Nell’ambito dell’attività EMICO della Ricerca di Sistema, relativa allo studio delle tecnologie atte al contenimento delle emissioni degli impianti di generazione elettrica, uno dei temi d’interesse è la valutazione delle possibili opzioni per la riduzione o eliminazione delle emissioni di biossido di carbonio (CO 2 ). Lo scopo generale è di verificare la possibilità di utilizzo dei combustibili fossili, pur in un’ipotetica situazione con forti vincoli normativi ed economici atti a scoraggiare le emissioni di CO 2 , ormai ritenuto il gas maggiormente responsabile di mutamenti climatici a livello planetario. Lo scopo della presente attività è la determinazione delle prestazioni e la valutazione dei costi di produzione dell’energia qualora impianti termoelettrici convenzionali (alimentati a carbone) venissero modificati in modo da realizzare una combustione con ossigeno ed ottenere quindi a valle un flusso di CO 2 concentrata. Nel presente studio viene preso come riferimento per l’analisi, un impianto ipercritico con pressione del vapore di 242 bar e potenza elettrica di 660 MWe. Viene proposto di associare all’impianto già esistente un impianto di separazione dell’aria (ASU = Air Separation Unit) per ottenere ossigeno pressochè puro da inviare alla camera di combustione assieme ad una portata di CO 2 (in sostituzione dell’azoto) prelevata dalla corrente finale di fumi previo raffreddamento (con l’acqua in uscita dal condensatore principale) e successiva deumidificazione. In tal modo il componente principale della corrente gassosa che attraversa la caldaia viene ad essere costituito da CO 2 (avendo preventivamente eliminato l’azoto); i gas di scarico, contenenti anche acqua e tracce di azoto ed ossigeno, possono quindi essere opportunamente inviati allo stoccaggio in forma compressa o di tipo criogenico (previa purificazione e compressione) invece che essere scaricata, tramite ciminiera, all’atmosfera. Prima di essere miscelata alla portata di ossigeno, la corrente di CO 2 viene, come detto sopra, deumidificata opportunamente per raffreddamento (fino a 66 °C) tramite acqua in uscita dal condensatore; viene utilizzato così il calore di raffreddamento per sostituire quasi completamente il calore proveniente dalla condensazione del vapore spillato per il primo preriscaldatore di BP; si ottiene quindi ulteriore potenza elettrica dalla espansione in turbina del vapore non spillato. Il fluido per il trasporto del polverino di carbone dal polverizzatore ai bruciatori della camera di combustione, è costituito da una piccola portata sempre di CO 2 opportunamente dirottata dalla corrente principale. La portata dirottata, avente una temperatura di ~ 70 °C, è in stretto rapporto (~ 1.0), con la portata di combustibile. Viene eliminata infine la necessità di impiego dei RAV (la temperatura del fluido all’uscita dal ventilatore VAC supera i 50 °C) mentre continua ad essere utilmente impiegato lo scambiatore rigenerativo di tipo Ljungström assieme ai sistemi di rimozione sia delle polveri (precipitatori elettrostatici) che dell’anidride solforosa SO 2 (impianti di

desolforazione ad umido DeSOx) e degli ossidi di azoto NO x (impianti di denitrificazione che utilizzano il processo catalitico di riduzione selettiva con ammoniaca NH 3 noto come processo SCR ). Si può concludere che la modifica ipotizzata potrebbe risultare valida come applicazione su impianti esistenti mentre per nuove capacità produttive il ciclo IGCC con cattura della CO 2 dal syngas appare leggermente più vantaggioso. Al di là di differenze di dettaglio, risulta comunque confermato che, anche nel caso di impianti con cattura della CO 2 , l’impiego del carbone appare più economico rispetto a quello del gas naturale.