Nell’ambito della Ricerca di Sistema (RdS) progetto GEN21, il WP dal titolo "Nuovi cicli alimentati a gas o carbone per mitigare le emissioni di CO 2 " riguarda lo studio di cicli di generazione che implementano soluzioni innovative per il contenimento delle emissioni di CO 2 . Tra questi figurano gli impianti IGCC per la produzione di elettricità (o la coproduzione di idrogeno ed elettricità) da carbone con ridottissime emissioni di CO 2 , nei quali la separazione tra l’idrogeno e la CO 2 contenuti nel syngas è effettuata con apparecchiature basate su membrane permeabili all’idrogeno. Queste sono classificabili in due principali tipologie, note rispettivamente come “sulphur tolerant” oppure “no sulphur tolerant”, in relazione alla loro capacità di operare o meno con correnti gassose contenenti zolfo. Nel presente studio sono state prese in esame le membrane metalliche del tipo “no sulphur tolerant” (attualmente in fase di produzione prototipale, caratterizzazione e sviluppo anche presso il CESI), a complemento di una analoga indagine già svolta precedentemente, relativa invece all’utilizzo per le stesse applicazioni delle membrane “sulphur tolerant”. Nello studio sono state modellate alcune configurazioni impiantistiche adatte alla produzione di idrogeno, energia elettrica (o coproduzione di idrogeno ed energia elettrica) con separazione idrogeno-CO 2 mediante apparecchiature a membrana (separatori o reattori catalitici CMR) e confrontate le prestazioni ottenibili dai punti di vista sia energetico che economico. Le configurazioni modellate sono tutte basate sul processo di gassificazione Texaco e l’utilizzo di separatori o reattori di shift CMR basati su membrane metalliche “no sulphur tolerant” di tipo Pd-Ag, fatte salve le configurazioni che applicano tecniche già consolidate di separazione, assunte come termine di confronto. Lo studio inizia con un’indagine sullo stato dell’arte delle membrane “no sulphur tolerant” finalizzata alla definizione dei parametri di prestazione da assumere nei modelli, prosegue con l’individuazione gli schemi impiantistici più promettenti, e per questi con la modellazione e successiva valutazione comparativa delle prestazioni energetiche relative sia alla produzione di idrogeno, sia di energia elettrica. Si conclude infine con le valutazioni economiche comparate di tutte le configurazioni modellate, (comprese quelle relative agli impianti basati su membrane “ sulphur tolerant” analizzate nello studio precedente), con riferimento anche alle tecnologie convenzionali di separazione dell’idrogeno. La casistica delle membrane ‘no sulphur tolerant’ risulta più articolata rispetto a quella delle ‘sulphur tolerant’, e le conclusioni dello studio sono per molti aspetti diverse per il caso relativo alla produzione di idrogeno (o coproduzione idrogeno- energia elettrica) rispetto a quello della produzione esclusiva, in situ, della sola energia elettrica.

La necessità di eliminare lo zolfo a monte dell’apparecchiatura a membrana costringe a specifici schemi impiantistici poiché la rimozione avviene a freddo e quindi il syngas deve essere poi nuovamente riscaldato fino alla temperatura operativa delle membrane. Le configurazioni impiantistiche presentano sempre due possibili varianti per quanto riguarda il raffreddamento del syngas (quench oppure syngas cooler), anche se in questo caso la seconda opzione non è più così penalizzata dal punto di vista economico com’era per gli impianti basati su membrane ‘sulphur tolerant’. Nel caso di produzione esclusiva di energia elettrica gli schemi d’impianto ricalcano quelli adottati per la produzione di idrogeno. Il reattore a membrana si differenzia però in modo sostanziale per la presenza di una corrente di "sweep gas" (costituita da azoto) sul lato dell’idrogeno permeato. Le ragioni ed i vantaggi dell’introduzione di tale corrente sono molteplici: • la riduzione della concentrazione di H 2 (cioè della sua pressione parziale) che ne consegue consente di innalzare la pressione totale della corrente di permeato a pari superficie di membrana; ciò è molto importante perché in tal modo non è più necessario comprimere l’idrogeno separato per poterlo introdurre nel combustore della turbina a gas; • la presenza dell’impianto di produzione dell’ossigeno per la gassificazione rende disponibile una rilevante quantità di azoto a costi praticamente nulli, che può essere utilmente utilizzato come sweep gas; • la combustione di idrogeno in turbine a gas richiede (come noto) l’utilizzo di combustori diffusivi che portano ad una notevole produzione di NO X che può essere limitata solo tramite diluizione del combustibile con un gas inerte, che di fatto può essere lo stesso gas utilizzato come sweep gas. Le principali indicazioni che emergono dallo studio si possono così riassumere: • l’applicazione delle membrane “no sulphur tolerant” negli impianti destinati alla produzione (o coproduzione) di idrogeno non sembra offrire particolari vantaggi nei confronti della tecnologia tradizionale. In particolare il loro abbinamento con il raffreddamento del syngas mediante quench risulta (contrariamente al caso relativo alle membrane “sulphur tolerant”), poco promettente rispetto al (più costoso) raffreddamento mediante syngas cooler; • le minori prestazioni degli impianti per produzione di idrogeno basati su sistemi a membrana “no sulphur tolerant” rispetto agli impianti convenzionali di produzione di idrogeno sono principalmente imputabili all’onere (sia energetico che economico) associato alla compressione dell’idrogeno, che le apparecchiature a membrana rendono disponibile ad una minor pressione; stanti però i costi relativamente modesti delle membrane, l’innalzamento della contropressione dell’idrogeno sul lato di permeazione, con conseguente richiesta di maggiori superfici di membrana, potrebbe offrire vantaggi grazie alla riduzione degli assorbimenti elettrici aggiuntivi (di compressione dell’idrogeno); • gli svantaggi di cui al punto precedente tendono a scomparire nel caso di impianti di produzione esclusiva di energia elettrica, cioè quelli in cui l’idrogeno viene totalmente impiegato in loco per alimentare il TG di un ciclo combinato; ciò perché in questo caso è possibile impiegare una corrente di sweep sul lato di permeazione delle membrane (azoto già disponibile nell’impianto a costo nullo) che

consente di evitare la presenza del compressore di idrogeno ed i costi associati alla compressione. Ne risulta quindi in questo caso un cero vantaggio, almeno in prospettiva, nell’impiego della separazione a membrana rispetto alle tecnologie di separazione convenzionali.