7.3 Gassificazione - Treccani · plessa (Higman e van der Burgt, 2003). Si considera che avvengano...

7.3.1 Introduzione

Il processo di gassificazione converte qualsiasi materia-le carbonioso in un gas, detto di sintesi o syngas, com-posto prevalentemente da monossido di carbonio (CO)e idrogeno (H2), che può essere utilizzato come combu-stibile per generare energia elettrica, oppure come baseper un gran numero di prodotti nell’industria petrolchi-mica e in raffineria, come per esempio metanolo, oxo-alcoli, ammoniaca, benzine sintetiche, ecc. Oltre a uti-lizzare alimentazioni come carbone e residui pesanti, lagassificazione valorizza materiali a valore basso, con-vertendoli in prodotti gassosi con potere calorifico uti-lizzabile e/o prodotti commerciabili.

Le tecnologie di gassificazione, alcune delle qualisviluppate a partire dai primi decenni del 20° secolo,differiscono tra di loro in molti aspetti, ma condivido-no alcune caratteristiche generali. La tecnologia domi-nante è l’ossidazione parziale, che produce un gas disintesi costituito da monossido di carbonio e idrogenoin vari rapporti, la cui somma è generalmente piùdell’85% in volume sul totale, e quantità minori dibiossido di carbonio (CO2) e metano (CH4). L’ossida-zione parziale può essere applicata ad alimentazionisolide, liquide o gassose, come carbone, residui di raf-fineria, gas, coke di petrolio, biomasse e altri mate-riali altrimenti considerati scarti o rifiuti. L’alimenta-zione in carica al gassificatore reagisce con ossigenodi purezza tipicamente tra il 95 e il 99% in volume (ocon aria) e/o vapore acqueo, ad alta temperatura e pres-sione variabile, in difetto di ossigeno. Il difetto di ossi-geno giustifica l’espressione di ‘ossidazione parziale’che nella moderna tecnologia identifica la gassifica-zione, e in tal senso i due termini possono essere usatiindifferentemente. Si intendono comunque con questeaccezioni solo processi non catalitici (quali invece sono,per esempio, lo steam reforming e l’ossidazione par-ziale catalitica).

Il gas prodotto dalla gassificazione viene successi-vamente ‘pulito’, in modo che elementi presenti in trac-ce o altre impurezze siano riciclati, recuperati o scari-cati. Questa possibilità rende particolarmente interes-sante la gassificazione in quanto, per cariche con contenutidi eteroatomi o impurezze così elevati da non essere trat-tabili con procedimenti diversi, questa tecnologia con-sente rimozioni praticamente totali degli inquinanti dalgas di sintesi. Lo zolfo è prevalentemente recuperato informa elementare, mentre il gas depurato può essereinviato a produzioni chimiche e/o destinato alla produ-zione di energia elettrica (fig. 1).

La gassificazione, soprattutto del carbone, è una tec-nologia applicata industrialmente da lungo tempo. A par-tire dal 1990 si è assistito a una sua rinascita, con unacrescita del 50% della capacità mondiale nello stesso de-cennio, grazie soprattutto all’utilizzo dei residui pesantidella raffinazione. Alla fine del secolo, la più grande con-centrazione di capacità di gassificazione era presentenella Repubblica Sudafricana, grazie agli impianti Sasol(Childress e Childress, 2004). Agli inizi del Duemila l’I-talia occupava il terzo posto (dopo Stati Uniti e Repub-blica Sudafricana) grazie agli impianti per la produzio-ne di energia elettrica da residui (IGCC, Integrated Gasifi-cation Combined Cycle) installati in quattro raffinerie.

Storicamente la gassificazione è stata ampiamenteusata per ottenere da carbone, via gas di sintesi, prodot-ti chimici e vettori energetici. Durante la Seconda Guer-ra Mondiale, la Germania otteneva carburanti alto-otta-nici tramite sintesi isobutilica e gasoli diesel tramite sin-tesi di Fischer-Tropsch. Nel dopoguerra, durante l’embargo,la Repubblica Sudafricana ha interamente soddisfatto ilproprio fabbisogno di carburanti e prodotti chimici tra-mite la gassificazione del carbone e la sintesi di Fischer-Tropsch. Questi impianti, continuamente ammodernati,sono tuttora in esercizio.

Alla fine del 20° secolo, tuttavia, la gassificazioneha assunto un nuovo importante ruolo anche nell’ambito

325VOLUME II / RAFFINAZIONE E PETROLCHIMICA

7.3

Gassificazione

della produzione di energia elettrica da carbone in quan-to è stata percepita come una tecnologia capace di miglio-rare sia l’accettabilità del carbone dal punto di vista del-l’impatto ambientale, sia i rendimenti di conversione delcarbone stesso.

7.3.2 Fondamenti del processodi gassificazione

A causa della eterogenea composizione dei residui idro-carburici, la chimica della gassificazione è piuttosto com-plessa (Higman e van der Burgt, 2003). Si considera cheavvengano numerose reazioni di reforming, combustio-ne, shift e formazione di residui carboniosi, di cui quel-le sotto elencate sono le principali:• reforming (fortemente endotermica)

[1] CnHm�nH2O��nCO�( m

1

2�n)H2

[2] CnHm�nCO2��2nCO�

m1

2H2

• combustione (fortemente esotermica)

[3] CnHm�(n�m1

4)O2�

� nCO2�m1

2H2O

[4] CnHm�n1

2O2�

� nCO�m1

2H2

[5] C�11

2O2�

� CO

[6] C�H2O�� CO�H2

• shift (moderatamente esotermica)

[7] CO�H2O��CO2�H2 (�10 kcal/mol)

• formazione di residui carboniosi (soot)

[8] cracking (endotermica): CnHm��nC�

m1

2H2

[9] Boudouard (esotermica):2CO��

��CO2�C (�41 kcal/mol)

dove per i gas (metano), m�4 e n�1 (m/n�4); per l’o-lio, m�2 e n�1 (m/n�2) e per il carbone, m�1 e n�1(m/n�1).

La concentrazione delle singole specie e le condi-zioni operative determinano quali siano le reazioni pre-valenti. Le reazioni con ossigeno [3], [4] e [5] sono essen-zialmente complete, così come sostanzialmente com-pleta è la conversione del carbonio [6] e [9].

La temperatura di gassificazione nella maggior partedei casi (v. oltre) varia tra 850 e 1.500 °C, a seconda deltipo di gassificatore e della carica. Temperature più basseminimizzano il consumo di ossigeno, ma rallentano lacinetica. In pratica, dal punto di vista cinetico, al di sottodi 900 °C, la gassificazione di carbone e di residui petro-liferi, per poter avvenire, avrebbe bisogno di un cataliz-zatore, ma questa soluzione non è praticabile a causadella presenza nella carica di ceneri, zolfo e impurezzevarie. Alle temperature sopra considerate, in pratica nes-sun idrocarburo sarà presente in quantità apprezzabili, aparte il metano.

Al di sopra dei 900-1.000 °C tutte le reazioni sonomolto veloci e per tutte viene praticamente raggiuntol’equilibrio termodinamico. Di conseguenza la compo-sizione in uscita dalla camera di ossidazione parzialepuò essere ragionevolmente stimata sulla base dellequantità alimentate di C (con l’idrocarburo), di H (con

326 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

PROCESSI PER LA RIDUZIONE DEI RESIDUI

olio ATZ,residui diraffineria,

coke di petrolio,carbone, biomasse,gas naturale, ecc.

recupero solidi

rimozioneparticolato

particolato

vapore

vapore

depurazionegas

conversioneCO CO2

(reattore di shift)

processi diconversione

syngas

combustibili e prodotti

chimici

zolfo

gassificatore

ossigeno

frazionamentoaria

compressore aria

aria

effluentigassosi

generatore

energiaelettrica

energiaelettrica

turbina a combustione(turbogas)

turbina a vapore

recuperi termicigenerazione vapore

generatore

fig. 1. Gassificazionee suoi prodotti:schema semplificato.ATZ, Alto Tenore diZolfo.

l’idrocarburo e con il vapore) e di O (con il vapore ecome ossigeno molecolare). La composizione C, H, Oglobale dell’alimentazione può essere rappresentata comein fig. 2, dove sono riportate le possibili composizioniatomiche in ingresso quando, insieme a una carica idro-carburica, nell’esempio un bitume o comunque un resi-duo pesante (tipicamente a rapporto atomico H/C�1),si alimentano in quantità crescente l’ossigeno (lineaparallela alle ascisse) o il vapore acqueo (linea obliqua).Ciascuna delle possibili alimentazioni di bitume (olio),vapore e ossigeno, assumendo una perfetta miscelazio-ne, sarà caratterizzata da un punto nella porzione di pianodefinita da queste due semirette. La fig. 2 riporta, perogni data composizione C, H, O dell’alimentazione, la

corrispondente composizione di equilibrio in termini dipercentuale di CO2 e di rapporto H2/CO.

L’analisi termodinamica prevede la presenza di nume-rosi composti. Dato come alimentazione il punto P indi-cato nella fig. 2, si riporta in fig. 3 l’evoluzione in fun-zione della temperatura dei macrocomponenti H2, CO,CO2, CH4 e C. Si evidenzia come nella zona di tempe-rature tipiche della camera di combustione si ottenga ungas di sintesi a rapporto H2/CO�0,75-0,85. Si osservaaltresì che non è prevista formazione di carbonio.

Ripetendo l’analisi termodinamica per diverse com-posizioni di entrata, dalla fig. 2 si osserva che per bassirapporti H/C e O/C si verificano condizioni di stabilitàtermodinamica del carbonio: nella figura è indicata lazona di formazione del carbonio, alla quale corrispon-derebbero condizioni negative per l’esercizio del gassi-ficatore.

Nella realtà operativa la condizione ideale di unamiscelazione perfetta e molto veloce di tutte le ali-mentazioni non viene realizzata e quindi nella cameradi combustione esistono zone in cui la formazione dicarbonio è possibile: infatti il gas di sintesi prodottocontiene sempre una certa quantità di particolato car-bonioso, detto soot.

Oltre ai macrocomponenti sopra citati, possono for-marsi tracce di numerosi altri prodotti, tra cui merita diessere citato l’acido formico (HCOOH) che rende cor-rosive le condense di processo. La maggior parte dellecariche, oltre a carbonio, idrogeno e ossigeno, contienealtri componenti, principalmente zolfo e azoto. I residuipetroliferi e il coke di petrolio (petcoke) contengonoquantità significative di metalli (nichel e vanadio). Il car-bone può contenere notevoli quantità di cenere (anche


GASSIFICAZIONE

H/C

mol

ali

men

tato

4,5

3,5

2,5

1,5

0,5

4,0

3,0

2,0

1,0

0

O/C mol alimentato

olio�O2

olio

�va

pore

O2/C

0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

0,5

areaformazione

carbone

0,5

1,0

1,5

V/C

1,0

1,72-2,8

1,42-0,5

0,77-7,7

0,47-1,1 0,33-16,8(H2/CO-%CO2)

0,23-39 0,0

0,44-32

0,64-281,01-0

1,23-10,9

1,5

3,5

P

fig. 2. Stima della composizione di equilibrio del syngas (da bitume a 1.350 °C e 68 bar). Ogni coppia di valorinumerici dentro la griglia si riferisce al nodo più vicino.

% m

ol

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

temperatura (°C)400300200 500 600 800 900

temperaturain camera dicombustione

700 1.000 1.100 1.200 1.300 1.400 1.500

H2/CO�0,79H2

H2O

CH4

CO2

C

CO

fig. 3. Effettodella temperaturasul syngas.

30-40% in peso) che è il residuo inorganico della com-bustione; la cenere è principalmente costituita da ossididi silicio, alluminio, ferro, titanio, ecc.

Lo zolfo viene convertito in solfuro di idrogeno (H2S)e solfuro di carbonile (COS) in rapporto molareH2S/COS�9-10.

L’azoto, presente invece prevalentemente come azotoelementare (65%), si trasforma anche in ammoniaca NH3(25%) e in acido cianidrico HCN (10%). In generale lequantità di zolfo e azoto sono sufficientemente piccoleda non influenzare il bilancio dei componenti maggiori(CO e H2); tuttavia è necessario tener conto dell’impat-to dei loro composti sia dal punto di vista ambientale(emissioni atmosferiche), sia nell’avvelenamento deicatalizzatori nelle unità a valle.

I metalli presenti nelle cariche idrocarburiche gene-rano scorie solide: il nichel viene trasformato in solfuro(NiS), mentre il vanadio si ottiene in forma ossidata(V2O3). Entrambi questi composti formano, con il soot,il residuo solido che viene separato dal syngas.

Le ceneri vengono invece estratte allo stato fuso (equindi raffreddate e vetrificate) oppure allo stato solido,a seconda del tipo di gassificatore impiegato.

Parametri operativiLa composizione del gas di sintesi dipende, oltre che

dalle caratteristiche della carica (composizione elemen-tare, potere calorifico, presenza di cenere e umidità,composizione approssimata), da determinati parametri

operativi quali: la quantità di ossigeno per unità di carica alimentata e/o la quantità di vapore per unità di cari-ca alimentata (o, in altri termini, la temperatura, che dipen-de da queste quantità); la pressione operativa.

Nel caso del carbone, la temperatura di gassifica-zione è generalmente scelta in base alle proprietà delleceneri (punto di fusione/rammollimento); maggiore è latemperatura, maggiore è il consumo di ossigeno.

Per quanto riguarda la pressione, un criterio è quel-lo di sceglierla in funzione della richiesta del processoo della apparecchiatura a valle, per esempio una sintesidi metanolo o un turbogas, dal momento che è general-mente più economico comprimere l’alimentazione e l’os-sigeno anziché il gas di sintesi. Nel caso il processo avalle richieda pressioni molto alte, come nella sintesidell’ammoniaca (130-180 bar), ciò non è più valido per-ché pressioni di gassificazione maggiori di 70-90 barnon sono praticabili. È bene sottolineare che la pressio-ne non esercita una forte influenza sulla qualità del gasdi sintesi, a parità di temperatura; il contenuto di H2�COdiminuisce con la pressione, ma aumenta il metano resi-duo (Higman e van der Burgt, 2003).

EfficienzaSono due i criteri più comuni per valutare l’efficienza

di un gassificatore:• Cold Gas Efficiency (CGE) (%)�(energia contenu-

ta nei gas prodotti/energia contenuta nell’alimenta-zione)�100(i valori tipici sono compresi tra 80 e 90%);



Categoria Letto mobile Letto fluido Flusso trascinato

Ceneri Dry ash Slagging Dry ash Agglomerato Slagging

Processi tipici Lurgi BGL Winkler, KRW, U-Gas Shell, Texaco,HTW, CFB E-Gas, Noell, KT

Alimentazione

Dimensioni 6-50 mm 6-50 mm 6-10 mm 6-10 mm �100 mm

Accettabilità fini limitata maggiore del buona migliore illimitataletto dry ash

Qualità carbone qualunque alta bassa qualunque qualunque

Condizioni operative

Temperatura gas uscente bassa moderata alta(425-650 °C) (900-1.050 °C) (1.250-1.600 °C)

Richiesta ossigeno bassa bassa moderata moderata alta

Richiesta vapore alta bassa moderata moderata bassa

Altre caratteristiche idrocarburi minore conversione carbone gas puro, alta conversione nel gas carbone

tab. 1. Principali caratteristiche dei gassificatori

• conversione del carbonio (%) �[1�(carbonio nelresiduo di gassificazione/carbonio nell’alimentazio-ne)]�100 (i valori tipici sono compresi tra 96 e 99%). Il criterio della CGE deve essere comunque applica-

to con particolare riguardo all’utilizzo finale del gas pro-dotto: un processo che genera gas con un elevato conte-nuto in metano residuo ha un’alta CGE ed è adatto all’u-tilizzo in IGCC. D’altro canto, se lo scopo è produrreidrogeno o H2�CO, la CGE non è significativa, ma biso-gnerà scegliere le condizioni operative che massimizza-no tali componenti.

7.3.3 Processi di gassificazione

Il ‘cuore’ dell’impianto di gassificazione è il reattore (ogassificatore); diversi tipi di gassificatori hanno trovatoapplicazione industriale nel corso degli anni e possonoessere riuniti in tre principali categorie: gassificatori aletto mobile, gassificatori a letto fluido e gassificatori aflusso trascinato, a seconda del moto relativo tra la cari-ca e la corrente ossidante.

Alcune delle caratteristiche tipiche di ogni categoriasono elencate nella tab. 1 (Higman e van der Burgt, 2003)che fa riferimento, come carica, essenzialmente al car-bone.

Per i processi IGCC di raffinazione, i gassificatoripiù diffusi sono quelli del tipo a flusso trascinato. Le raf-finerie possono alimentare i gassificatori sia con residuitipo tar di visbreaking o bitumi, sia con coke di petrolio.

Gassificatori a letto mobile. Consistono di un lettoin cui il carbone si muove lentamente verso il basso pergravità a mano a mano che la gassificazione procede. Ilcarbone viene in contatto controcorrente con ossigeno evapore, che vengono distribuiti attraverso una grigliarotante. Con questa configurazione si ha un profilo ditemperatura lungo il letto con quattro consecutive zonedi reazione: essiccamento, volatilizzazione, gassifica-zione e combustione. La temperatura di uscita del gas disintesi è generalmente bassa (circa 600 °C), anche se nelcuore del letto si può raggiungere la temperatura di fusio-ne delle ceneri (2.000 °C). La pressione operativa è intor-no a 25-30 bar.

L’alimentazione dei gassificatori a letto mobile ècostituita da carbone a pezzi (fino a 50 mm) con pocapolvere che, se il carbone ha tendenza ad agglomerar-si, potrebbe bloccare il passaggio verso l’alto del gas.Esistono due versioni di questo gassificatore, che dif-feriscono per il modo in cui vengono estratte le cene-ri; la versione più diffusa è quella cosiddetta dry ash.Le ceneri vengono scaricate in forma solida a circa1.100 °C. Il più noto gassificatore di questo tipo è quel-lo basato sulla tecnologia Lurgi (fig. 4), molto applica-ta nella Repubblica Sudafricana, negli Stati Uniti, inEuropa e in Cina.

In una diversa configurazione le ceneri vengono sca-ricate in forma liquida (slagging) e quindi a una tempe-ratura superiore a quella di fusione (1.200 °C).

Gassificatori a letto fluido. Nel gassificatore a lettofluido il carbone macinato (fino a 10 mm) viene tenuto insospensione dalla corrente di ossigeno (o aria) e vapore,che ha dunque la duplice funzione di ossidante e di flui-dificante. Il letto fluido assicura un’intima miscelazionetra l’alimentazione e l’ossidante, migliorando quindi ilfenomeno di trasferimento di massa e di calore. A secon-da della velocità del gas, il letto fluido passa da un regi-me stazionario (o fisso) a uno di letto fluido circolante(CFB, Circulating Fluid Bed) e infine a uno di vero e pro-prio trasporto pneumatico (Higman e van der Burgt, 2003).

La temperatura viene mantenuta al di sotto del puntodi rammollimento delle ceneri (950-1.100 °C per il car-bone, 800-950 °C per le biomasse) che altrimenti, aggre-gandosi, cadrebbero al fondo, con problemi di rimozio-ne. La moderata temperatura tende a privilegiare, nelgassificatore a letto fluido, l’uso di carbone di basso


GASSIFICAZIONE

carbone

tramoggiacarbone

griglia

distributorecarbone

riciclo tarcamicia di vapore

raffreddatorea pioggia

gasgrezzo

camiciad’acqua

tramoggiacenere

vapore�ossigeno

cenere

fig. 4. Gassificatore Lurgi dry ash.

rango (lignite, torba) e di biomasse; tali cariche sonocaratterizzate da una maggiore reattività rispetto al car-bone di alta qualità e ciò compensa lo svantaggio cine-tico dovuto alla minore temperatura. Tuttavia esistonoalcuni gassificatori a letto fluido che, localizzando un’al-ta temperatura in particolari aree, consentono una mag-giore conversione del carbone.

Il primo reattore a letto fluido fisso impiegato nellagassificazione del carbone è stato il gassificatore Winkler,sviluppato negli anni Venti del 20° secolo e operante apressione atmosferica; negli anni Settanta questo gassi-ficatore è stato modificato per poter operare ad alta pres-sione (fino a 30 bar).

Nel gassificatore HTW (High Temperature Winkler;fig. 5) il materiale viene alimentato in pressione con unsistema pressurizzato e coclea. La corrente ossidanteviene inviata sia alla base del gassificatore per mante-nere il letto fluido, sia al di sopra del letto per gassifi-care le particelle di carbone trascinate. La cenere è rimos-sa con un ciclone separatore, mentre il calore sensibiledel gas è recuperato in uno scambiatore.

Gassificatori a flusso trascinato. In questa categoriadi gassificatori, l’alimentazione e l’ossidante vengonoalimentati in equi-corrente. Il tempo di permanenza inquesto caso è molto ridotto (2-5 s) e, pertanto, per otte-nere buone conversioni sono necessarie alte temperatu-re (1.200-1.500 °C): ciò implica consumi di ossigenomaggiori rispetto alle due precedenti tipologie di gassi-ficatori, un bassissimo metano residuo nel gas di sinte-si, un’alta conversione del carbone (fino al 99%) e, nelcaso di alimentazione a carbone o petcoke, la fusionedelle ceneri (condizioni slagging).

Praticamente qualunque carica solida (purché maci-nata finemente, �100 mm), liquida (purché pompabile)o gassosa può alimentare questo tipo di gassificatore che,sviluppato per primo da Texaco alla fine degli anni Qua-ranta del 20° secolo, è diventato il più diffuso nel campodella gassificazione del carbone e nella maggior partedegli impianti IGCC. Le pressioni operative sono tipi-camente nell’intervallo 20-80 bar.

Nell’ambito delle caratteristiche comuni soprade-scritte, gli impianti che utilizzano i reattori a flusso



carbonegassificatore

gas prodotto

zonasecondaria1.200 °

darC

zonaprimaria850-950 °C

ciclone

discendentecaldo

tramoggiacenere

vapore, ossigeno

tramoggia

fig. 5. Gassificatore HTW.

trascinato presentano caratteristiche specifiche, qualiil numero di stadi di alimentazione, il modo di forni-re l’alimentazione solida, la direzione del flusso e il

sistema di raffreddamento del gas di sintesi prodotto,come illustrato nella tab. 2 (Higman e van der Burgt,2003).


GASSIFICAZIONE

Processo Stadi AlimentazioneDirezione Raffreddamento

Ossidantedel flusso gas

Kopper-Totzek 1 secca verso l’alto scambio termico ossigeno

SCGP 1 secca verso l’alto gas quench ossigenoe scambio termico

Prenflo 1 secca verso l’alto gas quench ossigenoe scambio termico

Noell 1 secca verso il basso quench ad acqua ossigenoe/o scambio termico

Texaco 1 slurry verso il basso quench ad acqua ossigenoe/o scambio termico

E-Gas 2 slurry verso l’alto gassificazione ossigenoa due stadi

CCP 2 secca verso l’alto gassificazione ariaa due stadi

Eagle 2 secca verso l’alto gassificazione ossigenoa due stadi

tab. 2. Caratteristiche dei principali processi a flusso trascinato

ossidante

macinazione epreparazione slurry

gassificazione eraffreddamento gas

lavaggio gas

pompaslurry

gassificatore

serbatoioslurry

camera diquench

lavaggioparticolato

syngas senzaparticolato

acqua dispurgo

syngas dopoil quench

tramoggia

pozzetto diraccolta scorie

acqua

alimentazionesolida

riciclo(opzionale)

riciclo(opzionale)

carbone nonreagito

chiarificatore

scorie finie carbone a

vendita/discaricascorie a vendita/discarica

fig. 6. GassificatoreTexaco a quench.

Per quanto riguarda il processo Texaco, dove il flussoavviene dall’alto verso il basso, con alimentazione slurrye gassificatore a flusso trascinato, esistono due configu-razioni base, a seconda che il gas caldo dalla camera digassificazione venga raffreddato direttamente con acqua(quench; fig. 6) oppure con scambiatore di calore a radia-zione per produrre vapore ad alta pressione. Il tipo conquench è generalmente più economico ma ha un’efficienza

minore; può essere applicato a una vasta gamma di cari-che non presentando problemi di sporcamento delle super-fici di scambio da parte di cenere o metalli. Nel caso dicarbone, la cenere è rimossa dal fondo della camera diquench in forma di scoria vetrosa; nel caso di impiegodello scambiatore a radiazione, la cenere fusa solidifi-ca in un bagno d’acqua a valle dello scambiatore, dadove il gas esce raffreddato a 700-800 °C. Nel caso di



vapore

vapore

ossigeno

scrubber

vapore ad alta pressione

gas grezzosenza nerofumo

tubo diquench

metallicenere

residuo davisbreaker

acqua ineccesso

acqua di quench

unità di rimozionecenere/nerofumo

miscela acqua-carbone

reattore

caldaia arecupero

separatorenerofumo

acqua diriciclo

BFW

parete amembrana

ossigeno

refrattario

scorieBFW

BFW

vapore MP vapore AP

cenerivolanti

al trattamentogas

compressore delgas di quench

polverino dicarbone

fig. 7. ProcessoShell per caricheliquide (SGP).BFW, Boiler FeedWater (acquaalimentazione caldaia).

fig. 8. Processo Shell per cariche solide (SCGP).MP, media pressione;AP, alta pressione.

alimentazione solida, la cenere viene macinata a circa 100mm e fluidificata con acqua (slurry) prima di essere pom-pata nel gassificatore attraverso un iniettore (o bruciato-re) posizionato in testa al reattore, insieme all’ossigeno.Nel caso di alimentazione liquida, la carica viene preri-scaldata per diminuirne la viscosità e miscelata col vapo-re acqueo prima di essere pompata attraverso l’iniettore.Dato il basso contenuto di cenere non vi è l’estrazione sottoforma di scorie vetrificate, ma un semplice spurgo del-l’acqua di quench dal circuito, per evitarne l’accumulo.

Il gas uscente dal quench è saturo di vapore acqueoa 250-300 °C, a seconda della pressione, e pertanto ènella situazione migliore per una successiva produzionedi idrogeno o ammoniaca, in quanto alimentabile a unreattore di conversione (shift) del CO senza ulterioreaggiunta di vapore acqueo.

Ha trovato diffusa applicazione anche il processoShell che ha due configurazioni di base: Shell Gasifica-tion Process (SGP), per alimentazioni idrocarburicheliquide (fig. 7), e Shell Coal Gasification Process (SCGP),per carbone (fig. 8).

Entrambe le configurazioni realizzano il recupero delcalore sensibile del gas tramite scambio termico e produ-zione di vapore ad alta pressione; non è presente la confi-gurazione a quench. Come indicato nelle figure i flussi nelprocesso SGP sono dall’alto verso il basso (tipo Texaco),mentre nel processo SCGP sono dal basso verso l’alto. Nelprocesso SCGP l’alimentazione non viene fluidificata conacqua, bensì alimentata direttamente, secca e polverizza-ta, nel gassificatore attraverso i bruciatori, in una corren-te di gas inerte in pressione. I bruciatori nel processo SCGPsono di solito quattro, posti circonferenzialmente nella partebassa del reattore. L’alimentazione secca consente un rispar-mio del 20-25% di ossigeno rispetto a quella in slurry (tipoTexaco), con rese energetiche complessive in molti casimigliori. Per contro, alimentare una corrente secca comesopra descritto è più complesso e costoso che pompare unoslurry acqua-carbone come nel gassificatore Texaco.

7.3.4 Applicazioni del gas di sintesi

Il gas di sintesi può dare origine a prodotti chimici, com-bustibili sintetici ed energia elettrica. Vengono qui pre-sentati alcuni schemi semplificati di processo (prepara-zione gas) finalizzati a varie produzioni chimiche o ener-getiche (Higman e van der Burgt, 2003). Lo schema dibase per la gassificazione (fig. 9) è concettualmente moltosimile nelle varie configurazioni di utilizzo, alcune dellequali sono di seguito rappresentate, con una modestavariante nel caso della produzione di idrogeno.

IdrogenoQuando il prodotto di interesse è l’idrogeno, l’effluen-

te dal gassificatore (POX, Partial OXidation) va inviato

direttamente alla conversione del CO (shift; fig. 10 A). Avalle dello shift dal gas deve essere rimosso l’H2S (peresempio mediante un processo di scrubbing), mentre nonè necessaria una rimozione totale e separata del CO2.

Per ottenere idrogeno con purezza superiore al 99,9%molare, il gas lavato sarà alimentato a un sistema di assor-bimento su setacci molecolari tipo PSA (Pressure SwingAdsorption), il quale oltre all’idrogeno puro (ottenibilea pressione compresa tra 15 e 50 bar), produrrà ancheuna corrente a bassa pressione di gas utilizzabile anchecome combustibile.

MetanoloLa sintesi del metanolo avviene facendo reagire idro-

geno e ossidi di carbonio a pressioni tra 50 e 100 bar sucatalizzatori a base di rame. La composizione ideale perun gas per la sintesi del metanolo è la seguente:• (H2�CO2)/(CO�CO2)�2,03 in moli (modulo meta-

nolo);• CO2�2,5-3,5% in moli;• H2S�1 ppm in volume;• inerti�contenuto minimo.

Il processo di gassificazione dei residui è quello chepermette di ottenere il gas di sintesi più simile a quellosopra definito, pur con alcune successive lavorazioni. Ilgas dal gassificatore viene dapprima desolforato, peresempio con il processo Rectisol (v. oltre).

Per l’aggiustamento del modulo metanolo e del con-tenuto di CO2 si possono percorrere due vie (fig. 10 B):avviare allo shift una parte del gas desolforato e separa-re il CO2 da questa corrente; separare anche il CO2, oltre


GASSIFICAZIONE

acquedi scarico

miscelaacqua-carbone

concentratodi vanadio

azoto

H2S

zolfoaria

residuo

ossigeno

fig. 9. Schema di base per la gassificazione di residuifinalizzato a produzioni chimiche o energetiche.

all’H2S, ed estrarre l’eccesso di CO in una unità crio-genica.

AmmoniacaLa sintesi dell’ammoniaca avviene a pressioni com-

prese tra 130 e 180 bar. Una tipica specifica di gas perla sintesi dell’ammoniaca è la seguente:• N2:H2�1:3 in moli;• CO�CO2�30 ppm in volume;• zolfo�1 ppm in volume;• inerti (incluso metano)�2% in moli.

Se l’impianto per la sintesi dell’ammoniaca è accop-piato a un impianto per la sintesi dell’urea, sarà richie-sta anche una corrente di CO2 di purezza almeno del98,5% in volume. Con queste premesse un tipico sche-ma a blocchi è illustrato in fig. 10 C.

Dal momento che occorre massimizzare la produ-zione di idrogeno, nel caso di gassificazione seguita daquench, quindi con il gas saturo di vapore acqueo, lasoluzione più logica consiste nell’eseguire subito la con-versione catalitica di shift secondo la reazioneCO�H2O��

��CO2�H2, seguita dalla rimozione dei gas

acidi (H2S e CO2). In tal caso, il catalizzatore di shiftdovrà essere del tipo resistente allo zolfo.

Uno dei sistemi di rimozione dei gas acidi utilizza-ti per impianti di sintesi dell’ammoniaca, il processoRectisol, impiega come liquido assorbente metanolopuro a bassa temperatura (�30 °C, �60 °C). Se inve-ce si adotta la gassificazione seguita da scambiatore dicalore, si può effettuare prima la rimozione del soloH2S, seguita dallo shift previa saturazione del gas conacqua e successivo surriscaldamento, e infine la rimo-zione del CO2. In entrambi i casi la corrente rigenera-ta ricca di H2S andrà a un sistema di recupero zolfo tipoClaus.

Il rapporto N2:H2�1:3 viene ottenuto grazie all’a-zoto proveniente dall’impianto di frazionamento del-l’aria, attraverso un processo criogenico di lavaggio adazoto liquido. Questo processo, oltre a fornire l’azotostechiometrico, operando a temperature prossime a�200 °C eliminerà dal gas di sintesi praticamente tuttigli inerti, compresi argon e metano, alimentando allasintesi dell’ammoniaca un gas di composizione pres-soché ideale.



idrogeno

gas combustibile

metanolo

gas combustibile

monossido di carbonio

CO2

ammoniaca

CO2

azoto

A

B

C

H2Sfig. 10. Gassificazionedi residui finalizzataalla produzione diidrogeno (A),metanolo (B) eammoniaca (C).

A

B

C

IGCC L’IGCC è la risultante di più tecnologie miranti alla

produzione di energia elettrica in un ciclo combinato (CCU,Combined Cycle Unit), alimentato da gas combustibile abasso potere calorifico (�2.000 kcal/Nm3) ottenuto, inraffineria, dalla gassificazione di residui di raffinazione,petcoke, ecc. (Collodi, 1999). Questo processo si è diffu-so nell’industria della raffinazione del petrolio a partiredagli ultimi due decenni del 20° secolo.

Oltre alla produzione di energia elettrica, l’IGCC con-sente la coproduzione di idrogeno e vapore, come pure dizolfo elementare e di una torta di filtrazione ( filter cake)in cui sono concentrati i metalli pesanti presenti nel greg-gio di origine. Esso consente anche di produrre energiaelettrica rispettando le sempre più severe normative sulleemissioni gassose e liquide sia europee sia statunitensi.SO2, NOx e CO sono inviati all’atmosfera nei fumi in con-centrazioni tra 10 e 30 mg/Nm3, con efficienze di rimo-zione dello zolfo superiori al 99% e con rendimenti nettiintorno al 45%, ovvero in linea o più alti delle tecnologieconcorrenti (PC–Pulverized Coal–boiler, impianto a pol-verino di carbone; CFBC, Circulating Fluid Bed Com-bustion, combustione a letto fluido circolante) a parità dicombustibile, con conseguente minore quantità di CO2emesso per kWh di elettricità prodotta. Il rendimento puòvariare a seconda dell’alimentazione, della cogenerazio-ne o meno di idrogeno, ecc.

All’IGCC sono richieste un’alta affidabilità e un’e-levata disponibilità, poiché di norma l’energia prodottaè resa disponibile alla rete pubblica. L’IGCC da residuidi raffineria è tipicamente costituito da una serie di unità

di processo (fig. 11): frazionamento aria, gassificazione,rimozione nerofumo (soot) e metalli pesanti, recuperitermici, idrolisi del COS, rimozione zolfo, recupero zolfo,saturazione/diluizione gas, ciclo combinato, recuperoidrogeno (opzionale).

L’ossigeno necessario per l’ossidazione parziale èfornito da una unità di frazionamento dell’aria (ASU, AirSeparation Unit). L’olio residuo proveniente dalla raffi-neria viene dapprima preriscaldato alle condizioni richie-ste dalla gassificazione; successivamente l’olio, l’ossi-geno dall’ASU e il vapore ad alta pressione provenien-te da CCU vengono alimentati all’unità di gassificazioneche converte il residuo in syngas in condizioni di altatemperatura (1.300-1.500 °C) e pressioni medio-alte (30-80 bar). Il syngas, contenente idrogeno, ossidi di carbo-nio e quantità minori di metano, H2S, COS e tracce diammoniaca e HCN, viene immediatamente raffreddato,direttamente (quench con acqua) o indirettamente (scam-biatore radiante), e successivamente lavato per rimuo-vere eventuale particolato. L’acqua usata per questo lavag-gio si arricchisce in nerofumo; viene quindi inviata all’u-nità di rimozione del nerofumo stesso, che è assorbito innaphtha e riciclato al gassificatore. In tal modo si mas-simizza la conversione del carbonio. Alternativamentel’acqua contenente il nerofumo può essere filtrata, nelqual caso non vi è né recupero del soot, né riciclo. Unaporzione dell’acqua separata dalla nafta per decantazio-ne (acqua ‘grigia’) è riciclata allo scrubber (o colonnadi lavaggio) nella gassificazione, mentre la rimanen-te porzione è inviata a un trattamento acque dove i me-talli (soprattutto vanadio e nichel), i cianuri, i solfati e


GASSIFICAZIONE

(esportazione vapore)

acidosolfidrico

aria

azotoossigeno

BFW dal CCU

alimentazione

torta di filtrazione

scarico acquaacqua dissalata acqua demineralizzata

(esportazionevapore)

(idrogeno)

zolfo

vapore dal CCU

fig. 11. Impianto IGCC da residui di raffineria.

l’ammoniaca sono rimossi dall’acqua prima del succes-sivo trattamento biologico. Come si è detto, i metalli sonoconcentrati nella filter cake.

Il calore sensibile contenuto nel syngas saturo uscen-te dallo scrubber viene recuperato per produzione divapore e preriscaldamento dell’acqua. Il syngas è poiinviato all’idrolisi del COS, che è idrolizzato in H2S eCO2 in un reattore catalitico a letto fisso. L’idrolisi delCOS può essere evitata se l’unità di rimozione dello zolfoa valle ha una sufficiente capacità di assorbire anche ilCOS stesso. Il gas idrolizzato è ulteriormente raffred-dato e alimentato all’unità rimozione zolfo dove il sol-vente, di tipo chimico (alcanolammine, ecc.) o fisico(eteri dimetilici di polietilenglicole, ecc.), assorbe i com-posti dello zolfo (H2S e COS), minimizzando il coas-sorbimento di biossido di carbonio.

Dalla testa della colonna rigeneratrice, una correntecontenente principalmente H2S e CO2 viene inviata all’u-nità recupero dello zolfo, dove l’H2S è convertito in zolfoelementare, mentre la corrente pulita (contenente pochedecine di ppm di zolfo) può essere alimentata a un’unitàdi recupero e produzione di idrogeno (se l’idrogeno è uncoprodotto desiderato), oppure direttamente alla satura-zione, dove l’aggiunta di vapore riduce il contenuto diNOx nei fumi della CCU e migliora l’efficienza del tur-bogas aumentando la portata in massa del syngas.

In alternativa alla saturazione, la riduzione degli NOxpuò avvenire diluendo il syngas con azoto (provenienteda ASU). Il syngas saturo risultante, con un potere calo-rifico inferiore tra 1.700 e 2.000 kcal/Nm3, viene surri-scaldato e inviato alla turbina a gas della CCU per la pro-duzione di energia elettrica. La CCU consiste essen-zialmente di una turbina a gas che invia i fumi caldiesausti più l’eventuale gas di postcombustione a una seriedi recuperi termici (caldaie ed economizzatori) primache siano mandati in atmosfera. Il vapore ad alta pres-sione prodotto viene alimentato in parte alla turbina avapore e in parte alla gassificazione. Turbogas e turbinaa vapore sono connessi ai generatori elettrici su singleshaft (albero singolo) o anche su multiple shaft. In con-figurazioni integrate, dal compressore dell’aria combu-rente può essere estratta una corrente d’aria in pressio-ne da inviare all’ASU per la separazione dell’ossigeno.

7.3.5 Integrazione della gassificazione nel ciclo di raffineria

Le nuove specifiche ambientali hanno portato a unprofondo mutamento nel mercato dell’olio combusti-bile, con notevoli conseguenze per l’industria petroli-fera, creando un esubero di residui pesanti di raffina-zione che devono essere in qualche modo convertiti eriutilizzati. Nell’Unione Europea, inoltre, le specifiche

commerciali dei prodotti petroliferi in termini di zolfoe metalli pesanti sono diventate sempre più restrittive.Queste considerazioni sono state la forza motrice cheha spinto molte raffinerie a esplorare nuove strade perridurre la produzione di residui pesanti e a cercare nuovetecnologie che permettessero di mantenere la competi-tività nel mercato.

Oltre alle restrizioni ambientali e alla domanda dioli combustibili pesanti, agli inizi degli anni Novantadel 20° secolo sono entrati in gioco anche fattori ener-getici particolarmente importanti in alcuni paesi. Lafig. 12 rappresenta una tipica integrazione di un impian-to di gassificazione in raffineria, alimentata da residuipesanti, da residuo vacuum fino a bitume (SRI Con-sulting, 2001).

A causa infatti dell’appesantimento del petrolio greg-gio alimentato alle raffinerie, la capacità mondiale diimpianti coking sta aumentando (intorno al 170% nel-l’ultima decade del 20° secolo), tendendo a una rapidasaturazione del mercato del petcoke ad alto contenuto dizolfo. Soprattutto le raffinerie ubicate nelle zone inter-ne degli Stati Uniti hanno problemi di smaltimento delpetcoke, con notevole aggravio di costi (Marano, 2003).Al contrario che nelle raffinerie europee, negli USA lacapacità combinata dei visbreaking e dei solvent de-asphalting è pari soltanto a circa un quinto della capa-cità di coking.

Come si è visto, l’inserimento della gassificazionepuò migliorare la flessibilità della raffineria in terminidi alimentazione e di prodotti e nel contempo fornireidrogeno a pressione elevata e vapore. L’energia elettri-ca, generata in ciclo combinato con maggiore efficien-za che nelle caldaie convenzionali, può essere impiega-ta internamente oppure esportata e venduta.

Le emissioni atmosferiche del complesso vengonoridotte con l’inserimento di un IGCC (riduzioni 8-15%per l’SO2, 2-4% per l’NOx, 10% per il particolato). Inol-tre, rispetto alla combustione diretta sono da smaltireminori quantità di solidi.

I sistemi di rimozione dei gas acidi e le unità di recu-pero dello zolfo possono essere condivisi tra raffineria eimpianto di gassificazione. La gassificazione può inoltreessere alimentata con altre correnti di raffineria altrimentida smaltire. Un efficiente uso di parte del calore sensibi-le contenuto nei fumi esausti delle turbine a gas può ridur-re il numero e la duty dei forni presenti nelle unità di distil-lazione atmosferica, coking, deasphalting, ecc.

7.3.6 Aspetti ambientali

La gassificazione, accoppiata ai moderni cicli combinati(IGCC), è uno dei metodi di produzione di energia elet-trica da combustibili solidi o liquidi a più basso impat-to ambientale.



Effluenti gassosiL’IGCC è il sistema in grado di fornire valori emis-

sivi simili a quelli dei cicli combinati a gas naturale(CCGT, Combined-Cycle Gas Turbine) per quanto riguar-da i tre effluenti principali, tutti riferiti ai fumi secchi al15% di O2:• anidride solforosa, SO2�5 mg/Nm3;• ossidi di azoto, NOx �30 mg/Nm3;• particolato�1 mg/Nm3.

L’IGCC consente un utilizzo pulito del carbone conemissioni inferiori a quelle degli impianti a polverino dicarbone (PC boiler), dotati di sistemi di depurazione deifumi, per quanto riguarda:• SO2�1/30 del PC boiler;• NOx�1/4 del PC boiler;• particolato�1/20 del PC boiler;• metalli pesanti�1/1.000 del PC boiler.

Lo zolfo viene rimosso nell’IGCC in percentuali supe-riori al 99% dando origine, nella maggior parte dei casi,a zolfo elementare commerciabile.

L’azoto presente nell’alimentazione viene in parteconvertito, nella gassificazione, in ammoniaca e acidocianidrico, che vengono poi rimossi con lavaggio adacqua; l’HCN viene convertito in ammoniaca nell’idro-lizzatore catalitico del COS.

L’NOx generato dal turbogas viene successivamenterimosso dai fumi, se necessario, con sistemi cataliticiSCR (Selective Catalytic Reduction).

Il mercurio è presente nel carbone in diverse quan-tità e la sua emissione nell’atmosfera sarà soggetta nelprossimo futuro a restrizioni, a cominciare dagli StatiUniti. È stato dimostrato che è possibile rimuovere con

carboni attivi più del 90% del mercurio presente nel gasdi sintesi.

Per quanto riguarda il biossido di carbonio, uno deigas a effetto serra, la sua rimozione con lo schema IGCCpresenta il vantaggio che la combustione avviene in pres-sione (mentre i fumi delle tecnologie convenzionali dicombustione sono a pressione atmosferica).

Effluenti liquidiA seconda dello schema impiantistico in cui è inse-

rita, la gassificazione può essere in eccesso o in difettodi acqua. In genere i processi di gassificazione sono inte-grati da sistemi di trattamento delle acque di scarico ditipo chimico-fisico (regolazione del pH, flocculazione,sedimentazione) e biologico (aerobico o anaerobico) finoa ottenere un effluente liquido che rispetti le normativevigenti.

Effluenti solidiLa quantità e la natura degli effluenti solidi da un

impianto di gassificazione dipendono essenzialmentedalle ceneri presenti nell’alimentazione, che possonoessere meno dell’1% in peso (nei residui petroliferi) finoal 40% in peso in alcuni carboni. Paragonata ad altre tec-nologie di produzione elettrica (PC boiler e CFBC), lagassificazione inserita nell’IGCC produce una quantitànettamente inferiore di effluenti solidi (per esempio, ladesolforazione dei fumi non richiede grandi quantità dicalcare).

L’IGCC produce zolfo elementare puro che, comedetto, è commerciabile. Nel caso del carbone, i metallipesanti finiscono per assumere quasi completamente la


GASSIFICAZIONE

100.000 bbl/d

greggiultra pesanti

MayanVenezuelanKern River

Mariner

$ 14/bbl

60.000 bbl/d

20.000 bbl/d

olio deasfaltenato5.000 bbl/d equiv.(1.000.000 lb/h)$ 15/bbl equiv.

5.000 bbl/d equiv.(400 MW)

$ 44/bbl equiv.($ 25/MWh)

esportazionevapore/calore

gas acidi

unità di hydrocracking/hydrotreating

40.000 bbl/d

esportazione energiaelettrica

20.000 bbl/d

5.000 bbl/d$ 15/bbl equiv.

gas di raffineria/gas naturale

residui pesanti

solvente syngasgrezzo

lavorazionegreggio

residuoda vuoto

syngaspulito

zolfo

prodotti a basso tenore di zolfo

90.000 bbl/d$ 23/bbl

benzina, gasolio,altri distillati

gassificazione

separazionecon solvente

gasolio/distillati

idrogeno AP

fig. 12. Integrazione gassificazione/raffineria (schema semplificato).

forma di materiale inerte sabbioso (nel caso di gassifi-catori slagging). Nel caso dei residui petroliferi, i metal-li (vanadio, nichel, ferro) finiscono per assumere preva-lentemente la forma di torta, con concentrazioni intor-no al 30% in peso. Queste torte possono a loro volta avereun mercato per il recupero di nichel e vanadio.

7.3.7 Aspetti commerciali

La gassificazione è, in generale, un processo che richie-de elevati investimenti di capitale ma che può, per con-tro, trasformare una grande varietà di cariche di valo-re basso (o addirittura negativo), o di difficile lavora-zione o anche di oneroso smaltimento, in prodotti conun valore di mercato. L’impatto economico della gas-sificazione dipende dal contesto in cui è inserita (ali-mentazione, prodotti finali, processi alternativi, nor-mative, ecc.) e non è quindi possibile trarre conclusio-ni di carattere generale.

Gli impianti IGCC sono ancora in buona parte one-of-a-kind, ovvero primi nel loro genere, e non risento-no ancora dei benefici della standardizzazione. La tec-nologia richiede inoltre un elevato livello e un’alta qua-lità operativi e di manutenzione (O&M), che devonopertanto essere accuratamente programmati. L’investi-mento per un impianto IGCC può essere suddiviso trafrazionamento aria, gassificazione, purificazione gas eciclo combinato; in genere il costo totale della prepa-razione del gas di sintesi è all’incirca uguale a quellodel ciclo combinato. I fattori chiave per rendere il pro-cesso economicamente interessante sono la sua affida-bilità e il suo capacity factor, ovvero il rapporto tra l’ef-fettiva produzione annuale e quella teorica (o di pro-getto).

Alcune analisi hanno dimostrato che l’1% di mag-giore disponibilità dell’impianto corrisponde a un mino-re investimento di circa 1,5% e che la stessa maggioredisponibilità equivale a un IGCC con tre punti circa dimaggiore efficienza (Higman e van der Burgt, 2003).Un’altra possibilità per aumentare la disponibilità dellagassificazione è quella di prevedere un gassificatore diriserva, anche se ciò può avere un costo rilevante e nonsempre giustificato, oppure di suddividere la capacitàtotale su più linee, per esempio due linee al 50 o al 60%anziché una al 100%. Bisogna però riconoscere che,almeno nel caso di residui di raffineria, gli impianti digassificazione (e gli IGCC) stanno registrando dei cap-acity factor intorno al 90%, incluse le manutenzioni pro-grammate e i fuori servizio, come dimostrano i due IGCCitaliani più grandi del mondo, senza gassificatore di riser-va (Collodi e Brkic, 2003).

Il futuro della gassificazione e dei processi a essaassociati, in particolare l’IGCC, dipende dunque da fat-tori interni ed esterni, che potranno costituire la forzamotrice per il loro definitivo sviluppo. Tra i fattori ester-ni, i più accreditati sono: a) il prezzo (alto) del gas natu-rale e la sua volatilità rispetto a quello del carbone; b) laricerca di una diversificazione delle fonti energetiche(gas�carbone, ecc.); c) i crescenti vincoli ambientali(emissioni di SO2, NOx, CO2, mercurio, ecc.) cui l’IGCCè in grado di adeguarsi meglio; d) la cosiddetta econo-mia dell’idrogeno e la possibilità della poligenerazione(più prodotti dallo stesso gas di sintesi).

I fattori interni sembrano al momento meno effica-ci e in molte aree di impianto non vi sono ancora risul-tati confortanti e consolidati (depurazione a caldo delgas di sintesi, frazionamenti dell’aria più economici,ecc.), salvo i progressi nelle turbine a gas e nei cicli com-binati che possono contribuire al raggiungimento di mag-giori rendimenti complessivi degli IGCC.

La penetrazione della gassificazione sul mercatodipende però anche da altri fattori che non sono rifles-si nelle analisi economiche consuete o sono di diffici-le valutazione, come per esempio gli impatti sul terri-torio e sul lavoro locale, la già citata affidabilità, lafutura domanda di energia, ecc. Benché dunque moltevalutazioni siano di carattere tecnico e finanziario, vene sono altre basate su mere percezioni e giudizi nonsempre positivi.

Bibliografia citata

Childress J., Childress R. (2004) 2004 World gasificationsurvey. A preliminary evaluation, in: Proceedings of theGasification Technologies conference 2004, Washington(D.C.), 3-6 October.

Collodi G. (1999) Impianti di gassificazione per produzionedi energia, «ICP», 6, 40-43.

Collodi G., Brkic D. (2003) The experience of Snamprogetti’sfour gasification projects for over 3000 MWth, in:Proceedings of the Gasification Technologies conference2003, Washington (D.C.), 12-15 October.

Higman C., Burgt M. van der (2003) Gasification,Amsterdam-Heidelberg, Gulf.

Marano J.J. (2003) Refinery technology profiles. Gasificationand supporting technologies, U.S. Department of Energy,National Energy Technology Laboratory, EnergyInformation Administration.

SRI CONSULTING (2001) Refinery residue gasification, ProcessEconomics Program Report 229.

Guido Collodi, Domenico Sanfilippo

SnamprogettiSan Donato Milanese, Milano, Italia



7.3 Gassificazione - Treccani · plessa (Higman e van der Burgt, 2003). Si considera che avvengano...

Documents

Transcript of 7.3 Gassificazione - Treccani · plessa (Higman e van der Burgt, 2003). Si considera che avvengano...