
0,797
15
-89
-71
3,385
650
-72
-245
3,287
700
-66
-216
3,190
700
-61
-193
0,349
15
-76
-26
Portata totale
Temperatura
Entalpia spec.
Potenza
È possibile visualizzare i parametri elettrochimici della MCFC alimentata con syngas senza prereformer nella tabella 7.12. Come si vede la tensione di circuito aperto assume un valore maggiore
rispetto al caso di MCFC con pre-reformer alimentata con syngas, (0,9460 V contro 0,9207 V del
caso visto precedentemente) con un incremento di 0,0253 V. Anche rispetto alla MCFC alimentata
a metano, quella alimentata con syngas, presenta una tensione di cella superiore. La MCFC
alimentata a metano infatti ha una tensione di cella di 0,9140 V, ciò nonostante questa ha una
efficienza elettrica maggiore in quanto a parità di potenza chimica del combustibile in ingresso
riesce a far reagire un maggior numero di molecole di H2 rispetto alla MCFC alimentata con syngas.
94
H2
O2
H2O
CIN-MID
8,98
9,51
9,49
AIN-MID
19,12
20,93
23,10
CMID-OUT
19,12
20,93
23,10
AMID-OUT
19,87
21,79
24,14
H2
O2
H2O
CIN-MID
151,35
226,88
212,38
AIN-MID
164,61
241,80
230,15
CMID-OUT
164,61
241,80
230,15
AMID-OUT
165,40
242,70
231,23
Entropia [J/mole]
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
CIN-MID
AIN-MID
CMID-OUT
AMID-OUT
AIN-MID/CIN-MID
AIN-MID/CMID-OUT
AMID-OUT/CIN MID
AMID OUT/CMID OUT
Valore medio
-214,33
-195,82
-195,82
-194,43
1,1106
1,0147
1,0147
1,0075
1,0845
0,9658
0,8840
0,8651
0,9460
0,7460
Tab 7.13 - Bilancio delle potenze
Potenza elettrica prodotta dalla MCFC
Potenza termica uscente dalla MCFC
Potenza termica uscente per il raffreddamento del ricircolo catodico
Potenza chimica del syngas in ingresso
[kW]
18,76
6,05
4,36
8,97
6,51
44,65
Come nel caso precedente, in tabella 7.14, possono essere individuate le caratteristiche energetiche
95
complessive se l'impianto di gassificazione venisse accoppiato alla MCFC qui sopra simulata.
UM
kW
kW
kg/s
%
%
%
17,69
19,38
0,0062
71,5
28,4
31,1
In questa configurazione l'impianto appena descritto ha una efficienza elettrica globale quasi doppia
rispetto all'impianto tradizionale.
7.4
Simulazione dell'impianto completo e studio delle potenziali modifiche
Effettuare un'unica simulazione comprendente sia il gassificatore di biomassa sia la MCFC, da un
lato implica una maggiore complessità realizzativa, un maggior numero di flussi di massa da gestire
e una maggior durata nel calcolo delle soluzioni durante ogni singola simulazione; dall'altro
consente di avere un quadro complessivo del sistema con la possibilità di far interagire i flussi di
massa dei due impianti, altrimenti separati, per ottenere un sistema sinergico.
L'ottimizzazione energetica può essere ottenuta mediante l'analisi dei flussi di energia che transitano
nell'impianto, figura 7.9. In particola deve essere fatta attenzione ai flussi di energia dispersa
nell'ambiente. Di seguito sono indicate le principali dispersioni di energia:
Gassificatore di biomassa
1. potenza termica dispersa dal mantello verso l'ambiente esterno per convezione naturale e
irraggiamento;
2. potenza chimica contenuta nel carbone residuo prodotto dal gassificatore di biomassa;
3. potenza termica contenuta nell'acqua di lavaggio del syngas;
Cella a combustibile
4. potenza termica nei fumi in uscita dalla MCFC.
Anche la potenza elettrica negli ausiliari è un flusso di energia che può essere ottimizzato al fine di
ridurre l'assorbimento elettrico complessivo dell'impianto, ma data la sua ridotta entità, questa
96
possibilità viene considerata meno importante e quindi viene tralasciata.
Fig 7.9 - Diagramma a fiume dei flussi di energia in transito nei due impianti
Le dispersioni dal mantello del gassificatore, pari a 2,3 kW, anche se di piccola entità possono
essere ulteriormente e facilmente ridotte, predisponendo sulla superficie esterna del gassificatore
uno strato di materiale isolante e resistente alle alte temperature come la lana di vetro. La
coibentazione della superficie esterna del gassificatore riduce la potenza termica dispersa verso
l'ambiente esterno, ciò consente di mantenere le reazioni di gassificazione ad elevata temperatura,
97
all'interno del reattore, riducendo la quantità di biomassa da bruciare e la portata di aria. L'eccesso
di biomassa, che avrebbe dovuto bruciare può essere utilmente gassificata.
Il carbone residuo può essere riciclato all'interno del reattore di gassificazione insieme alla
biomassa fresca. Il gassificatore produce 0,275 g/s di carbone solido, con una potenza chimica di
circa 8 kW. Ammettendo la possibilità di riciclare continuamente tutto il carbone residuo
sostituendo parte della biomassa fresca, a parità di potenza chimica nel syngas prodotto, l'efficienza
del gassificatore riferita alla potenza chimica della biomassa in ingresso, raggiungerebbe il valore di
76%.
Fig 7.10 - Situazione attuale e con recupero del residuo carbonioso solido
A parità di potenza elettrica prodotta dalla MCFC, l'efficienza elettrica globale del sistema sarebbe
98
del 31,1%, mentre l'efficienza termica sarebbe del 34,1%.
La potenza termica contenuta nell'acqua di lavaggio del syngas, circa 9 kW, e che viene dispersa a
temperatura ambiente è la maggiore causa di perdita energetica nel gassificatore. Questa potenza
termica può essere sensibilmente ridotta agendo sulla sezione di alimentazione del gassificatore. Per
mezzo della potenza termica sottratta al ricircolo catodico è possibile preriscaldare l'aria di alimento
al gassificatore ad una temperatura di 600 °C che corrisponde alla temperatura media di
gassificazione nel reattore di equilibrio (Equil) simulato precedentemente. Inviando una portata di
aria preriscaldata, all'interno del gassificatore, si riduce il carico termico richiesto alla reazione di
ossidazione. Ciò consente di ridurre la portata di aria e di bruciare una minore quantità di biomassa,
ottenendo così una migliore gassificazione, con una maggior concentrazione di sostanze utili (CO,
CH4, H2). Come effetto si ha la riduzione della portata di gas a parità di potenza chimica e quindi la
potenza termica dispersa nell'acqua di lavaggio si riduce sensibilmente. Aspen Plus effettua un
procedimento iterativo per determinare la portata di aria preriscaldata, capace di mantenere le
reazioni di gassificazione alla temperatura di 600 °C.
Fig 7.11 - Schema di simulazione con preriscaldamento dell'aria di alimento al gassificatore
Come si vede dallo schema di figura 7.11 è stato necessario simulare l'impianto nel suo complesso.
A differenza della simulazione effettuata sul solo gassificatore, presentata nel capitolo 4, in questa
sono stati modellizzati, oltre al reattore fittizio (Decoal), che trasforma i componenti non
convenzionali presenti nel flusso (Biomass) in componenti convenzionali, e al reattore di equilibrio
99
(Equil), anche la sezione di lavaggio del syngas con lo Scrubber-Venturi e il circuito dell'acqua
completo di pompe e di serbatoio. L'aria di alimento del gassificatore entra nello scambiatore (SC1) in controcorrente ed esce alla temperatura di 600 °C. Il flusso di massa che la riscalda è il
ricircolo catodico. Nella tabella 7.15 sono indicati i flussi di energia nell'impianto.
Tab 7.15 - Flussi di potenza con preriscaldamento dell'aria
Impianto di gassificazione
IN
OUT
Potenza termica per il preriscaldamento dell'aria del gassificatore
Potenza totale in ingresso al gassificatore
62,48
3,03
65,51
Potenza termica nel residuo filtrato
Potenza termica nell'acqua di lavaggio
Potenza chimica nel carbone non reagito
Potenza termica dispersa nel mantello
Potenza totale dispersa
0,00
7,99
8,01
2,22
18,21
Potenza chimica del syngas
IN
OUT
[kW]
47,30
[kW]
47,30
Potenza elettrica lorda prodotta dalla MCFC
20,01
Potenza termica per il raffreddamento del ricircolo catodico
Potenza termica recuperabile
6,48
1,39
10,04
17,91
3,03
5,27
È importante notare la differenza di composizione nel syngas in ingresso alla MCFC rispetto al caso
precedente. In tabella 7.16 si vede che le frazioni molari di CO 2 e N2 si riducono mentre aumentano
quelle di CH4, CO e H2, inoltre migliorano le caratteristiche energetiche complessive.
100
Tab 7.16 - Composizione e caratteristiche energetiche del syngas
Portata molare [moli/s]
CH4
Situazione senza
preriscaldamento dell'aria
0,0106
Situazione con
preriscaldamento dell'aria
0,0157
CO2
0,0467
0,0378
CO
N2
0,0633
0,1699
0,0671
0,1344
H2
0,0572
0,0518
0,3477
0,3068
3,1
5,1
CO2
13,4
12,3
CO
N2
18,2
48,9
21,9
43,8
H2
16,4
16,9
43,2
4869,9
47,3
6170,8
Portata totale
Composizione molare [%]
CH4
PCS
In definitiva il preriscaldamento dell'aria di alimento del gassificatore di biomassa, mediante il
refluo termico disponibile nella MCFC, migliora l'efficienza elettrica globale che sale ad una valore
del 32%, mentre peggiora l'efficienza termica che si attesta su un valore del 28,7% per il fatto che
una parte del calore di recupero della MCFC viene appunto utilizzato per preriscaldare l'aria.
Nel capitolo 4 al paragrafo 4.3 è stata già effettuata una analisi di sensibilità sul gassificatore di
biomassa facendo variare la portata di acqua in ingresso al reattore, l'acqua però era inserita in fase
liquida ad una temperatura di 15 °C, perciò tutte le caratteristiche energetiche del syngas prodotto
peggioravano all'aumentare della frazione di acqua inserita. Dato che l'acqua nella sua molecola
presenta atomi di idrogeno, questi possono rendersi disponibili all'interno del syngas, sotto forma di
idrogeno molecolare, mediante le reazioni di reforming e di shift interne al reattore di
gassificazione. È stata dunque indagata la possibilità di inserire all'interno del gassificatore di
biomassa vapore surriscaldato a 600°C. Come risultato si è ottenuto un aumento della potenza
chimica disponibile nel syngas all'aumentare della portata di vapore, ma un conseguente
peggioramento dell'efficienza elettrica nella MCFC, come riportato nella tabella 7.17 e nella figura
7.12.
101
Tab 7.17- Caratteristiche energetiche della MCFC variando la portata di vapore
Portata di vapore surriscaldato
Potenza elettrica della MCFC
Efficienza elettrica della MCFC
UM
kg/s 0,00 0,0005 0,001
kW 47,30 47,86 48,28
kW 21,08 20,96 20,80
% 44,60 43,80 43,10
0,0015
48,57
20,63
42,50
45
44
49
43
48
42
47
41
Potenza chimca syngas
Efficienza elettrica MCFC
46
0,00
0,0005
0,001
0,0015
Efficienza elettrica [% ]
Potenza [kW]
50
0,0020
48,93
20,55
42,00
40
0,0020
Portata di vapore [kg/s]
Fig 7.12 - Potenza chimica del syngas ed efficienza elettrica della MCFC
La potenza termica dei fumi in uscita dalla MCFC non può essere recuperata in alcun modo. Infatti,
in un qualsiasi impianto energetico a combustione la temperatura dei fumi deve essere per legge al
di sopra di 150°C per ovviare al problema delle condense acide, ad esempio di sostanze contenenti
zolfo. I prodotti della MCFC, da questo punto di vista sono intrinsecamente sicuri, in quanto la
MCFC già di per se deve operare con flussi di massa privi di questi inquinanti. In ogni caso per
favorire il tiraggio naturale degli esausti di combustione è indispensabile che questi escano in
atmosfera ad una temperatura superiore a quella ambiente.
7.5
Effetti combinati
Una volta individuati quali sono i margini di miglioramento del sistema energetico considerato si
può effettuare una valutazione globale combinando i diversi effetti. In particolare si vuole simulare
il recupero della potenza chimica contenuta nel residuo solido carbonioso e il preriscaldamento
dell'aria di alimento del gassificatore, è possibile visualizzare lo schema nella figura 7.13.
102
Fig 7.13 - Schema con preriscaldamento dell'aria e riciclo del residuo carbonioso
Tab 7.17 - Composizione e caratteristiche energetiche del syngas
Portata molare [moli/s]
CH4
Situazione senza
Situazione con
preriscaldamento dell'aria e preriscaldamento dell'aria
senza recupero del residuo
e recupero del residuo
carbonioso
carbonioso
0,0106
0,0239
CO2
0,0467
0,0233
CO
N2
0,0633
0,1699
0,0734
0,0885
H2
0,0572
0,0363
0,3477
0,2455
3,1
9,8
CO2
13,4
9,5
CO
N2
18,2
48,9
29,9
36,1
H2
16,4
14,8
43,2
4869,9
52,0
8630,7
Portata totale
Composizione molare [%]
CH4
PCS
Dalla tabella 7.17 si vede come le caratteristiche energetiche del syngas prodotto nella
103
configurazione ottimizzata energeticamente forniscano un syngas con un PCS 1,8 volte maggiore
rispetto alla configurazione iniziale senza preriscaldamento dell'aria di alimento e senza recupero
del residuo carbonioso solido. Aumentano in maniera consistente le frazioni molari di metano e
monossido di carbonio, mentre si riduce leggermente la frazione molare di idrogeno. Rispetto alla
configurazione iniziale la portata di aria di alimento al gassificatore si riduce a 3,23 g/s e anche la
portata di biomassa si riduce, grazie al ricircolo del residuo solido carbonioso. In tabella 7.19
vengono riportati i principali flussi di energia nella configurazione ottimizzata.
Tab 7.19 - Flussi di energia con preriscaldamento dell'aria e recupero del residuo carbonioso
Impianto di gassificazione
IN
OUT
Potenza totale in ingresso al gassificatore
kW
kW
kW
58,62
2,00
60,62
Potenza termica nel residuo filtrato
Potenza termica nell'acqua di lavaggio
Potenza termica dispersa nel mantello
Potenza totale dispersa
kW
kW
kW
kW
0,00
6,45
2,22
8,67
kW
51,95
kW
51,95
Potenza elettrica lorda prodotta dalla MCFC
kW
22,72
Potenza termica uscente per il raffreddamento del ricircolo catodico
Potenza termica recuperabile
kW
kW
kW
kW
6,96
2,47
11,40
20,83
kW
kW
2,00
5,33
IN
OUT
In definitiva in tabella 7.20 possono essere riassunti i principali risultati ottenuti ottimizzando i
flussi di massa e di energia nel sistema considerato.
104
Efficienza elettrica della MCFC
7.6
UM
kW
kW
kg/s
%
%
%
%
22,72
20,83
0,00323
85,7
45,8
38,8
35,5
Considerazioni conclusive
L’aspetto innovativo dell’attività svolta è stata la realizzazione di un modello matematico capace di
simulare il funzionamento di un generico impianto costituito da un gassificatore accoppiato ad una
cella a combustibile a carbonati fusi con la possibilità di ottimizzarne le prestazioni energetiche. Nel
caso particolare dell’impianto simulato si è visto che il pre-reformer, di norma utilizzato nella
maggior parte delle applicazioni energetiche delle MCFC, risultava essere inutile in quanto il
contenuto di idrogeno del syngas era già sufficientemente elevato per generare una quantità di
vapore atta a sostenere le reazioni di reforming e shift interne al comparto anodico. In questo modo
si è potuto semplificare la MCFC ottenendo potenzialmente una riduzione complessiva delle
dimensioni, dei costi di produzione e anche dei transitori di funzionamento.
Fondamentale è stata, poi, la simulazione dell'impianto nel suo insieme. Essa ha permesso di
individuare gli aspetti critici dal punto di vista del recupero energetico e i margini di miglioramento.
In definitiva si è visto che il preriscaldamento dell'aria di alimento al gassificatore e il recupero
dell'energia chimica contenuta nel residuo carbonioso solido forniscono un sostanziale
miglioramento delle prestazioni dell'impianto.
Attualmente il costo specifico di una MCFC è superiore a 10.000 €/kW, tale costo elevato è
imputabile allo scarso interesse commerciale che questa tecnologia offre. La ricerca e lo sviluppo in
questo settore potrebbero dimezzare detti costi in breve tempo, grazie anche ai materiali utilizzati
che sono facilmente reperibili ed economici, portando il costo specifico ad un valore di circa 5.000
€/kW, che attualmente è quello delle celle a combustibile a membrana polimerica. In quest’ottica un
sistema energetico come quello descritto in precedenza, senza usufruire di incentivazioni statali,
avrebbe tempi di ritorno dell’investimento paragonabili a quelli di impianti di cogenerazione di
piccola taglia alimentati da combustibili fossili, con il valore aggiunto di utilizzare una energia
rinnovabile, nel più completo rispetto dell'ambiente e dell'uomo.
105
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107

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