Il Gruppo Enel è fortemente impegnato nello sviluppo e nella diffusione di tecnologie rispettose dell’ambiente. Il gruppo sta valutando tutte le tecnologie disponibili per la cattura e stoccaggio del carbonio (CCS), con lo scopo di individuare una tecnologia efficace a costi competitivi, oltre a fornire una dimostrazione pilota o su scala industriale. Queste tecnologie comprendono la post-combustione, l’ossi-carbo-combustione e la pre-combustione.

La cattura post-combustione è considerata la tecnologia più adulta per l’applicazione industriale, giacché è adatta alle centrali a carbone esistenti. In questo campo, un impianto pilota con 2,5 tonnellate all’ora di anidride carbonica (CO2) è stato installato dall’Enel in una centrale di Brindisi di 2.640 MW. L’Enel ha anche avviato uno studio di fattibilità per un impianto dimostrativo di cattura post-combustione in grado di rimuovere 1 megatonne/anno di CO2 da una centrale a carbone da 660 MW da installare a Porto Tolle, attività che è stata recentemente premiata con € 100 milioni (131 milioni dollari) in finanziamenti della Commissione Europea attraverso il piano europeo di ripresa dell’energia. L’Enel sta anche utilizzando questo progetto per studiare le possibilità di stoccaggio geologico di CO2.

Il processo di ossi-combustione del carbone, sia atmosferico sia pressurizzato, è anche oggetto di esame, con test svolti in impianti pilota su scala sperimentale installati a Livorno e a Gioia del Colle, in provincia di Bari.

Nel campo della cattura pre-combustione l’Enel sta concentrando i propri sforzi sul potere dell’isola, attraverso l’installazione di una turbina a idrogeno a ciclo combinato (CCGT) adatta all’applicazione in cicli combinati della gassificazione (IGCC) con CCS a Fusina, vicino a Venezia.

Un IGCC con CCS si basa su un’isola di gassificazione, dove si ottiene idrogeno attraverso la gassificazione del carbone, che produce un gas di sintesi composto da idrogeno e monossido di carbonio (CO), il CO viene convertito in idrogeno e CO2 per mezzo di una reazione di spostamento dell’acqua. L’idrogeno è quindi bruciato in un ciclo combinato, producendo gas di scarico che consistono esclusivamente in aria calda e vapore acqueo, e il CO2 viene inviato allo stoccaggio.

Per quanto riguarda l’aspetto della gassificazione, il miglioramento delle tecniche di separazione dell’aria abbinate al miglioramento della disponibilità sono i requisiti principali per rendere gli impianti IGCC competitivi. Per quanto riguarda l’aspetto della turbina a gas, lo sviluppo di combustori altamente efficienti a basso NOx per il carburante a idrogeno è uno dei principali sviluppi tecnici necessari in via di sviluppo IGCC.

A causa della velocità elevata la combustione di idrogeno nell’aria, i combustori premiscelati, tecnologia standard per il gas naturale, non sono attualmente disponibili per l’idrogeno. La tecnologia attuale per la combustione dell’idrogeno si basa su una fiamma diffusiva, dove la riduzione degli ossidi di azoto (NOx) si ottiene attraverso l’iniezione di grandi quantità di azoto o vapore.

Ricerca Enel sull’idrogeno: Il Progetto Fusina

Al fine di valutare sia i rischi tecnici che economici connessi con l’uso di impianti IGCC con CCS, l’Enel ha analizzato tutti gli aspetti relativi agli impianti di questa ‘ultima generazione’ dal 1990. La produzione di gas sintetici dalla gassificazione del carbone è stata ampiamente studiata presso i laboratori dell’Enel. Inoltre, le caratterizzazioni sperimentali della combustione a idrogeno sono state eseguite presso l’impianto sperimentale di Sesta a pieno carico, condizione di massima pressione.

Il progetto Idrogeno Fusina è stato lanciato nel 2004, volto all’ingegneria, all’approvvigionamento, alla costruzione e alla dimostrazione del primo al mondo su scala industriale di un CCGT a idrogeno. Stimato per una potenza complessiva di circa 16 MW, l’impianto a idrogeno di Fusina è costituito da una turbina a gas in grado di utilizzare l’idrogeno come carburante principale e da un generatore a vapore di recupero calore a (HRSG) per il massimo recupero energetico.

L’obiettivo principale del progetto di Fusina è sviluppare e dimostrare su scala industriale un innovativo combustore a idrogeno con emissioni di NOx inferiori a 100 mg/Nm3. Il primo passo del programma di sviluppo, iniziato nel 2006, è stato quello di modificare l’esistente combustore diffusivo a gas naturale diffusivo con una turbina a gas GE10, con l’iniezione di vapore per la riduzione di NOx, per permettere alla macchina originale di funzionare con l’idrogeno puro con piccole modifiche. Il bruciatore modificato è stato testato a Sesta nel 2007 e poi installato nell’impianto di dimostrazione di Fusina.

Nuovi test effettuati a Sesta nel 2009 hanno dimostrato che un aumento dell’aria primaria e una soluzione migliore per l’iniezione di vapore sono in grado di produrre un ulteriore effetto positivo sulle emissioni di NOx, raggiungendo concentrazioni di NOx nei gas di scarico sotto i 200 mg/Nm3 con un accettabile rapporto vapore/carburante.

Il progetto mira anche a valutare il funzionamento di una combustione di gas ricco di idrogeno composto in una centrale a ciclo combinato ad alta efficienza, con un focus specifico sugli effetti del funzionamento a idrogeno a lungo termine di parti calde della turbina – pale di turbine e componenti combustore. A tal fine la centrale di Fusina sarà gestita con miscele di gas ricco di idrogeno per diverse migliaia di ore nel periodo 2010-2011. Il funzionamento degli impianti e dei componenti sarà controllato attraverso sistemi diagnostici on-line e ispezioni off-line in differenti ore di lavoro.

L’impianto di Fusina

La centrale di Fusina è costituita da 12 MW alimentati a idrogeno da una turbina a gas – un GE10-1 fornito da GE-Nuovo Pignone, che è strettamente integrata con l’attigua centrale a carbone di Fusina di 320 MW.

L’impianto è alimentato con idrogeno generato come by-product degli impianti chimici nella zona industriale di Marghera vicino a Venezia. Le dimensioni della turbina a gas sono state scelte in base alla disponibilità di idrogeno. La turbina ha un design semplice con una camera di combustione verticale, particolarmente adatta per scopi di ricerca.

Lo scarico della turbina a gas è alimentato da una caldaia a recupero per produrre vapore. Parte di questo vapore viene riutilizzato nella camera di combustione delle turbine a gas per ridurre la formazione di NOx e per aumentare l’efficienza del ciclo. Il vapore residuo viene inviato alla centrale a carbone per aumentare l’efficienza termica della centrale.

Nella seconda parte dell’HSRG, la condensa della centrale viene riscaldata prima di essere reinviata alla centrale. Una notevole quantità di calore viene recuperato dal gas umido dovuto alla condensazione della maggior parte dell’acqua, che viene re-iniettato dopo il trattamento nel ciclo della centrale. Questa integrazione consente di generare ulteriori 4 MWe.

Questo significa che, nel complesso, il ciclo dell’idrogeno offre a Fusina fino a 16 MW: 12 MW dalla turbina a gas e un supplemento di 4 MW dalla centrale a carbone. L’idrogeno viene condotto alla centrale da un oleodotto lungo 2,5 km a 27 bar [g]. Una procedura ad hoc per azionare e arrestare il gasdotto è stata sviluppata con particolare attenzione nel caso di un arresto di emergenza.

Performance dell’impianto

Le prime esperienze di attività di Fusina hanno confermato i risultati delle prove sperimentali del combustore a Sesta nel 2007. La strategia scelta per la riduzione delle emissioni di NOx ha dimostrato la propria efficacia, consentendo emissioni di NOx inferiori a 400 mg/Nm3 con un basso consumo di vapore. Mentre i primi risultati possono essere considerati incoraggianti, una supplementare esperienza operativa è necessaria al fine di trarre una conclusione definitiva.

Per quanto riguarda l’efficienza, l’integrazione della generazione di vapore a recupero di calore all’interno del ciclo termico dell’esistente centrale migliora l’efficienza dell’impianto di circa il 42 per cento, un risultato importante considerando le dimensioni relativamente piccole dell’impianto.

Un altro risultato importante proveniente dall’integrazione é che, azionando la centrale a carico fisso, il consumo di carbone può essere ridotto di 1,43 t/h, ottenendo una riduzione delle emissioni di CO2 nella regione di 3,4 t/h.

Fonte: PowerGenWorldWide