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 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. In questo documento è analizzata una possibile soluzione per la cattura del CO 2 in un impianto IGCC (ciclo combinato alimentato a gas da gassificazione del carbone), basata sul trattamento del combustibile sintetico prima della sua combustione nel turbogas. La tecnologia IGCC è risultata una delle alternative tecnicamente ed economicamente promettenti fra quelle indagate in un precedente studio [1] dedicato all’identificazione ed all’analisi dei processi e delle configurazioni impiantistiche idonei per la riduzione delle emissioni di CO 2 dagli impianti di generazione elettrica. Da tale studio era emersa anche, come configurazione di particolare interesse, il ciclo combinato alimentato ad idrogeno prodotto da gas naturale mediante reforming ad ossidazione parziale con aria. Questo processo è già stato a sua volta oggetto di un’indagine modellistica [2] che ha quantizzato in 49.7 % il rendimento netto ottenibile, con consumo specifico pari a 7243 kJ / kWh e cattura del CO 2 pari a 89 % circa. L’impianto di generazione oggetto del presente studio è essenzialmente costituto da un sistema di produzione dell’ossigeno mediante distillazione frazionata dell’aria, da un sistema di gassificazione del carbone con ossigeno e vapor d’acqua, da un sistema di separazione del CO 2 dai gas in uscita dal gassificatore, da un generatore turbogas alimentato dal singas prodotto dal gassificatore e da un generatore di vapore a recupero (GVR) a 3 livelli di pressione (132, 26 e 4.5 bar) con risurriscaldatore che alimenta una turbina a vapore. Le simulazioni, effettuate con l’ausilio del codice THERMOFLEX ver. 5.1 [4], hanno permesso di quantizzare il rendimento elettrico e l’abbattimento del CO 2 conseguibile con un impianto così configurato. Entrambi i parametri sono risultati promettenti, o almeno più che accettabili, rispetto ai processi alternativi attualmente disponibili. La potenza elettrica netta prodotta dall’impianto è risultata pari a circa 277 MW e , con un rendimento globale pari a circa 43 % con temperatura dei fumi in uscita dal GVR di 80 °C. Il consumo specifico è pari a circa 8358 kJ / kWh. La cattura del CO 2 conseguibile è risultata superiore a 88 %, con un’emissione specifica pari a circa 100 kg CO 2 / MWh e quindi ben inferiore al valore tipico dei cicli combinati attuali a gas naturale (dell’ordine di 300÷350 kg CO 2 / MWh circa). Ottimizzando la configurazione del GVR e migliorando i recuperi termici e/o l’integrazione tra il ciclo di generazione ed il processo di gassificazione del carbone (azioni da pagare ovviamente con una maggior

complessità impiantistica e quindi maggiori costi di investimento), si ritiene che il rendimento d’impianto ottenuto possa essere ulteriormente migliorato. A ciò va aggiunto che a livello internazionale sono in corso numerosi studi finalizzati alla messa a punto di impianti innovativi per la produzione dell’ossigeno, per i quali è previsto il dimezzamento dei fabbisogni energetici rispetto ai valori tipici attuali (assunti nello studio). L’impiego di tali impianti consentirebbe un recupero netto di circa 2 punti percentuali sul rendimento elettrico dell’impianto. Non va infine trascurato che l’impianto produce anche, come sottoprodotto, circa 73 kg/s di azoto potenzialmente vendibile. I risultati ottenuti per l’IGCC con cattura del CO 2 sono stati anche comparati con gli omologhi valori ottenuti modellando il medesimo impianto (convenzionale di riferimento) privo del sistema di cattura. Questa simulazione ha fornito per la potenza elettrica prodotta 305 MW e e per il rendimento 51.4 %, con un consumo specifico pari a 7009 kJ / kWh. La penalizzazione introdotta dalla cattura del CO 2 in termini di energia prodotta è pertanto di circa 28 MW e , pari al 9 % circa, mentre la penalizzazione di efficienza è pari a circa 8 punti percentuali. Una valutazione (inevitabilmente approssimata) dei costi aggiuntivi (di capitale, esercizio e manutenzione) dell’impianto con cattura rispetto all’IGCC convenzionale allo stato dell’arte (senza cattura del CO 2 ) ha portato a stimare in circa 15 £ /kWh l’incremento di costo dell’energia elettrica prodotta, senza attribuire prudenzialmente alcuna valorizzazione economica né all’azoto né al biossido di carbonio di buona qualità co-prodotti dall’impianto. Ciò equivale ad un incremento del 20 % circa del costo del kWh. In termini assoluti il costo dell’energia elettrica (COE) prodotta dall’IGCC con cattura del CO 2 è risultato comunque inferiore a quello dell’energia elettrica prodotta da un ciclo combinato convenzionale allo stato dell’arte, senza cattura del CO 2 , stimabile attualmente in circa 95 £ /kWh . Va comunque osservato che pur essendo l’IGCC (con o senza cattura del CO 2 ) una tecnologia definita “commerciale”, offerta da più costruttori, attualmente le sue applicazioni a livello mondiale sono rimaste a livello di impianti dimostrativi, sia pure di notevole taglia.