Nell’ambito del Sottoprogetto “Scenari e tecnologie di generazione a lungo termine” (FUTGEN) del Progetto “Evoluzione innovativa della generazione di energia elettrica” (EVINGEN) della Ricerca di Sistema, è stata svolta un’indagine finalizzata all’identificazione delle problematiche connesse con l’eventuale futuro impiego dell’idrogeno come combustibile per le turbine a gas, in sostituzione del gas naturale. L’utilizzo dell’idrogeno nelle turbine a gas, e conseguentemente nei cicli combinati, rappresenta una concreta possibilità per la produzione di energia elettrica, anche da combustibili fossili, con emissioni tendenzialmente nulle di gas ad effetto “serra” quali il biossido di carbonio (CO2). Il funzionamento ad idrogeno di turbine a gas sviluppate per l’impiego di gas naturale comporta però numerosi interrogativi riguardanti principalmente sia aspetti legati al funzionamento della coppia compressore-turbina (a seguito dell’alterazione dell’equilibrio delle portate e capacità di scambio del fluido in espansione), sia problematiche relative al controllo delle emissioni di ossidi di azoto (NOx), che si formano in maggior quantità in relazione alle più elevate temperature di combustione. Quest’ultimo aspetto, fondamentale per la compatibilità ambientale della tecnologia, allo stato attuale può essere controllato solo in due modi: • mediante sistemi atti ad abbassare la temperatura di combustione e quindi la produzione di NOx, quali la diluizione dei gas reagenti con inerti quali azoto o vapor d’acqua; • mediante sistemi di denitrificazione (deNOx) selettiva dei fumi del tipo SCR. Quest’ultima tecnologia (già ampiamente applicata come retrofit agli impianti convenzionali a caldaia), è particolarmente complessa e pare quindi economicamente poco giustificabile per impianti turbogas a ciclo combinato. Anche la prima soluzione, apparentemente più semplice, non è però esente da problemi poiché comporta un ulteriore alterazione dell’equilibrio delle portate compressore/turbina e delle capacità di scambio dei fluidi in espansione. Le due ulteriori alternative, vale a dire l’impiego anche con l’idrogeno di combustori a fiamma premiscelata del tipo DNL (dry-low-NOx) o di combustori catalitici a bassa temperatura non sono state contemplate perché presentano tuttora criticità tecniche e di sviluppo. Obiettivo del presente studio è stata l’analisi di queste problematiche finalizzata all’identificazione della soluzione più promettente sia dal punto di vista tecnico ed economico, sia da quello dell’applicabilità nel medio periodo. I calcoli e le simulazioni sono stati effettuati con riferimento ad un impianto a ciclo combinato allo stato dell’arte basato su una macchina di grande potenza dell’ultima generazione (tipo Siemens V94.3A). Le principali conclusioni dello studio sono le seguenti: • per limitare nei combustori diffusivi di idrogeno le emissioni di NOx sotto 25 ppmv, valore tipico delle moderne macchine a gas naturale con combustori premiscelati, sarebbe necessario adottare rapporti massici di diluizione del combustibile pari a 7:1÷8:1 con vapore e 14:1÷16:1 con azoto. Ciò comporta un significativo aumento della portata in turbina rispetto a quella nel compressore, che non è del tutto compatibile con le attuali macchine commerciali, anche se compatibile con macchine opportunamente modificate nel compressore o nella turbina. Per l’esercizio e/o l’adattamento della macchina sono comunque possibili almeno tre diverse soluzioni che sono state dettagliatamente analizzate mediante simulazione: 1. variazione della portata di aria con la regolazione della macchina in modo tale da mantenere inalterato il rapporto di compressione. Nessuna modifica a compressore e turbina; 2. mantenimento della portata di aria nominale, con modifica del compressore mediante aggiunta degli stadi necessari per raggiungere il nuovo rapporto di compressione. Questa soluzione, che non comporta modifiche alla turbina, è possibile solo se il compressore presenta adeguati margini rispetto allo stallo; 3. mantenimento sia della portata di aria sia del rapporto di compressione (e quindi nessuna modifica del compressore), ma con opportuno adeguamento della turbina in particolare nelle sezioni di passaggio e nel raffreddamento delle pale; • le modellazioni del ciclo effettuate in accordo con la soluzione 1. hanno evidenziato una riduzione della potenza pari a 5 % circa rispetto al funzionamento di riferimento con metano. Per quanto attiene il rendimento d’impianto sono emerse significative differenze tra il caso con diluizione mediante azoto e quello con diluizione con vapore: nel primo infatti il rendimento è sostanzialmente invariato, mentre nel secondo diminuisce di circa 1÷1.5 punti percentuali principalmente a causa della sottrazione di vapore dal ciclo, ma anche per una maggior criticità degli

aspetti di scambio termico, che richiedono una diminuzione della temperatura massima e/o un aumento della portata di raffreddamento; • le modellazioni del ciclo effettuate in accordo con la soluzione 2 hanno invece evidenziato un possibile aumento della potenza che può raggiungere il 10÷15 %, al quale è però associata una diminuzione del rendimento, che nel caso di diluizione con azoto è provocata principalmente dalla necessità di ridurre significativamente la temperatura massima; • anche le modellazioni del ciclo effettuate in accordo con la soluzione 3 hanno evidenziato un possibile aumento della potenza che può raggiungere il 10÷15 %, associato però in questo caso ad una sostanziale costanza del rendimento nel caso di diluizione con azoto e ad una leggera diminuzione per quello con vapore. Quest’ultima è sempre principalmente originata dalla sottrazione di vapore al ciclo; • qualora l’azoto di diluizione fosse disponibile a costo marginale (come è il caso in cui l’idrogeno è prodotto in sito da combustibili fossili mediante processi di gassificazione o reforming con ossigeno), non sono prevedibili significativi aggravi dei costi di impianto; • le soluzioni 2 e 3, che comportano significativi aumenti della potenza a rendimento sostanzialmente invariato, potrebbero anche consentire, una volta superati i costi iniziali di sviluppo e messa a punto delle turbomacchine modificate, una riduzione netta dei costi specifici di investimento; • nel caso in cui fosse indispensabile optare per la diluizione con vapore, sono necessari ulteriori approfondimenti ed ottimizzazioni economiche alla ricerca del miglior compromesso tra costi di investimento e di esercizio in funzione dei livelli di emissioni di NOx tollerabili o imposti. Potrebbe in tal caso essere presa in considerazione anche una soluzione ibrida che associ alla diluizione con vapore il trattamento finale dei fumi in un piccolo impianto SCR, in modo tale da limitare per quanto possibile il consumo di vapore (per non penalizzare eccessivamente il rendimento d’impianto) senza subire il pesante aggravio dei costi di investimento dovuto allo SCR. Non va infatti dimenticato che l’obiettivo primario delle tecnologie e degli interventi in oggetto è il rispetto di ben definiti livelli di emissioni (sia di CO2 sia di NOx) con la minor penalizzazione possibile sul costo dell’energia elettrica prodotta. A conclusione dello studio si può affermare che l’impiego dell’idrogeno nelle turbine a gas è compatibile con le macchine attualmente esistenti sul mercato, previe le necessarie ma limitate modifiche al sistema del combustibile (controllo, diluizione, ugelli dei bruciatori ecc.). Nonostante le ampie diluizioni necessarie al contenimento delle emissioni di ossidi di azoto, non si prevedono significative diminuzioni di potenza generata o di rendimento d’impianto rispetto al caso con gas naturale, purché la diluizione sia effettuata con azoto già disponibile sul sito. Sono invece previste riduzioni fino a 2 punti percentuali di rendimento se la diluizione è effettuata con vapore sottratto al ciclo. Per quanto attiene l’introduzione di modifiche parziali o sostanziali alle macchine esistenti, solo i singoli costruttori sono in grado di decidere, sulla base delle specifiche caratteristiche di ogni singola macchina, se è economicamente conveniente introdurre tali modifiche per avvantaggiarsi della potenziale riduzione del costo specifico ottenibile adattando le macchine a produrre una maggior potenza, oppure rinunciarvi per non intervenire sul prodotto esistente. Linl al documento di riferimento: A2-010687.doc