DOTTORATO DI RICERCA XIX CICLO - … XIX/Tesi Galeno.pdf · Dottorato di Ricerca XIX ciclo - Ingegneria Civile e Meccanica - Guido Galeno Sommario Nel presente lavoro si affronta

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 TutorDott. 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

SommarioNel 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 simbolia 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

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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


IntroduzioneAd 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

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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

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• 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 à CH4 ΔH0 = - 87 kJ

• Shift del vapore

CO + H2O à CO2 + H2 ΔH0 = 41 kJ

• Processo diretto per la metanazione ed inverso per lo steam reforming

CO + 3 H2 à CH4 + H2O ΔH0 = 206 kJ

2 CO + 2 H2 à CH4 + CO2 ΔH0 = - 248 kJ

CO + 4 H2 à CH4 + 2 H2O ΔH0 = 217 kJ

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

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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 32-41CO2 14-17 25-29 17-19H2 9-10 30-34 24-26

CH4 2-4 4-6 12,4N2 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.)

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• 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

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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

GassificatoreAgente

ossidanteH2 CO CO2 CH4 N2

Idrocarburi

pesantiCeneri

B.F.B. aria 9 14 20 7 50 media bassaC.F.B. ossigeno 57 26,3 12,3 1,7 2,7 media bassaD.G. aria 11 24 9 3 53 bassa buonaU.G . aria 17 21 13 1 48 buona mediaU.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

Gassificatore Agente

ossidante

Portata di biomassa PCS Temperatura del gas Efficienza

t/h MJ/Nm3 °C %

D.G. aria 0,1-0,7 4,5-6 400-1000 70-90U.G. aria 0,2-10 4,5-6 100-400 60-80B.F.B. aria 0,3-15 4-6 500-900 70-80C.F.B. aria 2-3 5-6,5 700-1100 75-85

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

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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 2.5 - Fine Filter Fig 2.6 - Safety Filter e torcia

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 DescrizioneTipologia di gassificatore A letto fisso equicorrenteRimozione delle ceneri Manuale, ogni 8 ore di funzionamentoTipologia di biomassa Cippato dimensione max di 25x25 mmUmidità massima della biomassa Inferiore al 20% di umidità relativaCaricamento della biomassa Manuale, ogni ora di funzionamentoPCI medio del syngas kJ/Nm3 4186Temperatura massima °C 1050 – 1100Capacità della tramoggia m3 0,4Portata di syngas Nm3/h 35Portata di biomassa kg/h 10 -12Efficienza media di gassificazione % >75

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In tabella 2.2 sono riportate le caratteristiche degli ausiliari.

Tab 2.2 - Caratteristiche degli ausiliari

Descrizione UM CaratteristicaComb Rotor Motor Vibrator Motor Motore elettrico trifase a induzione

Assorbimento kW 0,09Tensione V 415Corrente a pieno carico A 0,5Velocità angolare giri/min 1370Demoltiplica solo per il Comb Rotor Motor 3000:1

Scrubber Pump Tank Pump Pompa centrifuga monofase

Assorbimento kW 0,37Tensione V 230Corrente a pieno carico A 2,5Velocità angolare giri/min 2900Prevalenza m 5 – 38Portata l/min 5 – 40Assorbimento globale kW 0,92

2.2 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.

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Tab 2.3 - Caratteristiche del gruppo elettrogeno

Descrizione UM CaratteristicaCostruttore Fieldmarshall

Caratteristiche del motore

Raffreddato a liquido con avviamento elettrico e comando automatico per la regolazione della farfalla

Cilindrata cm3 2500

Numero di cilindri 2Velocità angolare al punto di funzionamento

giri/min 1500

Potenza elettrica lorda kW 10Tipologia di generatore elettrico

Alternatore auto-regolato ed auto-eccitato, accoppiato direttamente all’albero motore.

Tensione di esercizio V 415Numero 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 auto-

regolarsi 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

SostanzaSostanza UMUM SB 478/05SB 478/05

Cenere % in peso sostanza secca 0,3

Carbone % in peso sostanza secca 50,4

Idrogeno % in peso sostanza secca 6,1

Azoto % in peso sostanza secca 0,1

Zolfo % in peso sostanza secca 0,01

Ossigeno % in peso sostanza secca 43,1

41


Le metodologie impiegate per le analisi sono:

• 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.

3.3 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

kJ/kg PCSbiomassa 20.315PCIbiomassa 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

SyngasSyngas Composizione Composizione ANKURANKUR CComposizioni trovateomposizioni 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

3.6 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

SostanzeComposizione volumetrica

Massa molecolare

Portata massica

Composizione massica

% ss g/mol g/s %N2 50 28 14,0 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

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

Reazioni di combustione ΔHr (H2O liquida)kJ/mol

ΔHr (H2O vapore)kJ/mol

CH4 + 2 . O2 = CO2 + 2 . H2O - 890 - 802

CO + ½ . O2 = CO2 - 283 - 283

H2 + ½ . O2 = H2O - 286 - 242

I risultati ottenuti sono riportati in tabella 3.7.

48


Tab 3.7 - Poteri calorifici del syngas di riferimento

kJ/kg kJ/m3 kJ/molPCSsyngas 5.371,5 5441,3 131,9

PCIsyngas 4.941,6 5005,8 121,4

3.7 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


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

²

²

²

²


Tab 3.8 - Temperature rilevate sulle superfici esterne del gassificatore

Superfici 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

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.

Tab 3.9 - Temperature di films delle diverse superfici di interesse

UM Tappo Tramoggia Reattore Cono lat. Cono inf.

Tfilm 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)

Nusselt (superficie superiore a Ts > T∞ )

Nusselt (superficie inferiore a Ts > T∞ )

52

Pr⋅= GrRa

2

278

169

61

Pr492,01

387,0825,0

+

⋅+= RauN

( ) 31

14,0 RauN ⋅=

( )2

3

υβ LTTgGr s ⋅−⋅⋅= ∞

aυ=Pr

2sTTT film

+=

∞

( ) 51

580= Ra,Nu


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

Gr Pr Ra Nu

Tappo 3,02 .108 0,710 2,15 .108 83,81Tramoggia 4,06 .109 0,710 2,88 .109 170,68Reattore 9,19 .108 0,710 6,52 .108 107,72Cono lat. 2,33 .107 0,710 1,65 .107 36,04Cono inf. 4,23 .108 0,710 3,00 .108 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 Superficie k

m m2 W/mK

Tappo 0,45 diametro 0,159 0,0257Tramoggia 0,95 altezza 1,581 0,0265Reattore 0,50 altezza 1,099 0,0285Cono lat. 0,20 altezza 0,440 0,0256Cono inf. 0,70 diametro 0,385 0,0251

Si può determinare la conduttanza convettiva e la potenza termica scambiata per convezione

secondo le seguenti relazioni.

53

LkNuhc

⋅= ( )∞−⋅⋅= TTShP scconv


Tab 3.13 - Conduttanza convettiva e potenza scambiata per convezione

hc Pconv

W/m2K WTappo 4,79 21,01Tramoggia 4,73 336,57Reattore 6,14 721,41Cono lat. 4,61 47,60Cono inf. 1,03 3,57Totale 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.

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 Note

Tappo 0,30 Superficie verniciataTramoggia 0,60 Superficie acciaio inoxReattore 0,75 Superficie acciaio inoxCono lat. 0,85 Superficie verniciata neraCono inf. 0,85 Superficie verniciata nera

si calcolano le potenze termiche radiative disperse dai singoli componenti, tabella 3.15

54

( )44∞−⋅⋅⋅= TTSP sirr σε


Tab 3.15 - Potenza scambiata per irraggiamento

Pirr

WTappo 8,24Tramoggia 291,84Reattore 816,55Cono lat. 53,80Cono inf. 16,73Totale 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

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

( )fcpquench TTcVP −⋅⋅⋅= ρ


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

kJ/kg PCSsyngas 5.420PCIsyngas 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 % molare riferimento CO 18,2 19 ± 3 CO2 13,4 10 ± 3 N2 48,9 50 H2 16,4 18 ± 2 CH4 3,1 ≥ 3

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 EX-1 EX-2Componenti convenzionali CO moli/s 0 0 0 0 0 0 CO2 moli/s 0 0 0 0 0,00770 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 moli/s 0 0 0 0 0 0 S moli/s 0 0 0 0 0 0 H2S moli/s 0 0 0 0 9,02E-06 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 COS moli/s 0 0 0 0 5,24E-07 0Portata molare moli/s 0,21560 0,38729 0,03668 0 0,03669 0,67536Portata massica kg/s 0,00622 0,01117 0,00106 0 0,00115 0,02007Componenti non convenzionali FUEL kg/s 0 0 0 0,00306 0 0 ASH kg/s 0 0 0 0 9,18E-06 0Portata massica kg/s 0 0 0 0,00306 9,18E-06 0Temperature °C 15 15 15 15 15 15Potenza kW -0,0628798 -0,112955 -0,0106982 10,73836 -3,099603 -70,89233

63


Tab 4.7 - Caratteristiche dei flussi di massa entranti ed uscenti dall’impianto

S-1 S-2 S-3 S-4 S-5 SLAG W-1Componenti convenzionali CO moli/s 0 0,06329 0,06329 0,06329 0,06329 0 0 CO2 moli/s 0 0,04685 0,04685 0,04685 0,04685 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 0,01054 0,01054 0,01054 0,01054 0 0 O2 moli/s 0,0411202 3,74E-26 0 0 0 0 0 H2O moli/s 0 0,01581 0,01581 0,01581 0 0 0,01581 C moli/s 0,1283768 0,00770 0 0 0 0,00770 0 S moli/s 9,54E-06 1,36E-17 0 0 0 0 0 H2S moli/s 0 9,02E-06 0 0 0 9,02E-06 0 C2H6 moli/s 0 9,80E-08 0 0 0 9,80E-08 0 C3H8 moli/s 0 4,37E-12 0 0 0 4,37E-12 0 C6H6 moli/s 0 4,34E-15 0 0 0 0 0 C7H8 moli/s 0 3,17E-18 0 0 0 0 0 COS moli/s 0 5,24E-07 0 0 0 5,24E-07 0Portata molare moli/s 0,26373 0,37184 0,36413 0,36413 0,34833 0,00771 0,01581Portata massica kg/s 0,00305 0,00927 0,00918 0,00918 0,00889 0,00009 0,00028Componenti non convenzionali FUEL kg/s 0 0 0 0 0 0 0 ASH kg/s 9,18E-06 9,18E-06 0 0 0 9,18E-06 0Portata massica kg/s 9,18E-06 9,18E-06 0 0 0 9,18E-06 0Temperature °C 15 600 649 15 15 649 15Potenza kW 81,199 -17,504 -22,480 -30,584 -26,321 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


Fig 4.4 - Frazione in massa di CO Fig 4.5 - Frazione in massa di CO2

Fig 4.6 - Frazione in massa di N2 Fig 4.7 - Frazione in massa di H2

Fig 4.8 - Frazione in massa di CH4

66

0,00

31

0,00

41

0,00

51

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ion]

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Water [kg/s]

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mas

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n]

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0,02

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ctio

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Air [kg/s]

Water [kg/s]

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0,00100

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0,04

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0,10

0,12

0,14

CH4

[mas

s fra

ctio

n]

Air [kg/s]

Water [kg/s]


Fig 4.9 - Temperatura di gassificazione Fig 4.10 - Potere calorifico superiore del syngas

Fig 4.11 - Portata massica di syngas Fig 4.12 - Potenza termica del syngas

4.4 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

0,00

31

0,00

41

0,00

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0,00

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Water [kg/s]

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]

Air [kg/s]

Water [kg/s]


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 Celle a bassa temperatura Celle ad alta temperaturaCaratteristiche AFC PEMFC PAFC MCFC SOFC

Elettrolita Idrossido di potassio

Membrana polimerica Acido fosforico Carbonato di litio e

potassioOssido di zirconio

drogatoIone che promuove la reazione di cella

OH- H+ H+ CO3- O-

Temperatura °C 60 - 120 70 - 100 100 - 250 600 - 700 800 - 1000

Catalizzatore Pt/Pd, Ni Platino Platino Nichel Non richiesto

Materiali costruttivi

Plastica, grafite, Inconel

Materiali grafitici metallici Materiali grafitici Nichel, acciaio

inoxMateriali ceramici

metallici

Combustibile Idrogeno puro (99,99%)

Idrogeno, gas riformati

Idrogeno, gas riformati

Idrogeno,gas riformati, gas di

carbone

Idrogeno, gas riformati, gas di

carboneOssidante Ossigeno (puro) Ossigeno, aria Ossigeno, aria Ossigeno, aria Ossigeno, aria

Efficienza elettrica (PCI), %

60 40 - 60 40 - 50 45 - 55 45 - 60

Densità di potenza mW/cm2

300 - 500 300 - 900 150 - 300 150 150 - 270

Stato della tecnologia

Sistemi5 – 80 kW

Sistemi5 – 250 kW

Impianti dimostrativi fino a

11 MW

Impianti dimostrativi fino a

2 MW

Stack 25 kWImpianto 220 kW

Tempo di avviamento Minuti Minuti 1 - 4 ore 5 – 10 ore 5 – 10 ore

ApplicazioniSpaziali,

generalmente portatili, trasporto

Piccoli cogeneratori usi

residenziali, trasporto

Cogenerazione potenza distribuita

Cogenerazione industriale,

potenza distribuita

Cogenerazione industriale,

potenza distribuita

Vantaggi Densità di potenza elevata

Elettrolita non volatile, minimi

problemi di materiali e

corrosione, alta densità di potenza, resistenza a CO2,

bassi tempi di avviamento

Resistenza a CO2, alta efficienza

globale in applicazioni cogenerative,

tecnologia matura

Disponibilità di calore ad alta

temperatura, CO è un combustibile,

rendimento elevato, possibilità

di reforming interno

Disponibilità di calore ad alta

temperatura, non necessario uso di

catalizzatori, rendimento

elevato, possibilità di reforming

interno

Svantaggi

Nessuna resistenza a CO, scarsa al CO2, estrema purezza gas di alimentazione

Bassa tolleranza a CO, problemi di

gestione dell'acqua

Bassa tolleranza a CO

Problemi di vita e stabilità dei

materiali, richiesto un ricircolo di

CO2, alto tempo di avviamento

Sollecitazioni termiche elevate nei materiali, alto

tempo di 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 2 . O2 + 4 . CO2 + 8e- ° 4 . CO3--

e quindi la reazione totale è: CH4 + 2 . O2 ° 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]:

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

⋅

⋅

⋅⋅⋅

⋅⋅+

⋅∆−= p

XX

XXX

FTR

FGE

OHA

CO

OHCCO

22

222ln22

0

0


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.

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 A-

MID, 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

C-I

N

A-IN

C-O

UT

A-OUT

C-M

ID

A-MID

AIN-MID/CIN-MIDAIN-MID/CMID-OUT

AMID-OUT/CIN-MIDAMID-OUT/CMID-OUT


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 H2 O2 H2OIntervallo di temperatura [K] 298-1000 298-6000 500-1700A 33,066 29,659 30,092B -11,363 6,1373 6,8325C 11,433 -1,1865 6,7934D -2,7729 0,0958 -2,5345E -0,1586 -0,2197 0,8214F -9,9808 -9,8614 -250,88G 172,71 237,95 223,40H 0,0000 0,0000 -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

UMUtilizzazione anodica % 60Utilizzazione catodica % 40Temperatura operativa °C 650Pressione operativa bar 1,013Densità di corrente A/m2 3000Tensione di cella V 0,75

Fig 6.2 - Curve caratteristiche della MCFC di riferimento

79

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200

Corrente [A/m2]

Tensi

one [

V]

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

Densi

tà d

i pote

nza

[kW

/m2]

Tensione Densità di potenza


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

UM A-1 A-2 A-IN A-MID A-OUT AIR-1 AQ-1 CH4 moli/s 0,117 0,0 0,195 0,0 0,0 0 0 H2O moli/s 2,125 3,458 0,876 2,375 3,524 0 2 CO2 moli/s 2,192 3,943 0,319 1,828 3,876 0 0 CO moli/s 0,291 0,257 0,486 0,770 0,324 0 0 N2 moli/s 0 0 0 0 0 9,251 0 O2 moli/s 0 0 0 0 0 2,459 0 H2 moli/s 1,640 0,540 2,734 1,620 0,476 0 0Totale moli/s 6,366 8,198 4,610 6,595 8,200 11,711 2,000Temperatura °C 700 700 650 700 700 15 15Entalpia spec. kJ/mol nd nd -67,31 -183,94 -266,54 -0,29 -286,37Potenza kW nd nd -310 -1213 -2186 -3 -573


UM AQ-2 C-1 C-2 C-3 C-4 C-5 C-6 CH4 moli/s 0 0 0 0 0 0 0 H2O moli/s 2,00 4,00 16,00 16,00 4,00 4,00 4,00 CO2 moli/s 0 4,20 5,60 4,00 1,00 1,00 1,00 CO moli/s 0 0 0 0 0 0 0 N2 moli/s 0 9,25 37,01 37,01 9,25 9,25 9,25 O2 moli/s 0 2,06 2,64 1,84 0,46 0,46 0,46 H2 moli/s 0 0 0 0 0 0 0Totale moli/s 2,000 19,511 61,242 58,842 14,711 14,711 14,711Temperatura °C 650 650 700 700 700 372,3779 100Entalpia spec. kJ/mol -219 -112,20 nd nd -69,94 -81,37 -90,17Potenza kW -438 -2189 nd nd -1029 -1197 -1326


UM C-7 C-8 C-9 C-IN C-MID C-OUT GN-1 GN-2 CH4 moli/s 0 0 0 0 0 0 1 1 H2O moli/s 12 12 4 16 16 16 0 0 CO2 moli/s 3 3 1 7 6 4 0 0 CO moli/s 0 0 0 0 0 0 0 0 N2 moli/s 27,754 27,754 9,251 37,005 37,005 37,005 0 0 O2 moli/s 1,378 1,378 0,459 3,437 2,637 1,837 0 0 H2 moli/s 0 0 0 0 0 0 0 0Totale moli/s 44,132 44,132 14,711 63,642 61,242 58,842 1 1Temperatura °C 700 650 15 650 700 700 15 650Entalpia spec. kJ/mol -70 -71,75 -105,36 -84,15 -76,36 -69,94 -74,87 -41,53Potenza kW -3087 -3166 -1550 -5355 -4677 -4115 -75 -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] H2 O2 H2OCIN-MID 8,98 9,51 9,49AIN-MID 19,12 20,93 23,10CMID-OUT 19,12 20,93 23,10AMID-OUT 19,87 21,79 24,14Entropia [J/mole] H2 O2 H2OCIN-MID 151,35 226,88 212,38AIN-MID 164,61 241,80 230,15CMID-OUT 164,61 241,80 230,15AMID-OUT 165,40 242,70 231,23Energia libera [kJ/mole]CIN-MID -214,33AIN-MID -195,82CMID-OUT -195,82AMID-OUT -194,43Tensione reversibile di cella [V]CIN-MID 1,1106AIN-MID 1,0147CMID-OUT 1,0147AMID-OUT 1,0075Tensione di circuito aperto [V]AIN-MID/CIN-MID 1,0627AIN-MID/CMID-OUT 0,9240AMID-OUT/CIN MID 0,8568AMID OUT/CMID OUT 0,8295Valore medio 0,9140Tensione reale di cella 0,7140

Nota la tensione reale di cella la potenza totale della MCFC può essere determinata mediante la

seguente relazione.

In cui:

• Vreale è la tensione reale di cella;

• F è la costante di Faraday;

82

( ) ( )[ ]OUTCHCOHINCHCOHrealee nnnnnnFVP

4242442 ⋅++−⋅++⋅⋅⋅=


• 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/m2 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.

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

1

2

3

4

6

5


• 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 semi-

comparto 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 semi-

comparto 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

UMUtilizzazione anodica % 80Temperatura operativa °C 700Pressione operativa bar 1,013Ricircolo catodico % 75

87


Tab 7.2 - Caratteristiche dei flussi di massa della MCFC alimentata con syngas

UM A-1 A-2 A-IN A-MID A-OUT AIR-1 AQ-1 CH4 moli/s 0,001 0,0 0,002 0,0 0,0 0 0 H2O moli/s 0,100 0,145 0,058 0,109 0,146 0 0,084 CO2 moli/s 0,152 0,236 0,064 0,142 0,235 0 0 CO moli/s 0,033 0,015 0,055 0,044 0,016 0 0 N2 moli/s 0,170 0,170 0,170 0,170 0,170 0,400 0 O2 moli/s 0 0 0 0 0 0,106 0 H2 moli/s 0,061 0,018 0,101 0,054 0,016 0 0Totale moli/s 0,517 0,584 0,450 0,519 0,584 0,507 0,084Temperatura °C 700 700 650 700 700 15 15Entalpia spec. kJ/mol nd nd -80,23 -143,23 -195,58 -0,29 -286,37 Potenza kW nd nd -36 -74 -114 0 -24


UM AQ-2 C-1 C-2 C-3 C-4 C-5 C-6 CH4 moli/s 0 0 0 0 0 0 0 H2O moli/s 0,084 0,163 0,651 0,651 0,163 0,163 0,163 CO2 moli/s 0 0,251 0,548 0,483 0,121 0,121 0,121 CO moli/s 0 0 0 0 0 0 0 N2 moli/s 0 0,571 2,283 2,283 0,571 0,571 0,571 O2 moli/s 0 0,090 0,133 0,100 0,025 0,025 0,025 H2 moli/s 0 0 0 0 0 0 0Totale moli/s 0,084 1,074 3,615 3,517 0,879 0,879 0,879 Temperatura °C 650 650 700 700 700 279,6 100Entalpia spec. kJ/mol -218,95 -106,42 nd nd -75,77 -90,56 -96,39 Potenza kW -18 -114 nd nd -67 -80 -85


UM C-7 C-8 C-9 C-IN C-MID C-OUT SYNGAS-1 SYNGAS-2 CH4 moli/s 0 0 0 0 0 0 0,011 0,011 H2O moli/s 0,488 0,488 0,163 0,651 0,651 0,651 0 0 CO2 moli/s 0,362 0,362 0,121 0,613 0,548 0,483 0,047 0,047 CO moli/s 0 0 0 0 0 0 0,063 0,063 N2 moli/s 1,712 1,712 0,571 2,283 2,283 2,283 0,170 0,170 O2 moli/s 0,075 0,075 0,025 0,165 0,133 0,100 0 0 H2 moli/s 0 0 0 0 0 0 0,057 0,057Totale moli/s 2,638 2,638 0,879 3,712 3,615 3,517 0,348 0,348 Temperatura °C 700 650 15 650 700 700 15 650Entalpia spec. kJ/mol -75,77 -77,61 -108,3 -85,95 -80,04 -75,77 -75,56 -54,55 Potenza kW -200 -205 -95 -319 -289 -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




A questo punto può essere effettuato il bilancio di energia della MCFC (tabella 7.6);

Tab 7.6 - Bilancio delle potenze

[kW]Potenza elettrica prodotta dalla MCFC 18,21Potenza termica netta uscente dalla MCFC 5,93Potenza termica per il raffreddamento del ricircolo catodico 4,86Potenza termica per il raffreddamento dell'esausto catodico 5,12Potenza termica residua nei fumi 10,47Potenza chimica del syngas in ingresso 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

UMPotenza elettrica kW 18,21Potenza termica kW 15,91Efficienza elettrica % 40,8Efficienza termica % 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

UMPotenza elettrica netta kW 17,14Potenza termica netta kW 15,91Portata d’aria nel gassificatore kg/s 0,0062Efficienza termo-chimica del gassificatore % 71,5Efficienza elettrica globale % 27,5Efficienza termica globale % 25,6

7.3 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


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).

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

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0,1

00

0,0

95

0,0

90

0,085

0,0

80

0,075

0,0

70

0,065

0,0

60

0,0

55

0,0

50

0,0

45

0,0

40

0,0

35

0,0

30

0,0

25

0,020

0,0

15

0,010

0,0

05

0,0

00

Portata di acqua [moli/s]

Co

mp

osiz

ion

e

H2

O2

N2

CO

CO2

H2O

CH4

45,0

45,1

45,2

45,3

45,4

45,5

45,6

45,7

45,8

45,9

46,0

46,1

0,1

00

0,0

95

0,0

90

0,085

0,0

80

0,0

75

0,0

70

0,065

0,0

60

0,055

0,0

50

0,0

45

0,0

40

0,0

35

0,0

30

0,0

25

0,020

0,0

15

0,010

0,0

05

0,0

00


Po

ten

za

ch

imic

a [

kW

]

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

Po

tere

ca

lori

fico

[k

J/k

g]

Potenza chimica

Potere calorifico


caratteristiche energetiche della MCFC al variare della portata di acqua che alimenta il reformer.

Fig 7.5 - Potenza ed efficienza elettrica 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

18,0

18,1

18,2

18,3

18,4

18,5

18,6

18,7

18,8

0,1

00

0,090

0,0

80

0,070

0,0

60

0,050

0,0

40

0,0

30

0,0

20

0,0

10

0,0

00


Po

ten

za

[kW

]

40

41

42

43

44

45

Eff

icie

nza

[%

]

Potenza elettrica

Efficienza elettrica

15,0

15,5

16,0

16,5

17,0

17,5

18,0

18,5

19,0

19,5

20,0

0,1

00

0,0

90

0,080

0,070

0,060

0,0

50

0,0

40

0,0

30

0,0

20

0,0

10

0,0

00

Portata di acqua [moli/s]P

ote

nza

[kW

]

30

32

34

36

38

40

42

44

Eff

icie

nza

[%

]

Potenza termica

Efficienza termica


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

UM A-1 A-2 A-IN A-MID A-OUT AIR-1 C-1 CH4 moli/s 0,006 0,0 0,011 0,0 0,0 0 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 moli/s 0,038 0,021 0,063 0,062 0,022 0 0 N2 moli/s 0 0 0 0 0 0,402 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 0Portata totale moli/s 0,422 0,500 0,349 0,435 0,500 0,509 0,993Temperatura °C 700 700 650 700 700 15 650Entalpia spec. kJ/moli nd nd -55 -127 -192 0 -97Potenza kW nd nd -19 -55 -96 0 -96

93



UM C-2 C-3 C-4 C-5 C-6 C-7 C-8 CH4 moli/s 0 0 0 0 0 0 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 moli/s 0 0 0 0 0 0 0 N2 moli/s 2,291 2,291 0,573 0,573 0,573 1,718 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 0Portata totale moli/s 3,287 3,190 0,797 0,797 0,797 2,392 2,392Temperatura °C 700 700 700 442 100 700 650Entalpia spec. kJ/moli nd nd -61 -70 -81 -61 -62Potenza kW nd nd -48 -56 -65 -145 -149


UM C-9 C-IN C-MID C-OUT SYNGAS CH4 moli/s 0 0 0 0 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 moli/s 0 0 0 0 0,063 N2 moli/s 0,573 2,291 2,291 2,291 0,171 O2 moli/s 0,025 0,167 0,134 0,102 0,000 H2 moli/s 0 0 0 0 0Portata totale moli/s 0,797 3,385 3,287 3,190 0,349Temperatura °C 15 650 700 700 15Entalpia spec. kJ/moli -89 -72 -66 -61 -76Potenza kW -71 -245 -216 -193 -26

È possibile visualizzare i parametri elettrochimici della MCFC alimentata con syngas senza pre-

reformer 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




Tab 7.13 - Bilancio delle potenze

[kW]Potenza elettrica prodotta dalla MCFC 18,76Potenza termica uscente dalla MCFC 6,05Potenza termica uscente per il raffreddamento del ricircolo catodico 4,36Potenza termica per il raffreddamento dell'esausto catodico 8,97Potenza termica residua nei fumi 6,51Potenza chimica del syngas in ingresso 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.


UMPotenza elettrica netta kW 17,69Potenza termica netta kW 19,38Portata d’aria nel gassificatore kg/s 0,0062Efficienza termo-chimica del gassificatore % 71,5Efficienza elettrica globale % 28,4Efficienza termica globale % 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 (SC-

1) 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 [kW]

IN Potenza chimica della biomassa 62,48Potenza termica per il preriscaldamento dell'aria del gassificatore 3,03Potenza totale in ingresso al gassificatore 65,51

OUT Potenza termica nel residuo filtrato 0,00Potenza termica nell'acqua di lavaggio 7,99Potenza chimica nel carbone non reagito 8,01Potenza termica dispersa nel mantello 2,22Potenza totale dispersa 18,21

Potenza chimica del syngas 47,30Cella a combustibile a carbonati fusi [kW]

IN Potenza chimica del syngas 47,30

OUT Potenza elettrica lorda prodotta dalla MCFC 20,01

Potenza termica uscente dalla MCFC 6,48Potenza termica per il raffreddamento del ricircolo catodico 1,39Potenza termica per il raffreddamento dell'esausto catodico 10,04Potenza termica recuperabile 17,91

Potenza termica per il preriscaldamento dell'aria del gassificatore 3,03Potenza termica residua nei fumi 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 CO2 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] Situazione senza preriscaldamento dell'aria

Situazione con preriscaldamento dell'aria

CH4 0,0106 0,0157 CO2 0,0467 0,0378 CO 0,0633 0,0671 N2 0,1699 0,1344 H2 0,0572 0,0518Portata totale 0,3477 0,3068Composizione molare [%] CH4 3,1 5,1 CO2 13,4 12,3 CO 18,2 21,9 N2 48,9 43,8 H2 16,4 16,9Potenza chimica [kW] 43,2 47,3PCS 4869,9 6170,8

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

UMPortata di vapore surriscaldato kg/s 0,00 0,0005 0,001 0,0015 0,0020Potenza chimica del syngas kW 47,30 47,86 48,28 48,57 48,93Potenza elettrica della MCFC kW 21,08 20,96 20,80 20,63 20,55Efficienza elettrica della MCFC % 44,60 43,80 43,10 42,50 42,00

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

46

47

48

49

50

0,00 0,0005 0,001 0,0015 0,0020

Portata di vapore [kg/s]

Po

ten

za

[k

W]

40

41

42

43

44

45

Eff

icie

nza

ele

ttri

ca

[%

]

Potenza chimca syngas

Efficienza elettrica MCFC


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]

Situazione senza preriscaldamento dell'aria e senza recupero del residuo

carbonioso

Situazione con preriscaldamento dell'aria

e recupero del residuo carbonioso

CH4 0,0106 0,0239 CO2 0,0467 0,0233 CO 0,0633 0,0734 N2 0,1699 0,0885 H2 0,0572 0,0363Portata totale 0,3477 0,2455Composizione molare [%] CH4 3,1 9,8 CO2 13,4 9,5 CO 18,2 29,9 N2 48,9 36,1 H2 16,4 14,8Potenza chimica [kW] 43,2 52,0PCS 4869,9 8630,7

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 Potenza chimica della biomassa kW 58,62Potenza termica per il preriscaldamento dell'aria del gassificatore kW 2,00Potenza totale in ingresso al gassificatore kW 60,62

OUT Potenza termica nel residuo filtrato kW 0,00Potenza termica nell'acqua di lavaggio kW 6,45Potenza termica dispersa nel mantello kW 2,22Potenza totale dispersa kW 8,67

Potenza chimica del syngas kW 51,95Cella a combustibile a carbonati fusi

IN Potenza chimica del syngas kW 51,95

OUT Potenza elettrica lorda prodotta dalla MCFC kW 22,72

Potenza termica uscente dalla MCFC kW 6,96Potenza termica uscente per il raffreddamento del ricircolo catodico kW 2,47Potenza termica per il raffreddamento dell'esausto catodico kW 11,40Potenza termica recuperabile kW 20,83

Potenza termica per il preriscaldamento dell'aria del gassificatore kW 2,00Potenza termica residua nei fumi kW 5,33

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



UMPotenza elettrica netta kW 22,72Potenza termica netta kW 20,83Portata d’aria nel gassificatore kg/s 0,00323Efficienza termo-chimica del gassificatore % 85,7Efficienza elettrica della MCFC % 45,8Efficienza elettrica globale % 38,8Efficienza termica globale % 35,5

7.6 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.

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DOTTORATO DI RICERCA XIX CICLO - … XIX/Tesi Galeno.pdf · Dottorato di Ricerca XIX ciclo - Ingegneria Civile e Meccanica - Guido Galeno Sommario Nel presente lavoro si affronta