Quadro di riferimento tecnico: il BREF per i grandi ... · bassa temperatura CALDAIA TURBINA. 7 ......

Prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento:gli impianti di produzione di energia

Piacenza, 25 ottobre 2005

Quadro di riferimento tecnico: il BREF per i grandi impianti di combustioneS. ConsonniDipartimento di Energetica - Politecnico di Milano

S. Consonni - BREF grandi impianti di combustione, 25.10.05

Indice della presentazione

1. Tecnologie per la generazione di elettricità su grande scala

2. Origine delle emissioni in atmosfera3. Tecnologie per il controllo delle emissioni4. Prestazioni ottenibili con Best Available

Technologies (BAT)5. Conclusioni

Oggetto di questa presentazioneCI OCCUPEREMO PREVALENTEMENTE di :• Produzione di elettricità su grande scala• Combustibili fossili• Emissioni di "macro-inquinanti" in atmosfera: SOx, NOx,

CO, particolato, CO2• Tecnologie consolidate e commerciali: ciclo a vapore, cicli

combinati

NON CI OCCUPEREMO di :• Produzione di elettricità su piccola scala e di calore• "Micro-inquinanti" (HCl, HF, IPA, diossine, etc.)• Scarichi liquidi o solidi• Tecnologie avanzate ancora non consolidate (gasificazione,

celle a combustibile, etc.)• Trasporti

Elettricità da combustibili fossili

Fonti di energia primaria per la produzione mondiale di elettricità nel 1995 [Rentz et al., 1999]

Produzione di elettricità da combustibili fossiliLa produzione di elettricità da combustibili fossili avviene oggi generando calore attraverso un processo di combustioneIl calore viene successivamente convertito in elettricitàcon un ciclo termodinamico, che può essere:

a combustione esterna, nel quale il fluido di lavoro ésegregato dall'ambiente esterno (ciclo a vapore)a combustione interna, nel quale il fluido di lavoro écostituito dagli prodotti di combustione (turbine a gas, cicli combinati, motori Otto e Diesel)

NON appartengono a nessuna di questa tipologia le celle a combustibile, che peraltro non sono oggi una tecnologia commerciale

Ciclo a vapore: schema concettuale

Energia elettricaEnergia

elettrica

Calorealta

temperatura

Vapore surriscaldato ad alta pressione

Vapore saturo a bassa pressione

Acqua ad alta pressione

Acqua a bassa pressione

CONDENSATORECalore bassa

temperatura

CALDAIA

TURBINA

Ciclo a vapore: caldaia

Polverino di carbone

Olio combustibile atomizzato

Gas naturaleBRUCIATORI

CAMERA DI COMBUSTIONE Aria

Camera di combustione

ECONOMIZZATORE

SURRISCALDATORE (RISURRISCALDATORE)

EVAPORATORE

Vapore surriscaldato

Combustibili di bassa qualità:combustori a griglia

Rifiuti, residui

Fumi alla depurazione

Combustibili di bassa qualità:caldaie a letto fluido

Ciclo a vapore: rendimento elettrico

Calore nei fumi

Energia (chimica) nel combustibile

Perdite(termiche, meccaniche, elettriche)

Energia elettrica netta

Consumi degli ausiliari

Energia elettrica lorda

Calore al condensatore

η = Energia elettrica nettaEnergia nel combustibile

RENDIMENTO ELETTRICO NETTO

Rendimento impianti a carbone in Europa

Miglioramento prestazioni del ciclo a vapore: configurazione

• Risurriscaldamento • Rigenerazione

Miglioramento prestazioni del cicloa vapore: materiali e parametri operativi

Fonte: Benesch (2001)

Turbina a gas e cicli combinati

Turbina a gas

Ciclo a vapore a recupero

Evoluzione prestazioni

Confronto tecnologie: rendimento

Rendimenti ottenibili con Best Available Technologies (BAT)

Nuovi impianti Impianti esistenti

Caldaia 43 - 47

Letto fluido >41Letto fluido pressurizzato >42

Caldaia 42 - 45Letto fluido >40Letto fluido pressurizzato >42

Forno a grigliaLetto fluidoTurbina a gas 36 - 40 32 - 35Ciclo combinato 54 - 58 50 - 54 75 - 85

Gas naturale

75 - 90

Biomassa

Carbone, olio combustibile

circa 36 - 40 o un incremento di

oltre 3 punti

Lignite

circa 20>28 - 30

Combustibile TecnologiaRendimento netto con BAT (%)

Rendimento termico in cogenerazione (%)

Potenziali fonti di emissione

Possibili percorsi per le emissioni da grandi impianti per la generazione di elettricità alimentati con combustibili fossili

Evoluzione emissioni, 1980-2001

1980 1985 19901991

19921993

19941995

19961997

19981999

20002001

i di t

Altre sorgenti e assorbimentiAgricolturaTrattamento/smaltimento rifiutiAltre sorgenti mobiliTrasporti stradali

Processi produttiviCombustione industriaCombustione non industrialeCombustione, Energia,Industria di trasformazione

Emissioni complessive di SOx, NOx, NH3in Italia

Origine delle emissioniOssidi di zolfo

da S nel combustibile (solidi e liquidi)prevale SO2; 3-4% ossidato ad SO3 (effetto su particolato fine)

Ossidi azoto (NO, NO2, N2O)NO largamente prevalente (>= 90% di NOx)formazione termica e da azoto nel combustibile

• T ≤ 1000°C prevale da combustibile

N2O• meccanismo poco chiaro• formazione più favorita a basse T (letti fluidi)• formazione da processi rimozione NOx (SCR, SNCR/urea)

% in peso di azotoCombustibile

<= 1%Comb. liquidi1,5 - 2,5%Torba

< 0,5%Biomasse (legna)0,5 - 2%Carbone

Origine delle emissioniParticolato solido

da frazione inerte nel combustibile (ceneri), in funzione della tipologia del combustore (griglia< polverino < letto fluido)da incompleta combustione (fuliggine)prevalentemente fini: 0,1 - 10 µmda specie condensabili (sali da SO2 ed NOx, organici da NMVOC)

CO e VOCincompleta combustione

NH3fughe da trattamenti rimozione NOx

Metallidal combustibile (solidi, V e Ni da liquidi)associati a polveri secondo volatilità (arricchimento fini)Hg e Se in fase vapore (carbone, solidi non convenzionali)

CO2dal carbonio nel combustibile

Origine delle emissioniAgendo sul processo di combustione e di trattamento dei fumi sono in teoria eliminabili:

ossidi di azotoparticolato da incompleta combustione (fuliggine)CO e VOCNH3

I seguenti composti:ossidi di zolfoparticolato da ceneri nel combustibilemetalliCO2

sono invece eliminabili solamente per rimozione dal combustibile o dai prodotti di combustione.Ciò comporta la necessità di adeguato smaltimento o stoccaggio dei composti rimossi

Controllo particolato solidoRimosso per depolverazione

a secco: elettrofiltri (più diffusi), filtri a tessuto (limitati a letti fluidi e deSOx a secco)ad umido (poco applicati): Venturi, letti flottanti, desolforazione

Controllo particolato solidoDepolverazione a secco

Gas datrattare

Gas trattato

Manichefiltranti

Tramoggia

Scaricopolveri

Gas datrattare

Gas trattato

Manichefiltranti

Tramoggia

Scaricopolveri

Filtro a tessutoElettrofiltro

Controllo particolato solidoDepolveratore ad umido Venturi

Controllo particolato solidoDepolverazione - sintesi prestazioni

FangoResiduo

sino al 3%Consumo energetico (% energia prodotta)>99,999,999,598,5Venturi

10%Diffusione commerciale

Solido seccoResiduo

0,2 - 3%Consumo energetico (% energia prodotta)

150 - 260(tessuto maniche)T (°C)

>99,95>99,95>99,6>99,6Filtro a tessuto

90%Diffusione commerciale

Solido seccoResiduo

0,1 - 1,8%Consumo energetico (% energia prodotta)

80 - 450T (°C)

>99,95>99,95>98,3> 96,5Elettrofiltro

Valori tipiciParametro10 µ5 µ2 µ< 1 µ

Caratteristiche operativeEfficienza (%)Apparato

Controllo ossidi di zolfoInterventi primari

basso S combustibile (desolforazione, mix combustibili)cattura in camera di combustione (letti fluidi)

Depurazione fumidesolforazione per assorbimento con processi:

– non rigenerativi o rigenerativi– a secco, semisecco o umido

Controllo ossidi di zolfoDesolforazione non rigenerativa a secco in camera di combustione (letti fluidi)

reagente: calcare (CaCO3) o dolomite (CaCO3•MgCO3)T ottimale: 800 - 950°C

Controllo ossidi di zolfoDesolforazione fumi non rigenerativa ad umido

processo calce/calcare é il più diffuso (∼80% delle installazioni)SO2 + H2O + CaCO3 → CaSO3 + CO2 + H2O

possibilità recupero gesso per ossidazione solfito con ariaCaSO3 + 1/2O2 + 2H2O → CaSO4

•2H2O

Controllo ossidi di zolfo

Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3 + H2OCaSO3 +1/202 + 2H20 → CaSO4 · 2H2O

Desolforazione fumi non rigenerativa a semiseccoé il processo più diffuso dopo umido/calcarereagente: Ca(OH)2

Controllo ossidi di zolfoDesolforazione fumi non rigenerativa a secco

reagente: Ca(OH)2, bicarbonato di sodiolimiti su rimozione (50% max)

Controllo ossidi di zolfo

Desolforazione - sintesi prestazioni/1

Miscela secca sali, additivo non reagito e ceneri volanti

Residuo

0,5 - 1%Consumo energetico (% energia prodotta)

- eccessi reagente- efficienza dipendente da

depolveratore finale- possibilità rimozione mercurio e

altri gas acidi (HCl, HF)- manipolazione sospensione

acquosa calce

120 - 200 (gas grezzo)65 - 80 (gas trattato)

T esercizio (°C)

85 - 92%Semisecco

80% totale desolforatori(72% a calcare, 16% a calce, 12% altri reagenti)

Diffusione commerciale

Gesso (recuperabile)Residuo

1 - 3%Consumo energetico (% energia prodotta)

- necessità riscaldamento gas trattati- scarichi liquidi- consumo acqua

45 - 60T esercizio (°C)

92 - 98%Umido calce/calcare

Valori tipiciParametroNote

Caratteristiche operativeEfficienza (%)Sistema

Controllo ossidi di zolfoDesolforazione - sintesi prestazioni/2

Miscela sali, additivo non reagito e ceneri

Residuo

0,01 - 0,2%Consumo energetico (% energia prodotta)

Calce, calcare, dolomiteReagente- efficienza dipendente da molti fattori

(Ca/S, tipo sorbente, umidità, punto di iniezione, parzializzazione carico termico)

- problemi di sporcamento, incrostazioni, stabilità fiamma datto per retrofit

- possibili incrementi C incombusto in ceneri

30 - 50%(max 80% con ricircolo)

Secco in camera di combustione

Miscela secca sali, additivo non reagito e ceneri volanti

Residuo

0,2%Consumo energetico (% energia prodotta)

Calce, bicarbonato sodicoReagente

- facilità gestione ed installazione- adatto per retrofit- assenza liquidi- possibilità rimozione mercurio e altri

gas acidi (HCl, HF)- eccessi reagente > semisecco

Più diffuso dopo umido calcare

Diffusione commerciale

50 - 80%Secco

Controllo ossidi di azotoInterventi primari:

modifiche della camera di combustione e/o della configurazione del bruciatore per evitare la concomitanza alte T e alto O2

Controllo ossidi di azotoRicircolo gas in camera combustione

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50Frazione di gas ricircolati, %

90010001100120013001400150016001700180019002000

3% O2 (fumi tal quali)6% O2 (fumi tal quali)

Carbone Illinois n.o 6Taria = Tgas ric = 180°C

Controllo ossidi di azoto

"Air staging" in camera di combustione

Controllo ossidi di azoto"Fuel staging" (reburning) in camera di combustione

Controllo ossidi di azotoBruciatori “low NOx” con air staging

Bruciatori “low NOx" con ricircolo gas

Controllo ossidi di azotoBruciatori “low NOx con "fuel staging"

Controllo ossidi di azotoDepurazione a valle della combustione:

riduzione selettiva con (SCR) o senza (SNCR) catalizzatorereagenti: ammoniaca o urea

Ammoniaca

Controllo ossidi di azotoSelective Catalityc Reduction (SCR)

catalizzatori a base ossidi metallici (V/W/Mo) su TiO2configurazioni a nido d’ape o piastre

Nido d’ape

Piastre

Controllo ossidi di azotoCollocamento del reattore SCR

Configurazione high dust: il catalizzatore è posto a valle della caldaia e opera in presenza di polvere.

Configurazione low dust: èinstallato un depolveratore ad alta temperatura a monte del catalizzatore.

Configurazione tail end: il catalizzatore è posto a valle di filtrazione e desolforazione; i fumi sono riscaldati per il funzionamento del catalizzatore.

Selective NON Catalityc Reduction (SNCR)

dosaggio ad alta T (850 – 1000 °C con NH3, 800 – 1100°C con urea)richiede progettazione e gestione accurate:

– miscelazione gas/reagenti– atomizzazione e distribuzione reagenti– T e tempo di contatto (0,2 – 0,5 sec)

Controllo ossidi di azotoSintesi prestazioni interventi primari

Instabilità fiammaEfficienza comb.

Applicabilità a tutti i combustibili50 - 60

Fuel staging

Instabilità fiammaApplicabilità a tutti i combustibilimax. 20

Ricircolo gas

- possibilità applicazione combinata con altri interventi in camera di combustione

Instabilità fiammaEfficienza comb.

Applicabilità a tutti i combustibili25 - 35

Air staging

Bruciatori “low NOx”

- problemi costruttivi in caso di retrofit- ottimale se combinata con air staging- incremento consumo energetico per

ventilatore di ricircolo

Instabilità fiammaApplicabilità a tutti i combustibili

20 - 50

Ricircolo gas in camera di combustione

- compatibilità con altri interventi primari- combustione in zone secondarie e

terziarie produce NOx- reburning con gas naturale riduce anche

SO2, polveri e CO2

Applicabilità a tutti i combustibili

50 - 60

Reburning in camera combustione

- problemi operativi in caso di funzionamento alternato bruciatori

- problemi costruttivi alimentazione aria secondaria in caso di installazione su impianti esistenti (retrofit)

Efficienza comb.Non applicabile a tutti i combustibili

10 - 70Air staging in camera combustione

LimitazioniGeneraliNote

Caratteristiche applicativeEfficienza (%)Sistema

Controllo ossidi di azotoSintesi prestazioni interventi depurativi

< 10 mg m-3Fughe NH3

1,5 - 2,5Rapporto NH3/NOx

Ammoniaca, ureaReagente

0,2 - 0,5 sTempo di contatto - non applicabile a turbogas per assenza condizioni ottimali di T e tempo di contatto

- problemi operativi da potenziale formazione di solfati ammonici (deposito sali ed incrostazioni unità a valle, qualitàresidui solidi e liquidi).

30 - 50%SNCR

Carbone: 6 - 10 anniLiquidi: 8 - 12 anniGas: > 10 anni

Durata catalizzatore

0,5%Consumo energetico (% energia prodotta)

< 5 mg m-3Fughe NH3

0,8 - 1Rapporto NH3/NOx

Ammoniaca, urea Reagente

- fughe di NH3 crescenti con rapporto di dosaggio NH3/NOx

- incremento durata operativa catalizzatore con pulizia periodica

- formazione N2O (verificata solo a scala laboratorio)

350 - 450 (high dust)170 - 300 (low dust)280 - 510 (turbogas)200 - 510 (motori diesel)

T esercizio (°C)

80 - 95%SCR

Controllo CO, VOC e Metalli

CO ed idrocarburi (VOC, NMVOC)contestuale ad interventi per ottimizzare la combustione

Metallidemandato a depolverazione ad alta efficienza per polveri finicontestuale rimozione per effetti di condensazione in sistemi didesolforazione ad umido interventi specifici per volatili (Hg, Se): additivazione ossidanti (NaClO) in desolforazione ad umido additivazione adsorbenti solidi (carbone attivo) in desolforazione a seccotecniche specifiche (poco diffuse)

•letti fissi di carbone/coke o adsorbenti trattati con zolfo•filtri adsorbenti a perdere

Controllo CO2

Sostituzione combustibile e aumento di rendimento producono effetti positivi MA NON RISOLUTIVI PER IL PROBLEMA SERRA → CATTURA, PASSAGGIO A FONTI NON FOSSILI

20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80Rendimento elettrico, %

0100200300400500600700800900

100011001200

carbonegas nat.

BATcarbone

BATgas naturale

Best Available Technologies (BAT)

Differenziate pertipologia combustibile (solidi, liquidi, gas)tipologia combustione

• solidi: griglia, polverino, letti fluidi• gas: caldaie convenzionali, turbogas

potenzialità impianto• bassa 50 - 100 MWth

• media 100-300 MWth

• alta > 300 MWth

Tenore di O2 di riferimentoRapporto di diluizione tra il gas con la concentrazione di ossigeno di riferimento e il gas con la concentrazione di ossigeno effettiva

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2

y=3%y=6%y=11%y=15%

Esempio: fumi termoutilizzatore1 m3 al 6% di O2 corrisponde a 1,5 m3 all'11% di O2150 mg/mn

3 al 6% corrispondono a 100 mg/mn3 all'11% di O2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2

y=3%y=6%y=11%y=15%

Esempio: caldaia vs. turbogas1 m3 al 3% di O2 corrisponde a 3 m3 al 15% di O2150 mg/mn

3 al 3% corrispondono a 50 mg/mn3 all'11% di O2

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2

y=3%y=6%y=11%y=15%

BAT - ParticolatoSolo per solidi e liquidi (gas tal quali sempre << 5 mg/m3)Elettrofiltri (ESP) o filtri a tessuto (FF: sempre << 5 mg/m3)Effetto su metalli analogo a polveri totali

ESP o FF abbinati a FGD5 - 10non appl.5 - 10 Polverino> 300

ESP o FFnon appl.5 - 205 - 20 Letti fluidi

FF o ESP abbinati a FGD (tutti)FF o ESP (letti fluidi carbone)

5 - 20100 - 300

FF o ESP5 - 2050 - 100

LiquidiBiomasse, torba

Carbone, ligniteBAT

Concentrazioni(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi)

P (MWth)

BAT - SO2Solo per solidi e liquidiBAT primaria: desolforazione combustibileBAT secondaria: FGD a umido (>300 MWth)

secco o semisecco (≤ 300 MWth)Concentrazioni

(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi) P (MWth) CARBONE, LIGNITE BIOMASSE, TORBA LIQUIDI

200 - 400 (Griglia e polverino) 50 - 100 150 - 400 (L.fluidi)

200 - 300 (Tutti)

100 - 350

100 -300 100 - 200 (Tutti)

200 - 300 (Polverino) 150 - 250 (Letti fluidi)

100 - 200

20 - 150 (Polverino, l. fluidi bollenti)100 - 200 (L. fluidi in pressione e circolanti

50 - 150 (Polverino) 50 - 200 (L. fluidi bollenti e circolanti)

50 - 150

• Desolforazione/mix combustibili e/o FGD umido, secco o semisecco (funzione taglia)

• Desolforazione acqua di mare

• Additivazione calcare in combustione per letti fluidi in pressione e circolanti.

BAT - Ossidi di azotoMix di interventi primari (camera di combustione, bruciatori low NOx, ricircolo gas, ricombustione) + interventi secondari (SCR/SNCR)Dipendenza combustibile, impianto combustione, taglia

Riepilogo per SOLIDI e LIQUIDICONCENTRAZIONI

(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi) P (MWth) CARBONE, LIGNITE BIOMASSE, TORBA LIQUIDI

200 - 300 (Griglia) Primari e/o SNCR 90 - 300 (Polverino carbone) 150 - 250 150 - 300 Primari e SNCR o SCR 200 - 450 (Polverino lignite)

50 - 100

200 - 300 (L. fluidi) Solo primari

90 - 200 (Polverino carbone) Primari e SCR 100 - 200 (Polverino lignite) Solo primari 100 - 200 (L. fluidi) Primari e SNCR

100 -300

150 - 200 50 - 150 Primari e SNCR o SCR 90 - 150 (Polverino carbone) Primari e SCR 50 - 200 (Polverino lignite) 50 - 150 (L. fluidi)

Solo primari > 300

150 - 200 50 - 150 Primari e SNCR o SCR

BAT - Ossidi di azotoRiepilogo per GAS NATURALE

TIPOLOGIA IMPIANTO CONCENTRAZIONI (mg m-3, 3% O2)

Caldaie 50 - 100 Bruciatori low NOx o SCR o SNCR 20 - 50 nuovi Bruciatori DLN o SCR Turbogas 50 - 90 retrofit Iniezione acqua/vapore o SCR

Turbogas in ciclo combinato Senza comb. supplementare

20 - 50 nuovi 20 - 90 retrofit

Bruciatori DLN o SCR Bruciatori DLN o iniezione acqua/vapore o SCR

Con comb. supplementare 20 - 50 nuovi 20 - 90 retrofit

Bruciatori DLN (turbogas) + bruciatori low NOx (comb. supplementare) o SCR o SNCR Bruciatori DLN o iniezione acqua/vapore + bruciatori low NOx (comb. supplementare) o SCR o SNCR

I valori riportati si riferiscono alla media giornaliera, funzionamento a regime, fumi secchi e tenore di ossigeno rispettivamente 3%, 6% e 15% vol per caldaie a olio, a carbone e per turbine a gas.

Emissioni ottenibili in impianti nuovi a combustibile fossile

5 - 20 caldaia a carbone o a olio 50-3005 - 10 caldaia a carbone o a olio >300

200 - 400 caldaia a carbone100 - 350 caldaia a olio

20 - 150 caldaia a carbone50 - 150 caldaia a olio

HCl 1 - 10 caldaia a carboneHF 1 - 5 caldaia a olio

90 - 300 caldaia a carbone150 - 300 caldaia a olio90 - 200 caldaia a carbone50 - 150 caldaia a olio90 - 150 caldaia a carbone50 - 100 caldaia a olio

Combustione Dry Low-NOx o SNCR o SCR 50 - 100 caldaia a gasCombustione Dry Low-NOx o SCR 20 - 50 turbina a gas

30 - 50 caldaia a carbone o a olio5 - 100 turbina a gas30 - 100 caldaia a gas

NH3 Ottimizzazione sistemi SNCR e SCR 5 caldaia a carbone o a olio

ImpiantoBATInquinante Concentrazione [mg/Nm3]

caldaia a carbone o a olio

Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a secco o a semisecco

Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a umido o a semisecco

Sistemi a umido o a semisecco

COCompleta combustione (adeguata

progettazione della caldaia o dei bruciatori, controllo e ottimizzazione della combustione)

SO2 100 - 200Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a secco o a semisecco o a umido

100-300

Misure primarie e SCR

50-100

100-300

Misure primarie e SCR o SNCR

Misure primarie e SCR

Polveri Precipitatori elettrostatici o filtri a maniche

Potenza termica [MWt]

50-100

Emissioni ottenibili in nuovitermoutilizzatori di RSU

Inquinante BAT Concentrazione [mg/Nm3]

Monitoraggio

Polveri Filtri a maniche 1 - 5SO2 1 - 40HCl 1 - 8HF <1

Controllo rifiuti e della combustione e SCR 40 - 100Controllo rifiuti e combustione e SNCR 120 - 180

CO 5 - 30Sostanze organiche COT 1 - 10

NH3 Controllo e ottimizzazione sistemi SNCR e SCR <10Hg 0.001 - 0.02

Tl + Cd 0.005 - 0.05Totale altri metalli Efficiente rimozione delle poleri 0.005 - 0.05

Diossine e furani Controllo combustione e uso di sdsorbimento con carbone attivo

0.01 - 0.1 ng/Nm3

Controllo rifiuti e sistemi a umido (o secco o semisecco)

monitoraggio in continuo, media

24 ore

Adsorbimento con carbone attivo

campionamenti periodici

Tecniche per migliorare la combustione

I valori riportati si riferiscono ai fumi secchi con un tenore di ossigeno dell’ 11%.

Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT

CarboneCiclo a vapore subcritico (η= 40%)

mg / kWhg / kWh per CO2

Carbone Ciclo a vapore ipercritico (η= 45%)

Polveri SO2

NOx CO

CO2 [g/kWh]

Ciclo a vapore a BiomassaTaglia grandissima (100 MWel,η=30%)

Ciclo a vapore a BiomassaTaglia piccola (10 MWel,η=20%)

Polveri SO2

NOx CO

CO2 [g/kWh]

Turbina a gas(η= 38%)

Ciclo combinato(η= 56%)

Polveri SO2

NOx CO

CO2 [g/kWh]

LigniteCiclo a vapore supercritico (η= 42%)

Termoutilizzatore di rifiuti(η= 25%)

Polveri SO2

NOx CO

CO2 [g/kWh]

Concentrazione MIN con BAT

Concentrazione MAX con BAT

Emissione MIN

Emissione MAX

rendimento Emissione MAX

Emissione MAX

[mg/Nm3] [mg/Nm3] [mg/MJt] [mg/MJt] [MJel/MJt] [mg/kWh] [mg/kWh]polveri 5 20 2.0 8.0 35.9 143.5SO2 0 50 0.0 19.9 0.0 358.8NOx 150 250 59.8 99.7 1076.5 1794.1CO 50 250 19.9 99.7 358.8 1794.1CO2 g 113.0 0.0 2034.0polveri 5 20 2.0 8.0 23.9 95.7SO3 0 50 0.0 19.9 0.0 239.2NOx 50 150 19.9 59.8 239.2 717.7CO 50 250 19.9 99.7 239.2 1196.1CO2 g 113.0 0.0 1356.0polveri 5 20 1.8 7.2 16.2 64.6SO2 150 400 53.8 143.6 484.6 1292.2NOx 90 300 32.3 107.7 290.7 969.1CO 30 50 10.8 17.9 96.9 161.5CO2 g 90.6 0.0 815.4polveri 5 10 1.8 3.6 14.4 28.7SO2 20 150 7.2 53.8 57.4 430.7NOx 50 200 17.9 71.8 143.6 574.3CO 30 50 10.8 17.9 86.1 143.6CO2 g 90.6 0.0 724.8

piccola taglia (10MWel)

grandissima taglia

(100MWel)

Biomassa

Carbone

subcritico (<100 MWel)

supercritico (>100 MWel)

Combustibile Tipo impianto Inquinante

Concentrazione MIN con BAT

Concentrazione MAX con BAT

Emissione MIN

Emissione MAX

rendimento Emissione MAX

Emissione MAX

[mg/Nm3] [mg/Nm3] [mg/MJt] [mg/MJt] [MJel/MJt] [mg/kWh] [mg/kWh]Combustibile Tipo impianto Inquinante

polveri 0 5 0.0 4.2 0.0 40.1SO2 0 10 0.0 8.5 0.0 80.2NOx 20 50 16.9 42.3 160.3 400.9CO 5 100 4.2 84.6 40.1 801.7CO2 g 56.7 0.0 536.9polveri 0 5 0.0 4.2 0.0 27.2SO2 0 10 0.0 8.5 0.0 54.4NOx 20 50 16.9 42.3 108.8 272.0CO 5 100 4.2 84.6 27.2 544.0CO2 g 56.7 0.0 364.3polveri 1 5 0.6 2.9 8.3 41.3SO2 1 40 0.6 23.0 8.3 330.6NOx 40 180 23.0 103.3 330.6 1487.9CO 5 30 2.9 17.2 41.3 248.0CO2 g 101.5 0.0 1461.0polveri 5 20 1.8 7.3 15.6 62.6SO2 20 150 7.3 54.8 62.6 469.5NOx 50 200 18.3 73.0 156.5 625.9CO 100 200 36.5 73.0 313.0 625.9CO2 g 90.4 0.0 774.9

Rifiuti (residuo raccolta

differenziata)

Lignite

supercritico 0.42

Gas naturale

Conclusioni

Sia il ciclo a vapore sia il ciclo combinato sono tecnologie mature, con prestazioni ormai vicine al limite asintotico concesso dai materiali disponibili Negli ultimi 20 anni, emissioni dal comparto elettrico in forte diminuzioneLe numerose tecnologie oggi disponibili per il controllo delle emissioni consentiranno ulteriori, significative diminuzioniUnica emissione che tuttora resta estremamente problematica é quella della CO2

Ringraziamenti

ARPA Piacenza per l'invito a tenere questa presentazione prof. Stefano Cernuschi e ing. Silvia Napoletano per il contributo alla preparazione della presentazioneTutti voi per l'attenzione !

Ciclo a vapore cogenerativo

• Impianto con turbina a contropressione

• Impianto con turbina a condensazione e spillamento

Controllo ossidi di azotoSCR: collocazione

più frequenterischio disattivazione vita media catalizzatore, maggior volume

> durata cat, minor volumenecessità depolverazione ad alta T

Controllo ossidi di azotoSCR: collocazione

alta protezione catalizzatore, volume ridottoconsumo energetico riscaldamento gas

Problematichefughe NH3, ossidazione SO2 deposito solfati (sporcamento cat.), qualitàspurghi desolforazione e qualità ceneri (high e low dust)

Selective NON Catalityc Reduction (SNCR)

dosaggio ad alta T (850 – 1000 °C con NH3, 800 – 1100°C con urea)richiede progettazione e gestione accurate:

– miscelazione gas/reagenti– atomizzazione e distribuzione reagenti

T e tempo di contatto (0 2 0 5 sec)

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