Il presente documento è stato redatto nell’ambito del progetto “Studi sull’utilizzo pulito dei combustibili fossili e cattura e sequestro della CO2- Cattura e sequestro della CO2” definito nell’Accordo Triennale tra il Ministero dello Sviluppo Economico e E.R.S.E. S.p.A. firmato il 29 Luglio 2009. E’ stata eseguita una indagine bibliografica e di letteratura relativa alle tecnologie idonee, in uso o allo studio, per la conversione del carbone (eventualmente associato ad altri materiali carboniosi quali le biomasse) in combustibili liquidi. Queste tecnologie sono note con il sintetico acronimo CTL, che sta per “Coal to Liquids”. Con questa sigla, volutamente molto estensiva, si intende comunemente la conversione del carbone in idrocarburi sintetici per lo più destinati all’autotrazione quali benzine e gasoli, anche se comprende in realtà una casistica ben più ampia; vi possono infatti rientrare a pieno titolo, ad esempio, anche la produzione da syngas di carbone di metanolo e di molti altri intermedi e prodotti chimici di grande importanza industriale quali il propilene. Nel lavoro eseguito si è preferito comunque limitare lo studio all’accezione principale, anche perché l’interesse prevalente è focalizzato sulle possibili tecnologie atte alla co-produzione e cogenerazione, intendendo con tali termini la produzione combinata (e per quanto possibile anche flessibile), di carburanti per autotrazione ed energia elettrica. Dopo una breve descrizione delle tecnologie in uso ed una rassegna dei principali progetti in corso o in fase di valutazione nei principali paesi industrializzati ed emergenti, l’attività è proseguita con l’identificazione della tecnologia di maggior interesse ai fini del presente studio, che è risultata essere la conversione CTL indiretta via gassificazione del carbone, basata sulle reazioni note come processo FT (o Fischer – Tropsch). Tra i processi disponibili si è inoltre optato per la versione del processo operante a bassa temperatura, che produce un mix di idrocarburi più adatto al mercato italiano. Per questa tecnologia è stato quindi definito uno schema di processo di riferimento per il quale è stato poi implementato, mediante il ben noto codice THERMOFLEX Ver. 19.0, un modello di simulazione stazionaria dell’intero impianto. Con riferimento allo schema a blocchi semplificato riportato nella Figura 14 il processo modellato è essenzialmente composto da un gassificatore ad ossigeno di carbone polverizzato sotto forma di slurry acquoso, da un sistema di recupero termico dal syngas con produzione di vapore a più livelli di pressione impiegato in una turbina a vapore per produrre energia elettrica, da un sistema di aggiustamento del rapporto CO/idrogeno mediante reattore di shift catalitico del CO, da un sistema di trattamento e purificazione del syngas con separazione e recupero (AGR) dei gas acidi (H 2 S e CO 2 ) ed infine dal sistema di conversione catalitica (processo FT) della miscela gassosa di CO ed idrogeno in miscele di idrocarburi, per semplicità denominati benzina, gasolio e cere. Gli effluenti gassosi del processo FT, che contengono gli idrocarburi leggeri fino a C 4 prodotti nel reattore ed i reagenti non convertiti, dopo un recupero termico ed una parziale separazione con riciclo dell’acqua prodotta dalle reazioni, sono inviati come combustibile ad un ciclo combinato a 2 livelli di pressione basato su un gruppo TG della GE da 130 MWe nominali per la produzione di ulteriore energia elettrica. Gli effluenti di quest’ultimo, dopo aver attraversato il generatore di vapore a recupero (GVR) sono convenzionalmente evacuati al camino. Il vapore prodotto a 3 diverse pressioni (110 bar, 34 bar e 6 bar), nei recuperi termici dal syngas, nella refrigerazione del reattore FT e nel ciclo combinato è inviato ad una turbina a vapore TV che produce la maggior parte sia dell’energia elettrica necessaria all’impianto stesso (autoconsumi), sia di quella cedibile alla rete. Il vapore in uscita dalla TV è condensato in un condensatore a superficie refrigerato da acqua di mare in circuito aperto (si è ipotizzato un sito marito per ovvie necessità di approvvigionamento del carbone), e la condensa è rinviata ai preriscaldamenti del ciclo a vapore e quindi ai degasatori. Completano il processo numerosi importanti sottosistemi quali un ASU (Air Separation Unit) criogenico convenzionale per la produzione dell’ossigeno necessario al gassificatore, un processo Claus per la

conversione in zolfo commerciabile dell’ H 2 S separato dal syngas; un sistema di dissalazione e trattamento dell’acqua necessaria al sistema di gassificazione e recupero condense riciclabili nei diversi processi. La CO 2 catturata dal syngas mediante l’AGR viene compressa fino ad una pressione idonea all’invio ad un confinamento geologico (100 bar), per cui l’impianto emette solo quella prodotta dalla combustione nel TG dai gas residui del processo FT, pari a circa 90 t/h, che corrispondono a 310 kg/MWh e netto generato. La taglia scelta per l’impianto corrisponde, in termini di quantità di carbone entrante, ad una tipica centrale termoelettrica alimentata a polverino di carbone. I risultati della modellazione eseguita, pur con tutti i limiti e le approssimazioni dovute alla difficile modellabilità del reale processo chimico FT mediante il codice impiegato, mostrano che da 180 ton/h di carbone l’impianto è in grado di produrre 32.5 t/h di benzina, 14.3 ton/h di gasolio, 4.8 ton/h di idrocarburi superiori altobollenti (genericamente denominati cere, idonei per successive conversioni di tipo petrolchimico) e 290 MW netti di energia elettrica. Con piccole variazioni delle condizioni operative in alcuni sistemi del processo ed una riduzione nella produzione di carburanti è inoltre possibile ottenere dall’impianto anche una limitata produzione di idrogeno, quantitativamente proporzionale alla riduzione stessa. Analogamente, rinunciando ad una quota parte dell’energia elettrica producibile dal ciclo combinato è possibile ottenere, mediante parziale condensazione dei gas inviati al TG, una proporzionale produzione di gas liquefatti equivalenti al GPL commerciale. Recuperando ad esempio il 90 % di propano e butani ed il 10 % delle relative olefine si possono produrre circa 7.6 t/h di GPL. Questa opzione, anche se quantitativamente modesta, potrebbe essere di interesse ed applicabile oltre che in funzione del mercato e del valore del GPL, anche per le cosiddette ore vuote nella produzione di energia elettrica, aggiungendo in tal modo un minimo di flessibilità all’impianto che, come tutti i grandi processi chimici operanti ad alte temperature, ne ha pochissima. Per quanto concerne l’aspetto ambientale, le emissioni di CO 2 sono complessivamente modeste poiché la maggior parte della CO 2 prodotta nella gassificazione del carbone è separata dal syngas e viene poi compressa fino ad una pressione idonea all’invio ad un confinamento geologico (100 bar). Ne consegue che l’impianto emette solo la CO 2 prodotta dalla combustione nel TG dai gas residui del processo FT, pari a circa 90 t/h, che corrispondono a 310 kg per MWh e netto generato. L’attività svolta, di carattere prevalentemente speculativo e preliminare, evidenzia come anche nel contesto nazionale italiano, caratterizzato da assenza di petrolio ma anche di carbone utile alla conversione, la tecnologia CTL ed in particolare quella indiretta basata su FT potrebbe essere presa in considerazione, se non altro, come diversificazione energetica strategica per l’autotrazione.