Nell’ambito del sottoprogetto EMICO, relativo allo studio delle tecnologie atte al contenimento delle emissioni degli impianti di generazione elettrica, uno dei temi di particolare 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 a ciclo combinato alimentato a gas naturale, basata sul trattamento del comburente a monte della combustione. Questa tecnologia 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 potenzialmente idonei per la riduzione delle emissioni di CO 2 dagli impianti di generazione elettrica. Da tale studio era emersa anche, come configurazione alternativa di particolare interesse, il ciclo combinato alimentato ad idrogeno prodotto da gas naturale mediante reforming ad ossidazione parziale con aria. Tale processo, con il quale intendiamo confrontare i risultati, è già stato a sua volta oggetto di un’indagine modellistica [2] che ha quantizzato in 49.7 % il rendimento ottenibile, con consumo specifico pari a 7243 kJ / kWh e cattura del CO 2 pari a 89 %. 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 generatore turbogas con combustore ad ossigeno, da una turbina a vapore (e relativo condensatore) alimentata da un generatore di vapore a recupero (GVR) a 3 livelli di pressione (1.5, 20 e 160 bar) con risurriscaldatore e da un sistema di separazione (e parziale ricircolo) del CO 2 dai fumi in uscita dal GVR, mediante condensazione dell’acqua. Le simulazioni effettuate, con l’ausilio dei codici PEPSE e PRO/II, hanno confermato la fattibiltà di un impianto così configurato, quantizzandone sia l’abbattimento di CO 2 sia il rendimento elettrico conseguibili. Mentre il primo è risultato ovviamente ottimo, il secondo è risultato promettente (o almeno più che accettabile rispetto alle alternative attualmente disponibili). La potenza elettrica netta prodotta dall’impianto è risultata pari a 408.4 MW e , con un rendimento globale pari a circa 50.2 % e con temperatura dei fumi in uscita dal GVR di 61.6°C. Il consumo specifico è pertanto pari a circa 7166 kJ / kWh. La cattura del CO 2 conseguita è risultata superiore al 99 %, con un’emissione specifica trascurabile rispetto ai valori tipici dei cicli combinati attuali, pari a circa 350 kg CO 2 / MWh. Ottimizzando la configurazione del GVR e migliorando i recuperi termici e/o l’integrazione tra il ciclo di generazione ed il processo di produzione dell’ossigeno (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 con fabbisogni energetici anche dimezzati

rispetto ai tipici valori attuali assunti nello studio. L’impiego di tali impianti consentirebbe un recupero netto di circa 3 punti percentuali sul rendimento elettrico dell’impianto. Non va infine trascurato che l’impianto produce anche, come sottoprodotto, 210 kg/s circa di azoto potenzialmente vendibile. Una valutazione (inevitabilmente approssimata), dei costi aggiuntivi (di capitale, esercizio e manutenzione) rispetto ad un ciclo combinato convenzionale allo stato dell’arte (senza cattura del CO 2 ) ha portato a stimare in circa 21 £ /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 21.5 % circa del costo del kWh. L’incertezza maggiore, ai fini delle analisi economiche, è originata dalla difficoltà di stima del possibile costo del gruppo turbogas con combustore ad ossigeno.