139
La tipologia dei combustibili utilizzati non presenta tra gli inquinanti convenzionali gli
ossidi di zolfo, in considerazione dell’assenza di zolfo nella composizione elementare.
Essendo combustibili solidi, potenzialmente si possono produrre polveri; per ridurre tale
inquinante sono previsti diversi sistemi di abbattimento, in particolare un filtro a maniche.
Tali sistemi sono in grado di permettere un’emissione di polveri nei limiti di legge. La
tipologia del combustibile non comporta l’emissione di microinquinanti come i metalli
pesanti (Cd, Ni, Hg, Cu, Zn, ecc.).
Sono presenti tra gli inquinanti anche gli ossidi di azoto, il monossido di carbonio e le
sostanze organiche, la cui formazione è limitata dalla particolare tecnologia di conversione
adottata.
Il punto di emissione principale è il camino; esso, allo sbocco, è in genere alto intorno ai
30 metri: infatti allo scopo di ridurre le ricadute di inquinanti al suolo entro i limiti fissati
dalla legge, i parametri fisici del camino (altezza, diametro della bocca di scarico) sono
determinati in modo da scaricare i fumi nell’atmosfera a un’altezza geodetica e con
velocità tale da permettere, unitamente alla spinta ascensionale, dovuta alla differenza di
temperatura tra i fumi e l’aria circostante, un innalzamento tale da consentirne un’efficace
diluizione.
Non sono previsti altri tipi di emissioni, se non le polveri provenienti dai sistemi di
movimentazioni ceneri e combustibili. Per l’abbattimento di dette polveri vengono adottati
sia spruzzatori di acqua, per la loro soppressione, che ventilatori di aspirazione nei punti di
inversione del sistema di trasporto, completi di filtri a maniche sullo scarico.
Tutti i dispositivi di filtraggio vengono dimensionati per avere un’emissione di polveri
inferiore a 10 mg/Nm
3
.
DESCRIZIONE DEL SISTEMA
Il sistema svolge le seguenti funzioni:
- abbattimento preliminare della SO
2
nel forno a letto fluido mediante iniezione di calcare
(o altro reagente di tipo equivalente);
- abbattimento degli NO
X
mediante iniezione di ammoniaca (o altro reagente
ammoniacale di tipo equivalente) in camera di combustione (rimozione selettiva non
catalitica SNCR);
- rimozione di polveri dai gas tramite filtri a ciclone;
- abbattimento preliminare di gas acidi mediante reattore a secco alimentato con un
opportuno sorbente;
- rimozione del particolato e rimozione finale dei gas acidi mediante filtri a maniche;
- ripresa mediante ventilatore dei fumi depurati per l’invio al camino;
140
DESCRIZIONE DELLE APPARECCHIATURE
• Depolveratori a ciclone
Il principio su cui si basa il funzionamento di un ciclone è il seguente:
trasformando il moto rettilineo del gas in modo vorticoso all’interno di un cilindro ad asse
verticale le particelle di polvere si portano verso le pareti interne del cilindro con il flusso
elicoidale rivolto verso il basso per azione della forza centrifuga e della gravità (Figura
3.25).
Figura 3.25 – Depolveratore a ciclone
Vengono di seguito indicate le caratteristiche dimensionali del ciclone:
Rapporti di forma ciclone
D/De 3
D/H 0.25
D/h 0.5
D/a 2
D/b 4
D/s 1.6
D/B 4
Tabella 3.15 – Rapporti di forma del depolveratore a ciclone
Il ciclone è costituito da:
- un involucro cilindrico (chiamato corpo);
- un tronco di cono inferiore con la circonferenza minore in basso, atto ad accelerare
le polveri che scendono dall’involucro;
- una presa dei fumi tangenziale alla parte superiore dell’involucro;
141
- un sistema di raccolta polveri posto allo sbocco del cono tronco;
- un cilindretto di uscita del flusso aeriforme depolverato.
L’efficienza del ciclone dipende molto dalle caratteristiche delle polveri da abbattere e
naturalmente dalla progettazione. È opportuno che nel dimensionamento si tenda ad
elevare il rapporto tra l’altezza e il raggio dell’involucro, per dare una forma il più
possibile allungata al corpo cilindrico. L’efficienza del ciclone è molto elevata per
particelle di granulometria superiore a 30µm e peso specifico a 2 kg/dm
3
.
Per valori granulometrici e di densità minori l’efficienza di depolverazione tende a
decrescere.Si può in via approssimativa stimare che questo dispositivo di depurazione
consenta l’abbattimento delle polveri da un valore di 2.500 mg/Nm
3
a 500 mg/Nm
3
.
• Filtri a maniche
I filtri a tessuto basano il loro funzionamento sul principio elementare per cui un fluido
vettore di polveri che attraversa un tessuto vi deposita le polveri con granulometria
maggiore delle maglie del tessuto.
I meccanismi in base a cui la particella di polvere viene trattenuta sono piuttosto complessi
a parte l’effetto setaccio che il filtro esercita sulle particelle grossolane.
A trattenere le particelle più fini concorrono diversi fattori, tra cui:
- i moti browniani;
- l’agglomerazione per impiccamento delle porosità della fibra tessile;
- l’attrazione elettrostatica;
- la traiettoria fluidodinamica.
Mediante questi meccanismi possono essere trattenute particelle anche inferiori a 0,1 µm.
Come tessuto viene normalmente utilizzato del Nomex teflonato con grammatura di circa
850 g/m
2
.
Si stanno sperimentando tessuti misti con lana di vetro e teflon o tessuti metallici e teflon,
ma i risultati consono ancora acquisiti.
Le caratteristiche dei filtri a manica sono:
- temperature di impiego massima 220 °C
media 180 °C
minima 150 °C
(1)
- velocità di attraversamento 0,7÷1,5 m
3
/m
2
*min
- durata media delle maniche 22 ÷24 mesi
(1)
la temperatura minima non può essere inferiore a 150 °C in quanto la temperatura di rugiada dei fumi
è pari a 135 °C.
142
Il tessuto dei filtri a manica risente negativamente di punte di temperature oltre i 230 °C; si
richiede, prima del filtro, un raffreddamento dei fumi anche in uscita dalla caldaia.
Il filtro deve essere dotato di controlli automatici di depressione massima (filtro intasato) e
minima (filtro rotto) nonché di temperatura (per assicurare che tale parametro sia sempre
compreso nel campo di accettabilità delle maniche).
Le maniche con un filtro a scomparti possono essere sostituite anche con impianto in
funzione.
Le maniche filtranti solitamente sono in Ryton su base PTFE; questi materiali oltre a
presentare una buona resistenza all’abrasione ed una eccellente risposta agli acidi organici,
inorganici ed ai solventi, permettono di raggiungere in servizio continuo una temperatura
di 180 °C con punte di 200 °C, anche in presenza di apprezzabili quantità di vapore
d’acqua per la loro resistenza all’idrolisi.
L’azione del filtro a maniche sugli inquinanti gassosi è possibile solo con l’aggiunta nei
fumi, a monte del filtro, di CaCO
3
o di Ca(OH)
2
in polvere che oltre ad aumentare il potere
filtrante nel senso che crea un precoat sulle maniche pulite che migliora il rendimento di
filtrazione, reagisce con i gas presenti nei fumi.
• Elettrofiltri
Gli elettrofiltri o precipitatori elettrostatici esercitano la captazione a livello elettronico ed
hanno un efficacia di depurazione rilevante anche per granulometrie submicroniche.
Nel filtro elettrostatico è contenuta una serie di piastre metallizzate disposte parallelamente
alla corrente dei gas e opportunamente distanziate l’una dall’altra; tra le piastre sono
inseriti gli elettrodi alimentati con una corrente continua negativa.
Una rete di alimentazione in corrente elettrica ad alta tensione collega gli elettrodi emissivi
e crea una scarica continua di tipo ionizzante (effetto corona), quindi un vento elettrico che
provoca l’associazione delle polveri alle cariche positive o negative, costringendole ad
agglomerarsi sulle piastre (polo positivo) o sui fili (polo negativo).
Infatti gli elettroni liberati nella vicinanza dell’elettrodo emittente sono trasmessi alle
particelle in sospensione le quali migrano verso le piastre a massa (anodo) dove si
raccolgono, mentre le particelle più fini, soggette alla valanga positiva degli ioni, migrano
verso i fili (catodo).
I fumi in uscita dalla caldaia possono essere trattati senza ulteriore raffreddamento. Le
polveri submicroniche sono trattenute con più difficoltà a causa della loro piccola carica
superficiale.
Solo le ceneri con resistività compresa tra 10
8
e 10
11
W*cm sono captabili (i costituenti
più favorevoli per questi valori di resistività sono i composti di S ed Na).
Di difficile captazione sono invece le poveri non conduttrici come MgO e CaO.
143
Nel caso di cenere ad alta resistività si usa iniettare nei fiumi piccole quantità di SO
3
(40 +
50 ppm in volume); ciò può permettere di ridurre la dimensione del precipitatore del 35%.
L’azione dell’eletrofiltro sugli inquinanti gassosi è nulla.
• Scrubber a umido
Gli scrubber a umido sono costituiti da un recipiente nel quale dal basso entrano i fumi
mentre dall’alto viene iniettato finemente polverizzato un liquido capace di rimuovere le
particelle sospese; non vi sono praticamente limiti di temperatura per i fumi in entrata.
Il liquido impiegato normalmente per la depolverazione è l’acqua.
Date le alte quantità necessarie (1.5+2 l/m
3
di fumi), essa viene normalmente ricircolata per
mezzo di pompe.
Con il fine di mantenere in circolo acqua con concentrazioni accettabili di sali e polveri, è
necessario uno spurgo (blow-down) che, in funzione del carico in arrivo, può variare da
qualche per cento ad oltre la metà dell’acqua in circolazione. Nei casi più sfavorevoli e con
il fine di diminuire i consumi di acqua, sul circuito di ricircolo viene spesso inserito un
sedimentatore; in funzione delle norme, deve poi essere previsto un impianto di
trattamento per lo spurgo.
Occorre inoltre prevedere normalmente un dispositivo per la soppressione del pennacchio,
dal momento che i gas in uscita hanno una temperatura in uscita di circa 60+80 °C e sono
saturi di vapore di acqua.
Per migliorare l’efficienza di captazione ed evitare gli sporcamenti, sono per lo più
impiegate torri a riempimento di sfere o torri Venturi.
L’acqua in circolazione è anche un ottimo assorbente degli acidi alogenidrici che vengono
quindi rimossi dai fumi con efficienze anche superiori al 95% mentre l’azione sugli altri
inquinanti gassosi è pressoché nulla.
Se l’acqua in circolazione viene mantenuta intorno alla neutralità con aggiunte dosate di
NaOH, allora si ha un assorbimento anche degli ossidi di S con efficienze che possono
superare l’80%.
Per questo servizio, l’uso del Ca(OH)
2
è escluso in quanto esso formerebbe dei solfati di
calcio insolubili che occluderebbero in breve tempo tutto il sistema.
Come per gli elettrofiltri, le polveri submicroniche sono trattenute con più difficoltà.
ABBATTIMENTO CHIMICO DEGLI INQUINANTI GASSOSI
Salvo casi particolari, l’abbattimento degli inquinanti gassosi è normalmente ottenuto per
via chimica, mediante reagenti.
I reagenti impiegati per l’abbattimento degli inquinanti gassosi principali e cioè gli acidi
alogenidrici, gli SO
x
e gli NO
x
sono l’idrato di calce o l’idrato di sodio opportunamente
dosati.
144
Al trattamento chimico segue poi normalmente un trattamento fisico per l’abbattimento
delle polveri e dei sali di reazione con una o più delle apparecchiature viste
precedentemente.
Per la rimozione degli acidi alogenidrici e degli SO
x
esistono essenzialmente tre tipi di
procedimenti:
1. a secco;
2. a semisecco;
3. a umido.
DESCRIZIONE DEI PROCESSI
• Processo a secco
Il processo consta essenzialmente di un reattore a ciclone per l’abbattimento chimico,
preceduto da una torre di “quenching” che raffredda i fumi con acqua fino a 200 °C circa,
in cui viene iniettato il reagente, normalmente idrato di calce in polvere, seguito da un
secondo stadio di trattamento fisico (solitamente un filtro a maniche ma, in impianti
esistenti, anche un elettrofiltro).
L’impianto sarà completato con un silo per l’idrato fresco e con un silo per il prodotto
esausto da portare a discarica nonché dei relativi sistemi di movimentazione pneumatica.
L’efficienza del trattamento è influenzata dalla temperatura dei gas, dal loro punto di
rugiada e dal dosaggio di additivo usato rispetto allo stechiometrico.
Gli alogeni sono eliminati per il 95% l’SO
2
per il 40%, gli organici e gli organoclorurati
per l’80÷99%, i metalli pesanti (eccetto il mercurio) e le poveri per il 99.9%. l’NO
x
non è
trattenuto. Sul costo di gestione pesa l’alto consumo di idrato di calce; per contro, il costo
di impianto è sufficientemente contenuto perché tra l’altro non richiede la sezione di
preparazione del latte di calce come nei processi a semisecco ed a umido.
• Processo a semisecco
Differisce sostanzialmente dal processo a secco per il fatto che viene impiegato come
reagente calce in sospensione acquosa opportunamente preparata partendo da ossido
(raramente) o da idrato (più frequentemente).
Il “quenching” e l’assorbimento vengono ottenuti insieme in un atomizzatore del tipo a
turbina (spray drier) che è in grado di assicurare una dispersione spinta del reagente (circa
150+500 m
3
/l) ed un tempo di contatto di alcuni secondi prima di passare alla filtrazione.
Il raffreddamento dei fumi è ottenuto per evaporazione della fase liquida del reagente.
Per l forma finemente dispersa in cui si trova, il reagente ne risulta un minore consumo di
calce (da 1.5 a 3 volte lo stechiometrico) rispetto al processo a secco, un migliore
abbattimento dell’SO
2
(60%) e degli acidi alogenidrici, che vengono abbattuti per il 98%.
Anche gli NO
x
vengono trattenuti per circa il 30%.
145
Le temperature in gioco sono, come per il processo a secco, dettate dal punto di rugiada
acido dei fumi e della temperatura ammissibile per il filtro a maniche impiegato nella fase
di trattamento fisico in funzione dei migliori rendimenti nell’abbattimento del articolato
più fine.
Il grado di reazione è inoltre tanto maggiore quanto più spinto è il grado di atomizzazione
raggiunto. Punte di inquinanti vengono tamponate dall’eccesso di reagente (fresco +
riciclo) utilizzato.
• Processo ad umido
Per questo processo vengono utilizzati gli stessi apparecchi già descritti per la
depolverazione ad umido.
Il processo ha rendimenti selettivi nei confronti dei vari inquinanti: ottimali verso gli acidi
alogenidrici, l’SO
2
ed i vapori metallici (data la bassa temperaturadi uscita); scarsi nei
riguardi del particolato submicronico (vedi depolveratori ad umido).
Mentre per l’assorbimento degli acidi alogenidrici è sufficiente far circolare acqua, per la
rimozione dell’SO
2
occorre far circolare una soluzione di NaOH.
Al fine di ridurre al minimo il consumo di tale reagente, si usano normalmente scrubber a
due stadi: il primo funzionante a sola acqua per la rimozione dell’HCl ed il secondo con
soluzione acquosa di NaOH per l’assorbimento dell’SO
2
; gli spurghi dei due stadi vengono
poi riuniti e neutralizzati fuori dello scrubber con Ca(OH)
2
. i consumi di reagenti sono
praticamente stechiometrici mentre quelli di acqua ed energia elettrica sono abbastanza
importanti.
APPARECCHIATURE PER L’ABBATTIMENTO DEGLI OSSIDI DI AZOTO
(DENITRIFICATORI SNCR)
Il processo di rimozione SNCR (Selective Non-Catalytic Reduction) è basato sulla
riduzione degli ossidi di azoto (NO
x
) ad azoto molecolare ed acqua.
La formazione degli NO
x
viene limitata nella zona di combustione mediante opportuno
controllo della temperatura di combustione e ossidazione.
La frazione inquinante residua contenuta nei fumi in uscita dalla zona di combustione
viene ridotta tramite le reazioni di riduzione che avvengono in un campo di temperatura
compreso tra 850°C e 1100°C ad opera di soluzione ammoniacale iniettata direttamente in
caldaia. La tecnologia SNCR consente la rimozione di almeno il 50% degli ossidi di azoto
ancora presenti nei fumi.
Il reagente è dosato, in funzione degli NO
x
da abbattere, mediante un sistema di
atomizzatori distribuiti su più livelli nella camera di combustione, in modo da assicurare
che esso sia uniformemente presente nella zona interessata dai gas di combustione in
presenza della “finestra termica” idonea a promuovere le reazioni di riduzione.
146
ESTRAZIONE FUMI
L’evacuazione fumi è effettuata mediante un ventilatore/estrattore di tipo centrifugo.
Il ventilatore/estrattore permette l’estrazione continua dei fumi mantenendo in leggera
depressione il circuito a monte costituito da combustore a letto fluido e caldaia a recupero.
La regolazione della depressione avviene mediante posizionamento automatico della
serranda, posta a monte dell’aspiratore, per opera di un controllore di pressione posto in
camera di combustione
SISTEMA DI ANALISI FUMI
con la finalità di acquisire informazioni sulle caratteristiche dei fumi a valle del sistema di
depurazione, sarà realizzato un dispositivo di rilevamento delle emissioni al camino
composto dei gruppi sottoelencati:
- rilevazione della temperatura
(1)
;
- misuratore di portata
(2)
;
- misurazione della concentrazione di particolato solido (polveri);
- sistemi di analisi gas per CO, O
2
, CO
2
, NO
x
, SO
2
;
- analizzatore per HCl;
- analizzatore per C
n
H
m
.
Le voci
(1)
e
(2)
sono costituite da apparecchiature montate sul camino e forniscono quindi la misura delle
grandezze rilevate in modo continuo e senza prelievo del gas campione.
Le altre voci forniscono un’analisi continua con prelievo di fumo campione.
3.4.2 Emissioni sonore
L’impianto deve essere costruito adottando tutti gli accorgimenti e soluzioni impiantistiche
necessarie a rispettare i limiti di rumorosità all'esterno e all’interno dell'area stessa imposti
dalla normativa vigente Legge n. 447 del 26.10.95 e DPCM 1.3.91, Decreto legislativo n.
277 del 15.8.1991 ed eventuali leggi collegate applicabili.
[Legge 26 ottobre 1995, n. 447 (in Suppl. ordinario n. 125, alla Gazz. Uff. n. 254, del 30
ottobre). -- Legge quadro sull'inquinamento acustico.
Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 1º marzo 1991 (in Gazz. Uff., 24 aprile, n.
96). -- Ripartizione tra i bacini di rilievo nazionale, interregionale e regionale dei fondi
disponibili nel periodo 1989-93 da destinare all'attuazione degli schemi previsionali e
programmatici per il riassetto organizzativo e funzionale della difesa del suolo.
Decreto legislativo 15 agosto 1991, n. 277 (in Suppl. ordinario alla Gazz. Uff. n. 200, del 27
agosto). -- Attuazione delle direttive n. 80/1107/CEE, n. 82/605/CEE, n. 83/477/CEE, n.
86/188/CEE e n. 88/642/CEE, in materia di protezione dei lavoratori contro i rischi derivanti
147
da esposizione ad agenti chimici, fisici e biologici durante il lavoro, a norma dell'art. 7 della
legge 30 luglio 1990, n. 212.]
Salvo diverse e più restringenti prescrizioni necessarie per il rispetto di vincoli verso l’area
esterna all’impianto, in tutte le specifiche di acquisizione del macchinario e dei
componenti che possono essere sorgenti di rumore deve essere imposta la realizzazione di
accorgimenti per limitare il livello di rumore. Il livello medio di pressione acustica per
bande di ottava generato dalle apparecchiature di cui sopra, misurato a qualunque carico
secondo le Raccomandazioni ISO R 1680, non deve superare i valori della colonna 1 della
Tabella 3.16 sotto riportata (tolleranza +2dB).
In nessuno dei punti di misura il livello di pressione acustica dovrà superare i valori della
colonna 2 (tolleranza +2dB).
La misura per bande di ottava potrà essere sostituita dalla misura di livello medio globale.
Esso non dovrà risultare superiore a 85 dB con tolleranza +2 dB.
Frequenza media 1 2
Hz Livello medio
DB
Livello localizzato
dB
31.5
63
125
250
500
1.000
2.000
4.000
8.000
109.9
98.7
91.6
86.4
82.7
80.0
77.7
75.9
74.4
113.3
102.6
95.9
91.0
87.6
85.0
82.8
81.0
79.5
Tabella 3.16 – Limiti di emissioni sonore (Fonte: Enel)
Si devono, quindi, rispettare le prescrizioni sopraindicate con particolari accorgimenti
costruttivi, tipo l’installazione di silenziatori sugli sfiati o di cappottature fonoassorbenti
sul macchinario stesso.
Sugli scarichi delle valvole di sicurezza elettrocomandate, installate sul generatore di
vapore e sugli scarichi di avviamento previsti sulle linee vapore alla turbine a vapore
devono essere installati appositi silenziatori idonei a ridurre il livello globale di pressione
sonora a 85 dB nelle condizioni di massima portata e con un rumore di fondo di 78 dB, a
20 m di distanza e a 1 m di altezza dal piano di installazione del silenziatore.
148
3.5 Movimentazione della biomassa
Il settore comune a tutte le tipologie impiantistiche è quello dello stoccaggio e della
movimentazione della biomassa, che dipende esclusivamente dalla tipologia della stessa. Il
conferimento della biomassa avviene mediante automezzi da 10 a 40 tonnellate di carico,
che provvedono a scaricare il combustibile nelle zone di stoccaggio.
Si devono evitare eventuali fermentazioni con formazioni di gas maleodoranti e
danneggiamento della biomassa. In genere per ovviare alla formazione di muschi e funghi
sulla biomassa, è previsto che il materiale arrivi all’impianto senza aver subito trattamenti
ci cippatura e frantumazioni varie. Sono da aggiungersi inoltre macchine cippatrici in
ingresso dell’impianto, a meno che non si tratti di colture energetiche adiacenti cui si può
attingere quasi in maniera continua e quindi ridurre le dimensioni direttamente in loco
(Figura 3.26).
Figura 3.26 - Macchina cippatrice mobile
Vengono riportati di seguito due esempi di diagrammi di flusso per la movimentazione
della biomassa dal luogo di produzione fino a quello di utilizzo. Si tratta in questo caso di
colture energetiche non adiacenti all’impianto che, quindi, necessitano di bacini di raccolta
intermedi e di trasporti stradali. Generalmente questi schemi sono tipici delle biomasse
prodotte da disboscamenti o da potature di parchi cittadini (Figura 3.27); il trasporto
stradale esterno viene effettuato tramite automezzi da 20 tonnellate, mentre quello interno
all’azienda agricola, parco o bosco è realizzato in genere con trattori dotati di rimorchio o
con ruspe per trascinamento (grossi tronchi). Quando i camion giungono all’interno dello
stabilimento, prima di scaricare il loro contenuto, vengono pesati su apposite piattaforme
posizionate di solito vicino l’ingresso.
149
Figura 3.27 - Diagrammi di flusso per la movimentazione delle biomasse
(Biomass and Bioenergy)
Una volta giunta all’impianto di utilizzazione la biomassa viene depositata in sili, quasi
sempre interrati, che ne consento una deumidificazione parziale e ne impediscono sia la
formazione di odori sgradevoli, sia la decomposizione. Questi sili sono ricoperti da cappe
che ne aspirano l’aria e la utilizzano nel processo di combustione. Dopo aver sostato in
questi sili per alcuni giorni, la biomassa viene poi spostata per essere allocata in un silo
Taglio e
raccolta
del
cippato
Deposito
nell’azienda
agricola
Trasporto
stradale
del cippato
all’
impianto
Trasporto
interno
all’azienda
del cippato
Trasporto
stradale del
cippato in un
deposito
intermedio
Deposito
intermedio
Raccolta
tronchi
Trasporto
stradale
del
cippato
all’impian
to
Cippatura
nell’
impianto
Cippatura
in
azienda
Trasporto
stradale dei
tronchi
all’impianto
Deposito
nell’azien-
da
Trasporto
interno
dei
tronchi
Scarico
tronchi
sul
campo
150
(live storage system) predisposto all’alimentazione dell’impianto. La capacità di
quest’ultimo deve consentire un autonomia di 24 ore di funzionamento (EPRI). Prima di
essere utilizzato, il materiale deve essere vagliato tramite selezionatori magnetici e
centrifughi per evitare di immettere nel reattore elementi non combustibili.
Nei sistemi a cippato la qualità dello stesso (forma, misura, pezzi in sovra misura ecc.)
influisce molto sul buon funzionamento delle caldaie e soprattutto sui sistemi di trasporto.
Il cippato viene prelevato da una benna (Figura 3.28), posizionato su un nastro
trasportatore e dopo i trattamenti suddetti, convogliato in caldaia da una coclea.
Figura 3.28 - Benna per movimentazione del cippato
In caso di qualità varia di cippato (ad es. pezzi lunghi) o per la corteccia il sistema migliore
di trasporto è quello con nastro trasportatore a catena e per il caricamento della caldaia
viene usato uno spintore idraulico. I nastri trasportatori hanno portate che superano i 150
m
3
/h di biomasse.
Per la paglia, invece, nei grossi impianti si è arrivati a livelli molto elevati di
automatizzazione(Figura 3.29).
151
Figura 3.29 - Sistema automatizzato di movimentazione delle balle di paglia per impianti
energetici
Se la paglia arriva sfusa si hanno, in genere, in ingresso degli imballatori meccanici che,
alimentati da un sistema di trasportatori a catena, posizionano ,tramite sistemi a rulli, le
balle direttamente su trasportatori a nastro dirette in caldaia. Per la paglia il silo può essere
anche esterno e si evita la vagliatura magnetica.
157
CAPITOLO 4
ANALISI COMPARATIVA TECNICO-ECONOMICA
DELLE DUE PRINCIPALI TIPOLOGIE IMPIANTISTICHE
PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA DA BIOMASSE
4.1 Gli impianti studiati
I due impianti che vengono presi in esame sono quelli che attualmente hanno il più alto
grado di maturità tecnologica ed al contempo i minori costi di investimento per capacità tra
i 5 e gli 80 MW. Di conseguenza, per tale analisi, non si possono che scegliere l’impianto a
combustione in letto fluido con ciclo a vapore e quello a gassificazione con turbina a gas e
ciclo combinato a vapore, dato che gli altri, seppur tecnologicamente interessanti come le
celle a combustibile, non sono ancora proponibili su grandi dimensioni.
4.1.1 L’impianto a combustione in letto fluido con ciclo a vapore
Le caratteristiche degli impianti che vengono riportate sono indipendenti dalla dimensione
degli stessi anche se probabilmente al crescere della capacità ci sarà un aumento delle
prestazioni. Per non trascurare questo fattore, almeno in termini di consumo di biomasse è
stato considerato un miglioramento del rendimento di combustione al crescere della taglia.
La descrizione comprende gli elementi fondamentali dell’impianto fino alla linea di
distribuzione di energia elettrica verso l’esterno (Fonte: EPRI).
• Sezione di movimentazione delle biomasse: la sezione di movimentazione avrà la
funzione di ricevere, triturare, vagliare, stoccare, movimentare le biomasse conferite
all’impianto in modo da alimentare la sezione di combustione.
• Sezione di combustione e generazione di vapore: nella sezione di combustione
confluirà il combustibile (biomasse) necessario al processo di combustione.
La funzione della sezione è quella di generare vapore, per la produzione di energia
elettrica, attraverso una caldaia rifornita di calore dalla combustione delle biomasse.
158
• Sezione estrazione ceneri: tale sezione dovrà provvedere all’estrazione sia delle ceneri
prodotte dal sistema di combustione, che del materiale costituente il letto fluido,
procedendo al suo eventuale recupero.
• Sezione di produzione energia elettrica: il vapore prodotto dalla caldaia verrà inviato
ad una turbina a vapore (TV) finalizzata alla generazione di energia elettrica.
La sezione avrà inoltre le seguenti funzioni: alimentare il ciclo termico, condensare il
vapore, provvedere all’estrazione degli incondensabili, consentire in condizioni di
emergenza il by-pass della turbina inviando il vapore al condensatore ad aria, raccogliere le
condense, raffreddare gli ausiliari, ecc. .
• Sezione di depurazione fumi: il sistema di trattamento fumi provvederà alla
depurazione degli stessi attraverso i seguenti sottosistemi:
- riduzione di NOx mediante processo non catalitico;
- sezione per l’assorbimento dei gas acidi;
- depolverazione mediante filtro a maniche;
- evacuazione fumi attraverso il camino;
- stoccaggio della soluzione ammoniacale e prodotti di assorbimento dei gas acidi.
• Sistema di evacuazione ceneri leggere: il sistema provvederà alla evacuazione delle
ceneri leggere, prodotte dalla combustione delle biomasse e raccolte nelle tramogge del
generatore di vapore, e di quelle raccolte dall’impianto di trattamento dei fumi.
• Sistema di regolazione, di controllo e di supervisione: il sistema di automazione
dell’impianto consente di gestire lo stesso da un unico punto (sala controllo) in cui
vengono centralizzati i comandi, le misure, le segnalazioni, gli allarmi, la registrazione e
l’archiviazione dei dati.
Detto sistema è realizzato mediante l'impiego di tecnologie a microprocessore a controllo
distribuito (DCS) con architettura aperta (client/server).
L’interfaccia con gli operatori è di tipo informatizzato.
• Sistema elettrico: deve essere previsto il collegamento con la rete elettrica a 150 kV.
È possibile anche il collegamento con quella locale per l’alimentazione delle utenze
indispensabili dell’impianto (luce, condizionamento, ecc.), in caso di indisponibilità di
alimentazione da parte del montante elettrico di generazione od in alternativa al suo
utilizzo.
La distribuzione elettrica all’interno dell’impianto è articolata su più livelli di tensione:
159
- M.T. 6 kV, per la generazione;
- B.T a 400/230 V, per i servizi di impianto;
- Aux. a 110 Vcc, per funzioni vitali per l’impianto.
La distribuzione elettrica a 400 V è sottesa ad un trasformatore MT/BT.
Inoltre sono previsti i seguenti sistemi:
- sistema di generazione ed alimentazione di emergenza (diesel) per la salvaguardia
del macchinario;
- impianto illuminazione di emergenza;
- impianto illuminazione interna ed esterna;
- impianto di terra e protezione contro le scariche atmosferiche;
- impianto telefonico ed interfonico.
• Impianti ausiliari: lo stabilimento è anche provvisto dei seguenti impianti ausiliari:
- sistema aria compressa strumenti e servizi;
- sistema antincendio;
- sistema e reti acqua;
- sistema produzione acqua demineralizzata;
- sistema di climatizzazione;
- sistema drenaggi, raccolta acque e trattamento;
- combustibile ausiliario;
- monitoraggio fumi;
- campionamento chimico.
• Edifici ed opere civili ausiliarie: nell’impianto sono costruiti i seguenti edifici ed opere
ausiliarie:
- recinzione;
- portineria;
- fondazioni apparecchiature;
- sala controllo, quadri, batterie, laboratorio chimico;
- sistema ricevimento combustibile (escluso edificio);
- torre preparazione combustibile (esclusa tamponatura);
- deposito oli esausti;
- vasca raccolta acque inquinate;
- vasca raccolta olio trasformatore;
- stazione elettrica con cabina ENEL;
160
- stazione combustibile ausiliario gasolio;
- stazione combustibile ausiliario metano;
- strade e pavimentazioni interne;
- vasche acque meteoriche.
• Combustibile di riferimento: il combustibile utilizzato da entrambe le tipologie di
impianti, sono le biomasse vegetali provenienti da fonti urbane, agricole e forestali,
compreso rami tagliati, potatura, corteccia, cassette di legno e residui di legno da
costruzione non trattato.
Il combustibile conferito ai reattori deve avere una grandezza massima non superiore a 150
mm. Normalmente le biomasse hanno dimensioni non superiori a 75 mm (90% del
combustibile conferito). Il potere calorifico di riferimento è una media ponderata delle
diverse qualità di biomassa in arrivo all’impianto:
P.C.I = 3500 kcal/kg = 14630 kJ/kg
CONDIZIONI OPERATIVE
Lo schema dell’impianto (il ciclo a vapore) è riportato in Figura 4.1 (Bignardi, Appunti del
corso di Macchine).
- P
1
= 0,1 at , P
2
= 55 at ;
- T
1
= T
4
= 50 °C, T
3
= 470 °C;
- h
4
= 2550 kJ/kg, h
3
= 3400 kJ/kg;
- salto entalpico in turbina ∆h
T
= 850kJ/kg;
- salto entalpico nel generatore di vapore ∆h
GV
= 2600 kJ/kg;
- salto entalpico dovuto allo spillamento ∆h
S
≈ 600 ÷ 650 kJ/kg;
- rendimento di combustione η
caldaia
= 92%;
- rendimento del generatore di vapore η
GV
=93%;
- rendimento della turbina a vapore η
T
= 90%;
- ore funzionamento annue = 8000; la disponibilità minima dell’impianto sarà,
quindi, pari ad almeno il 90%.
CONSIDERAZIONI:
- il lavoro delle pompe assorbe circa il 4% dell’energia prodotta;
- il vapore spillato è il 3-4% di quello che va in turbina.
Per calcolare la quantità di vapore, e conseguentemente quella di combustibile necessaria a
sviluppare le potenze richieste, si sono utilizzate le formule seguenti:
161
TT
lorda
Vap
h
Pe
M
T
∆⋅
=
η
dove M
Vap T
è la portata massica del vapore che si espande in turbina, espressa in [t/h];
Pe
lorda
è la potenza elettrica lorda (comprendente anche la quota necessaria al
funzionamento dell’impianto); η
T
è il rendimento della turbina a vapore.
GV
GVTot
comb
PCI
hM
q
η⋅
∆⋅
=
dove q
comb
è la portata massica di combustibile necessaria per sviluppare la potenza termica
richiesta, espressa in [t/h]; M
Tot
è la portata massica di vapore comprendente anche quello
spillato per il processo, espressa in [t/h]; PCI è il potere calorifico inferiore del
combustibile, espresso in [kJ/kg].
Pa
2R
Pa
GV
3
C
Pe
SS
1
Me
h5
4
5
TV
G
Figura 4.1 – Schema del processo di generazione di elettricità con impianto a vapore
L’impianto utilizzerà gasolio o gas naturale quale combustibile ausiliario e sempre gasolio
o gas naturale per la fase di avviamento.
162
• Approvvigionamento reagenti (per entrambe le tipologie impiantistiche): per la
conduzione degli impianti saranno necessari i seguenti reagenti:
- sorbente per abbattimento gas acidi (polvere);
- carbonato di calcio, Dolomite (polvere);
- sabbia (polvere);
- NH
3
o altri reagenti di tipo ammoniacale soluzione (25-30%);
- NaOH soluzione 20 %;
- HCl o H
2
SO
4
soluzione 30% o 98%;
- deossigenanti soluzione in fusti;
- alcalinizzanti soluzione in fusti.
4.1.2 L’impianto a gassificazione in letto fluido con turbina a gas e ciclo
combinato a vapore
Le caratteristiche degli impianti che vengono riportate sono indipendenti dalla dimensione
degli stessi anche se probabilmente al crescere della capacità ci sarà un aumento delle
prestazioni. Per non trascurare questo fattore, almeno in termini di consumo di biomasse è
stato considerato un miglioramento del rendimento di combustione al crescere della taglia.
La descrizione comprende gli elementi fondamentali dell’impianto fino alla linea di
distribuzione energia elettrica verso l’esterno.
• Sezione di movimentazione delle biomasse: come per la combustione, con l’aggiunta
però di un’ulteriore fase di deumidificazione tramite un essiccatore a recupero (utilizza i
fumi caldi prima dell’espulsione degli stessi mediante camino.
• Sezione di gassificazione e pulizia del gas: nella sezione di gassificazione confluisce il
combustibile (biomasse) necessario alla produzione del gas richiesto; quest’ultimo poi
deve subire una filtrazione accurata per evitare di danneggiare la delicata palettatura della
turbina. Si è scelto di operare con una filtrazione a caldo (filtri a candele) del biogas, che
comporta il notevole vantaggio di poter utilizzare in modo completo anche il calore
sensibile del biogas stesso.
La possibilità di agire in questo modo deriva dalla scelta di non comprimere il biogas
prima di inserirlo in camera di combustione. Infatti uno dei principali problemi di una
TAG che lavori con gas a basso potere calorifico è proprio quello di dover utilizzare
volumi circa otto volte (Berbenni P., 1998) superiori a quelli di un gas naturale per
163
raggiungere le stesse temperature. Quindi si pone il problema della compressione
(supponendo di lavorare con rapporti di compressione della TAG intorno a 15-18) di
notevoli volumi del gas prima dell’inserimento in camera di combustione. Questo, oltre a
sottrarre una notevole potenza alla TAG, richiede che il gas venga raffreddato, per ottenere
un’efficienza del compressore accettabile. Anche se parte di questo calore viene recuperato
il processo comporta un forte dispendio di energia ed una notevole complicazione
impiantistica. L’unico vantaggio consiste nel poter lavorare con una filtrazione a freddo del
gas, che è ormai una tecnica affermata e sicuramente meno costosa di quella a caldo.
Per ovviare a questa serie di problemi si è pensato di sfruttare la pressione che il gas
possiede all’uscita del gassificatore, che è di circa 15 bar, ed inserirlo direttamente in
camera di combustione, abbassando il rapporto di compressione della TAG a circa 12, al
posto di comprimere ulteriormente il biogas. In questo modo, nel presente caso, stimando
le perdite di pressione che si verificano nel ciclone, nel filtro e nei condotti a circa 2 bar, ed
imponendo una sovrapressione del gas in CC del 10%, è possibile pensare di operare senza
un’ulteriore compressione del biogas e quindi senza il raffreddamento.
• Sezione estrazione ceneri: tale sezione dovrà provvedere all’estrazione delle ceneri
prodotte dal sistema di gassificazione ed all’estrazione del materiale costituente il letto
fluido provvedendo al suo eventuale recupero.
• Sezione di produzione energia elettrica: l’aria per effettuare la combustione viene
compressa tramite un turbo-compressore (una parte viene inviata al gassificatore);in
camera di combustione arrivano il gas e l’aria con pressioni di 13 bar; i fumi della
combustione alimentano una turbina a gas finalizzata alla produzione di energia elettrica.
Il calore posseduto dai fumi in uscita dalla turbina (≈600 °C) viene riutilizzato in un ciclo a
vapore combinato con quello a gas; tramite un generatore di vapore a recupero (HRSG), si
riesce a produrre il vapore necessario per alimentare una turbina e generare così ulteriore
energia elettrica.
• Sezione di depurazione fumi: il sistema di trattamento fumi provvederà alla
depurazione dei fumi come per la combustione in caldaia.
• Sistema di evacuazione ceneri leggere: come per la combustione.
• Sistema regolazione e controllo e supervisione: come per la combustione.
• Sistema elettrico: come per la combustione con gli ulteriori collegamenti dovuti alla
presenza del ciclo a gas.
164
• Impianti ausiliari: come per la combustione.
• Edifici ed opere civili ausiliarie: come per la combustione, con l’aggiunta del locale
turbogas e di quello adibito all’essiccazione delle biomasse.
• Combustibile di riferimento
Si utilizzerà, come già detto, lo stesso tipo di combustibile usato nel precedente impianto.
Anche in questo caso il combustibile conferito ai reattori deve avere una grandezza
massima non superiore a 150 mm.
Il potere calorifico di riferimento è una media ponderata delle diverse qualità di biomassa
in arrivo all’impianto:
P.C.I = 3500 kcal/kg = 14630 kJ/kg
Si utilizzerà un gassificatore a letto fluido bollente ad alta pressione (per i motivi detti)
utilizzante aria e vapore in modo da poter ottenere una buona percentuale di metano nel
biogas. Si adoperano le formule ed i valori trovati in uno studio svolto sulla gassificazione
e cogenerazione da combustibili rinnovabili dal CNR di Napoli (Fonte: La Termotecnica,
n° 5 1998).
973,1≈
usatabiomassa
prodottogas
la precedente riguarda il rapporto di conversione relativo al tipo di gassificatore usato
PCI
gas
= 5,4 MJ/kg ≅ 7,9 MJ/Nm
3
L’efficienza di gassificazione
è definita come rapporto tra l’energia chimica associata al
gas ed al combustibile, secondo la seguente formula:
FF
gg
g
H
U
W
HW
⋅
−
⋅
⋅
=
100
)100(
η
dove η
g
è la suddetta efficienza, nel nostro caso pari a 0,85; W
g
e W
F
sono rispettivamente,
le portate massiche di gas prodotto e di combustibile alimentato al reattore; U è l’umidità
del combustibile; H
g
e H
F
il loro potere calorifico inferiore.
Si considera che la biomassa in ingresso al gassificatore abbia un’umidità pari al 16,32%ed
un contenuto in carbonio di circa il 42%.
165
Le principali variabili operative del processo sono la temperatura di processo e il rapporto
di equivalenza λ, definito come rapporto tra l’aria alimentata e quella stechiometrica.
Ovviamente, essendo in condizioni di gassificazione, ovvero sottostechiometriche, λ è
sempre minore di 1. in questo caso la temperatura di processo è di circa 900 °C con un
rapporto di equivalenza λ di circa 0,23.
Il gas generato deve avere i requisiti riportati in Tabella 4.1, che, riguardo al PCI
gas
, sono
sicuramente soddisfatti (esistono dei valori minimi ammissibili per l’utilizzo in un motore
alternativo o in turbina a gas).
Caratteristiche del biogas Accettabile Preferibile
PCI
gas
[kJ/Nm
3
] > 2500 > 4200
Contenuto di polvere [mg/Nm
3
] < 50 < 5
Dimensione polveri [µm] < 10 < 1
Tabella 4.1 – requisiti limite del biogas
CONDIZIONI OPERATIVE
Lo schema di processo dell’impianto è riportato in Figura 4.2.
• Settore turbogas:
- P
A
= 15 bar; P
B
= 13,5 bar;
- T
A
=800 °C; T
B
= 700 °C;
- T2 = 312,93 °C ; T
2’
= 357,45 °C;
- T1 = 15 °C ; T
3
= 1150 °C;
- T4 = 495,1 °C ; T
4’
= 573,66 °C ;
- rapporto tra portata di aria e portata di gas combustibile α = 5,49;
- c
p
/c
v
⇒ K
aria
= 1,4; K
gas combusti
= 1,33;
- c
p aria
= 1kJ/kg*K; c
p gas
= 1,1 kJ/kg*K;
- rendimento di compressione η
comp
= 0,87;
- rendimento della turbina a gas η
Tg
= 0,88;
- rendimento meccanico η
m
= 0,98;
- rapporto di compressione β = 12;
CONSIDERAZIONI:
- si utilizza l’adiabatica isoentropica p*v
K
= cost;
166
- il vapore spillato dal ciclo a vapore stesso, che va al gassificatore è circa il 4% di
quello diretto in turbina;
- l’aria che dal compressore va nel gassificatore è circa il 20% di quella complessiva
(gassificatore + camera di combustione);
- L
Comp
= 337,45 kJ/kg;
- L
T
= 566,8 kJ/kg;
- Lnetto = 229,35 kJ/kg;
La portata massica di aria M
aria
, proveniente dal compressore, necessaria a sviluppare la
potenza richiesta proviene dalla seguente relazione:
mnetto
aria
L
Pe
M
η⋅
=
La potenza richiesta dal compressore e quella fornita dalla turbina si calcolano
moltiplicando la portata di aria per i rispettivi lavori.
Per sapere il quantitativo di gas richiesto ( quindi anche la quantità di biomassa necessaria)
si fa ricorso alla seguente:
α
aria
gas
M
q =
con il rapporto tra aria e gas combustibile calcolato nel seguente modo:
)()(
)(
2
3
3
rifariaprifgasp
rifgaspgas
TTcTTc
TTcPCI
I
−⋅−−⋅
−⋅−
=α
• settore vapore ( per i dati si fa riferimento alla Figura 4.1):
- T
1
= T
4
= 50 °C, T
3
= 470 °C;
- h
4
= 2550 kJ/kg, h
3
= 3400 kJ/kg;
- salto entalpico in turbina ∆h
T
= 850kJ/kg;
- salto entalpico nel generatore di vapore ∆h
GV
= 2600 kJ/kg;
- salto entalpico dovuto allo spillamento ∆h
S
≈ 600 ÷ 650 kJ/kg;
- rendimento del generatore di vapore a recupero (HRSG) η
GV
=93%;
- rendimento della turbina a vapore η
T
= 90%;
167
- ore funzionamento annue = 8000; la disponibilità minima dell’impianto sarà,
quindi, pari ad almeno il 90%.
CONSIDERAZIONI:
- il lavoro delle pompe assorbe circa il 4% dell’energia prodotta;
- il vapore spillato è il 3-4% di quello che va in turbina;
- i fumi entrano nel generatore di vapore a recupero con una temperatura di 641 °C e
si immettono prima nella zona di essiccazione e successivamente nel camino con
una temperatura di 166 ° C.
Dai calcoli emerge la seguente relazione tra portata massica dei fumi in entrata nel
generatore di vapore a recupero e portata massica di vapore generato:
q
V
= 0,185*q
F
Pa
C
TV
G
surr eva eco
TG
Caldaia a
recupero
Compressore
Filtro a
caldo
Gassificatore
Aria o
ossigeno
Biomassa
Ceneri
Aria
CC
Vapore
4
1
3
2
A
B
Figura 4.2 – Schema del processo di produzione di energia dell’impianto a gassificazione
con turbina a gas e ciclo combinato a vapore
I valori relativi alle quantità di biomasse per le diverse dimensioni di impianto, nonché le
potenze parziali nette e lorde sono riportate nel paragrafo 4.3.
I valori dei rendimenti totali degli impianti considerati sono del 22-25% per quelli a
combustione e del 34-36% per quelli combinati al variare della dimensione.
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