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Prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento:gli impianti di produzione di energia
Piacenza, 25 ottobre 2005
Quadro di riferimento tecnico: il BREF per i grandi impianti di combustioneS. ConsonniDipartimento di Energetica - Politecnico di Milano
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S. Consonni - BREF grandi impianti di combustione, 25.10.05
Indice della presentazione
1. Tecnologie per la generazione di elettricità su grande scala
2. Origine delle emissioni in atmosfera3. Tecnologie per il controllo delle emissioni4. Prestazioni ottenibili con Best Available
Technologies (BAT)5. Conclusioni
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Oggetto di questa presentazioneCI OCCUPEREMO PREVALENTEMENTE di :• Produzione di elettricità su grande scala• Combustibili fossili• Emissioni di "macro-inquinanti" in atmosfera: SOx, NOx,
CO, particolato, CO2• Tecnologie consolidate e commerciali: ciclo a vapore, cicli
combinati
NON CI OCCUPEREMO di :• Produzione di elettricità su piccola scala e di calore• "Micro-inquinanti" (HCl, HF, IPA, diossine, etc.)• Scarichi liquidi o solidi• Tecnologie avanzate ancora non consolidate (gasificazione,
celle a combustibile, etc.)• Trasporti
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Elettricità da combustibili fossili
Fonti di energia primaria per la produzione mondiale di elettricità nel 1995 [Rentz et al., 1999]
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Produzione di elettricità da combustibili fossiliLa produzione di elettricità da combustibili fossili avviene oggi generando calore attraverso un processo di combustioneIl calore viene successivamente convertito in elettricitàcon un ciclo termodinamico, che può essere:
a combustione esterna, nel quale il fluido di lavoro ésegregato dall'ambiente esterno (ciclo a vapore)a combustione interna, nel quale il fluido di lavoro écostituito dagli prodotti di combustione (turbine a gas, cicli combinati, motori Otto e Diesel)
NON appartengono a nessuna di questa tipologia le celle a combustibile, che peraltro non sono oggi una tecnologia commerciale
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Ciclo a vapore: schema concettuale
Energia elettricaEnergia
elettrica
Calorealta
temperatura
Vapore surriscaldato ad alta pressione
Vapore saturo a bassa pressione
Acqua ad alta pressione
Acqua a bassa pressione
POMPA
CONDENSATORECalore bassa
temperatura
CALDAIA
TURBINA
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Ciclo a vapore: caldaia
Polverino di carbone
Olio combustibile atomizzato
Gas naturaleBRUCIATORI
CAMERA DI COMBUSTIONE Aria
Camera di combustione
ECONOMIZZATORE
SURRISCALDATORE (RISURRISCALDATORE)
EVAPORATORE
Acqua
Vapore surriscaldato
Aria
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Combustibili di bassa qualità:combustori a griglia
Rifiuti, residui
Fumi alla depurazione
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Combustibili di bassa qualità:caldaie a letto fluido
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Ciclo a vapore: rendimento elettrico
Calore nei fumi
Energia (chimica) nel combustibile
Perdite(termiche, meccaniche, elettriche)
Energia elettrica netta
Consumi degli ausiliari
Energia elettrica lorda
Calore al condensatore
η = Energia elettrica nettaEnergia nel combustibile
RENDIMENTO ELETTRICO NETTO
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Rendimento impianti a carbone in Europa
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Miglioramento prestazioni del ciclo a vapore: configurazione
• Risurriscaldamento • Rigenerazione
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Miglioramento prestazioni del cicloa vapore: materiali e parametri operativi
Fonte: Benesch (2001)
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Turbina a gas e cicli combinati
Turbina a gas
Ciclo a vapore a recupero
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Evoluzione prestazioni
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Confronto tecnologie: rendimento
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Rendimenti ottenibili con Best Available Technologies (BAT)
Nuovi impianti Impianti esistenti
Caldaia 43 - 47
Letto fluido >41Letto fluido pressurizzato >42
Caldaia 42 - 45Letto fluido >40Letto fluido pressurizzato >42
Forno a grigliaLetto fluidoTurbina a gas 36 - 40 32 - 35Ciclo combinato 54 - 58 50 - 54 75 - 85
Gas naturale
75 - 90
Biomassa
Carbone, olio combustibile
circa 36 - 40 o un incremento di
oltre 3 punti
Lignite
circa 20>28 - 30
Combustibile TecnologiaRendimento netto con BAT (%)
Rendimento termico in cogenerazione (%)
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Potenziali fonti di emissione
Possibili percorsi per le emissioni da grandi impianti per la generazione di elettricità alimentati con combustibili fossili
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Evoluzione emissioni, 1980-2001
1980 1985 19901991
19921993
19941995
19961997
19981999
20002001
0
25
50
75
100
125
150
175
equi
vale
nti a
cidi
(H+)
/ an
nom
ilion
i di t
onne
llate
di
Altre sorgenti e assorbimentiAgricolturaTrattamento/smaltimento rifiutiAltre sorgenti mobiliTrasporti stradali
Processi produttiviCombustione industriaCombustione non industrialeCombustione, Energia,Industria di trasformazione
Emissioni complessive di SOx, NOx, NH3in Italia
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Origine delle emissioniOssidi di zolfo
da S nel combustibile (solidi e liquidi)prevale SO2; 3-4% ossidato ad SO3 (effetto su particolato fine)
Ossidi azoto (NO, NO2, N2O)NO largamente prevalente (>= 90% di NOx)formazione termica e da azoto nel combustibile
• T ≤ 1000°C prevale da combustibile
N2O• meccanismo poco chiaro• formazione più favorita a basse T (letti fluidi)• formazione da processi rimozione NOx (SCR, SNCR/urea)
% in peso di azotoCombustibile
<= 1%Comb. liquidi1,5 - 2,5%Torba
< 0,5%Biomasse (legna)0,5 - 2%Carbone
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Origine delle emissioniParticolato solido
da frazione inerte nel combustibile (ceneri), in funzione della tipologia del combustore (griglia< polverino < letto fluido)da incompleta combustione (fuliggine)prevalentemente fini: 0,1 - 10 µmda specie condensabili (sali da SO2 ed NOx, organici da NMVOC)
CO e VOCincompleta combustione
NH3fughe da trattamenti rimozione NOx
Metallidal combustibile (solidi, V e Ni da liquidi)associati a polveri secondo volatilità (arricchimento fini)Hg e Se in fase vapore (carbone, solidi non convenzionali)
CO2dal carbonio nel combustibile
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Origine delle emissioniAgendo sul processo di combustione e di trattamento dei fumi sono in teoria eliminabili:
ossidi di azotoparticolato da incompleta combustione (fuliggine)CO e VOCNH3
I seguenti composti:ossidi di zolfoparticolato da ceneri nel combustibilemetalliCO2
sono invece eliminabili solamente per rimozione dal combustibile o dai prodotti di combustione.Ciò comporta la necessità di adeguato smaltimento o stoccaggio dei composti rimossi
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Controllo particolato solidoRimosso per depolverazione
a secco: elettrofiltri (più diffusi), filtri a tessuto (limitati a letti fluidi e deSOx a secco)ad umido (poco applicati): Venturi, letti flottanti, desolforazione
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Controllo particolato solidoDepolverazione a secco
Gas datrattare
Gas trattato
Manichefiltranti
Tramoggia
Scaricopolveri
Gas datrattare
Gas trattato
Manichefiltranti
Tramoggia
Scaricopolveri
Filtro a tessutoElettrofiltro
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Controllo particolato solidoDepolveratore ad umido Venturi
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Controllo particolato solidoDepolverazione - sintesi prestazioni
FangoResiduo
sino al 3%Consumo energetico (% energia prodotta)>99,999,999,598,5Venturi
10%Diffusione commerciale
Solido seccoResiduo
0,2 - 3%Consumo energetico (% energia prodotta)
150 - 260(tessuto maniche)T (°C)
>99,95>99,95>99,6>99,6Filtro a tessuto
90%Diffusione commerciale
Solido seccoResiduo
0,1 - 1,8%Consumo energetico (% energia prodotta)
80 - 450T (°C)
>99,95>99,95>98,3> 96,5Elettrofiltro
Valori tipiciParametro10 µ5 µ2 µ< 1 µ
Caratteristiche operativeEfficienza (%)Apparato
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Controllo ossidi di zolfoInterventi primari
basso S combustibile (desolforazione, mix combustibili)cattura in camera di combustione (letti fluidi)
Depurazione fumidesolforazione per assorbimento con processi:
– non rigenerativi o rigenerativi– a secco, semisecco o umido
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Controllo ossidi di zolfoDesolforazione non rigenerativa a secco in camera di combustione (letti fluidi)
reagente: calcare (CaCO3) o dolomite (CaCO3•MgCO3)T ottimale: 800 - 950°C
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Controllo ossidi di zolfoDesolforazione fumi non rigenerativa ad umido
processo calce/calcare é il più diffuso (∼80% delle installazioni)SO2 + H2O + CaCO3 → CaSO3 + CO2 + H2O
possibilità recupero gesso per ossidazione solfito con ariaCaSO3 + 1/2O2 + 2H2O → CaSO4
•2H2O
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Controllo ossidi di zolfo
Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3 + H2OCaSO3 +1/202 + 2H20 → CaSO4 · 2H2O
Desolforazione fumi non rigenerativa a semiseccoé il processo più diffuso dopo umido/calcarereagente: Ca(OH)2
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Controllo ossidi di zolfoDesolforazione fumi non rigenerativa a secco
reagente: Ca(OH)2, bicarbonato di sodiolimiti su rimozione (50% max)
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Controllo ossidi di zolfo
Desolforazione - sintesi prestazioni/1
Miscela secca sali, additivo non reagito e ceneri volanti
Residuo
0,5 - 1%Consumo energetico (% energia prodotta)
- eccessi reagente- efficienza dipendente da
depolveratore finale- possibilità rimozione mercurio e
altri gas acidi (HCl, HF)- manipolazione sospensione
acquosa calce
120 - 200 (gas grezzo)65 - 80 (gas trattato)
T esercizio (°C)
85 - 92%Semisecco
80% totale desolforatori(72% a calcare, 16% a calce, 12% altri reagenti)
Diffusione commerciale
Gesso (recuperabile)Residuo
1 - 3%Consumo energetico (% energia prodotta)
- necessità riscaldamento gas trattati- scarichi liquidi- consumo acqua
45 - 60T esercizio (°C)
92 - 98%Umido calce/calcare
Valori tipiciParametroNote
Caratteristiche operativeEfficienza (%)Sistema
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Controllo ossidi di zolfoDesolforazione - sintesi prestazioni/2
Miscela sali, additivo non reagito e ceneri
Residuo
0,01 - 0,2%Consumo energetico (% energia prodotta)
Calce, calcare, dolomiteReagente- efficienza dipendente da molti fattori
(Ca/S, tipo sorbente, umidità, punto di iniezione, parzializzazione carico termico)
- problemi di sporcamento, incrostazioni, stabilità fiamma datto per retrofit
- possibili incrementi C incombusto in ceneri
950 - 1150T esercizio (°C)
30 - 50%(max 80% con ricircolo)
Secco in camera di combustione
Miscela secca sali, additivo non reagito e ceneri volanti
Residuo
0,2%Consumo energetico (% energia prodotta)
Calce, bicarbonato sodicoReagente
120 - 180T esercizio (°C)
- facilità gestione ed installazione- adatto per retrofit- assenza liquidi- possibilità rimozione mercurio e altri
gas acidi (HCl, HF)- eccessi reagente > semisecco
Più diffuso dopo umido calcare
Diffusione commerciale
50 - 80%Secco
Valori tipiciParametroNote
Caratteristiche operativeEfficienza (%)Sistema
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Controllo ossidi di azotoInterventi primari:
modifiche della camera di combustione e/o della configurazione del bruciatore per evitare la concomitanza alte T e alto O2
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Controllo ossidi di azotoRicircolo gas in camera combustione
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50Frazione di gas ricircolati, %
90010001100120013001400150016001700180019002000
Tem
pera
tura
adi
abat
ica
di fi
amm
a, °
C
3% O2 (fumi tal quali)6% O2 (fumi tal quali)
Carbone Illinois n.o 6Taria = Tgas ric = 180°C
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Controllo ossidi di azoto
"Air staging" in camera di combustione
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Controllo ossidi di azoto"Fuel staging" (reburning) in camera di combustione
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Controllo ossidi di azotoBruciatori “low NOx” con air staging
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Controllo ossidi di azoto
Bruciatori “low NOx" con ricircolo gas
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Controllo ossidi di azotoBruciatori “low NOx con "fuel staging"
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Controllo ossidi di azotoDepurazione a valle della combustione:
riduzione selettiva con (SCR) o senza (SNCR) catalizzatorereagenti: ammoniaca o urea
Ammoniaca
Urea
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Controllo ossidi di azotoSelective Catalityc Reduction (SCR)
catalizzatori a base ossidi metallici (V/W/Mo) su TiO2configurazioni a nido d’ape o piastre
Nido d’ape
Piastre
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Controllo ossidi di azotoCollocamento del reattore SCR
Configurazione high dust: il catalizzatore è posto a valle della caldaia e opera in presenza di polvere.
Configurazione low dust: èinstallato un depolveratore ad alta temperatura a monte del catalizzatore.
Configurazione tail end: il catalizzatore è posto a valle di filtrazione e desolforazione; i fumi sono riscaldati per il funzionamento del catalizzatore.
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Controllo ossidi di azoto
Selective NON Catalityc Reduction (SNCR)
dosaggio ad alta T (850 – 1000 °C con NH3, 800 – 1100°C con urea)richiede progettazione e gestione accurate:
– miscelazione gas/reagenti– atomizzazione e distribuzione reagenti– T e tempo di contatto (0,2 – 0,5 sec)
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Controllo ossidi di azotoSintesi prestazioni interventi primari
Instabilità fiammaEfficienza comb.
Applicabilità a tutti i combustibili50 - 60
Fuel staging
Instabilità fiammaApplicabilità a tutti i combustibilimax. 20
Ricircolo gas
- possibilità applicazione combinata con altri interventi in camera di combustione
Instabilità fiammaEfficienza comb.
Applicabilità a tutti i combustibili25 - 35
Air staging
Bruciatori “low NOx”
- problemi costruttivi in caso di retrofit- ottimale se combinata con air staging- incremento consumo energetico per
ventilatore di ricircolo
Instabilità fiammaApplicabilità a tutti i combustibili
20 - 50
Ricircolo gas in camera di combustione
- compatibilità con altri interventi primari- combustione in zone secondarie e
terziarie produce NOx- reburning con gas naturale riduce anche
SO2, polveri e CO2
Applicabilità a tutti i combustibili
50 - 60
Reburning in camera combustione
- problemi operativi in caso di funzionamento alternato bruciatori
- problemi costruttivi alimentazione aria secondaria in caso di installazione su impianti esistenti (retrofit)
Efficienza comb.Non applicabile a tutti i combustibili
10 - 70Air staging in camera combustione
LimitazioniGeneraliNote
Caratteristiche applicativeEfficienza (%)Sistema
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Controllo ossidi di azotoSintesi prestazioni interventi depurativi
< 10 mg m-3Fughe NH3
1,5 - 2,5Rapporto NH3/NOx
Ammoniaca, ureaReagente
0,2 - 0,5 sTempo di contatto - non applicabile a turbogas per assenza condizioni ottimali di T e tempo di contatto
- problemi operativi da potenziale formazione di solfati ammonici (deposito sali ed incrostazioni unità a valle, qualitàresidui solidi e liquidi).
800 - 1100T esercizio (°C)
30 - 50%SNCR
Carbone: 6 - 10 anniLiquidi: 8 - 12 anniGas: > 10 anni
Durata catalizzatore
0,5%Consumo energetico (% energia prodotta)
< 5 mg m-3Fughe NH3
0,8 - 1Rapporto NH3/NOx
Ammoniaca, urea Reagente
- fughe di NH3 crescenti con rapporto di dosaggio NH3/NOx
- incremento durata operativa catalizzatore con pulizia periodica
- formazione N2O (verificata solo a scala laboratorio)
350 - 450 (high dust)170 - 300 (low dust)280 - 510 (turbogas)200 - 510 (motori diesel)
T esercizio (°C)
80 - 95%SCR
Valori tipiciParametroNote
Caratteristiche operativeEfficienza (%)Sistema
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Controllo CO, VOC e Metalli
CO ed idrocarburi (VOC, NMVOC)contestuale ad interventi per ottimizzare la combustione
Metallidemandato a depolverazione ad alta efficienza per polveri finicontestuale rimozione per effetti di condensazione in sistemi didesolforazione ad umido interventi specifici per volatili (Hg, Se): additivazione ossidanti (NaClO) in desolforazione ad umido additivazione adsorbenti solidi (carbone attivo) in desolforazione a seccotecniche specifiche (poco diffuse)
•letti fissi di carbone/coke o adsorbenti trattati con zolfo•filtri adsorbenti a perdere
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Controllo CO2
Sostituzione combustibile e aumento di rendimento producono effetti positivi MA NON RISOLUTIVI PER IL PROBLEMA SERRA → CATTURA, PASSAGGIO A FONTI NON FOSSILI
20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80Rendimento elettrico, %
0100200300400500600700800900
100011001200
Em
issi
oni d
i CO
2, g
/kW
hel
carbonegas nat.
BATcarbone
BATgas naturale
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Best Available Technologies (BAT)
Differenziate pertipologia combustibile (solidi, liquidi, gas)tipologia combustione
• solidi: griglia, polverino, letti fluidi• gas: caldaie convenzionali, turbogas
potenzialità impianto• bassa 50 - 100 MWth
• media 100-300 MWth
• alta > 300 MWth
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Tenore di O2 di riferimentoRapporto di diluizione tra il gas con la concentrazione di ossigeno di riferimento e il gas con la concentrazione di ossigeno effettiva
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5m
3 a
y% O
2 pe
r m3
a x%
O2
y=3%y=6%y=11%y=15%
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Esempio: fumi termoutilizzatore1 m3 al 6% di O2 corrisponde a 1,5 m3 all'11% di O2150 mg/mn
3 al 6% corrispondono a 100 mg/mn3 all'11% di O2
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5m
3 a
y% O
2 pe
r m3
a x%
O2
y=3%y=6%y=11%y=15%
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Esempio: caldaia vs. turbogas1 m3 al 3% di O2 corrisponde a 3 m3 al 15% di O2150 mg/mn
3 al 3% corrispondono a 50 mg/mn3 all'11% di O2
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20x% O2
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
m3
a y%
O2
per m
3 a
x% O
2
y=3%y=6%y=11%y=15%
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BAT - ParticolatoSolo per solidi e liquidi (gas tal quali sempre << 5 mg/m3)Elettrofiltri (ESP) o filtri a tessuto (FF: sempre << 5 mg/m3)Effetto su metalli analogo a polveri totali
ESP o FF abbinati a FGD5 - 10non appl.5 - 10 Polverino> 300
ESP o FFnon appl.5 - 205 - 20 Letti fluidi
FF o ESP abbinati a FGD (tutti)FF o ESP (letti fluidi carbone)
5 - 20100 - 300
FF o ESP5 - 2050 - 100
LiquidiBiomasse, torba
Carbone, ligniteBAT
Concentrazioni(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi)
P (MWth)
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BAT - SO2Solo per solidi e liquidiBAT primaria: desolforazione combustibileBAT secondaria: FGD a umido (>300 MWth)
secco o semisecco (≤ 300 MWth)Concentrazioni
(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi) P (MWth) CARBONE, LIGNITE BIOMASSE, TORBA LIQUIDI
BAT
200 - 400 (Griglia e polverino) 50 - 100 150 - 400 (L.fluidi)
200 - 300 (Tutti)
100 - 350
100 -300 100 - 200 (Tutti)
200 - 300 (Polverino) 150 - 250 (Letti fluidi)
100 - 200
> 300
20 - 150 (Polverino, l. fluidi bollenti)100 - 200 (L. fluidi in pressione e circolanti
50 - 150 (Polverino) 50 - 200 (L. fluidi bollenti e circolanti)
50 - 150
• Desolforazione/mix combustibili e/o FGD umido, secco o semisecco (funzione taglia)
• Desolforazione acqua di mare
• Additivazione calcare in combustione per letti fluidi in pressione e circolanti.
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BAT - Ossidi di azotoMix di interventi primari (camera di combustione, bruciatori low NOx, ricircolo gas, ricombustione) + interventi secondari (SCR/SNCR)Dipendenza combustibile, impianto combustione, taglia
Riepilogo per SOLIDI e LIQUIDICONCENTRAZIONI
(mg m-3, 6% O2 per solidi, 3% O2 per liquidi) P (MWth) CARBONE, LIGNITE BIOMASSE, TORBA LIQUIDI
BAT
200 - 300 (Griglia) Primari e/o SNCR 90 - 300 (Polverino carbone) 150 - 250 150 - 300 Primari e SNCR o SCR 200 - 450 (Polverino lignite)
50 - 100
200 - 300 (L. fluidi) Solo primari
90 - 200 (Polverino carbone) Primari e SCR 100 - 200 (Polverino lignite) Solo primari 100 - 200 (L. fluidi) Primari e SNCR
100 -300
150 - 200 50 - 150 Primari e SNCR o SCR 90 - 150 (Polverino carbone) Primari e SCR 50 - 200 (Polverino lignite) 50 - 150 (L. fluidi)
Solo primari > 300
150 - 200 50 - 150 Primari e SNCR o SCR
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BAT - Ossidi di azotoRiepilogo per GAS NATURALE
TIPOLOGIA IMPIANTO CONCENTRAZIONI (mg m-3, 3% O2)
BAT
Caldaie 50 - 100 Bruciatori low NOx o SCR o SNCR 20 - 50 nuovi Bruciatori DLN o SCR Turbogas 50 - 90 retrofit Iniezione acqua/vapore o SCR
Turbogas in ciclo combinato Senza comb. supplementare
20 - 50 nuovi 20 - 90 retrofit
Bruciatori DLN o SCR Bruciatori DLN o iniezione acqua/vapore o SCR
Con comb. supplementare 20 - 50 nuovi 20 - 90 retrofit
Bruciatori DLN (turbogas) + bruciatori low NOx (comb. supplementare) o SCR o SNCR Bruciatori DLN o iniezione acqua/vapore + bruciatori low NOx (comb. supplementare) o SCR o SNCR
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I valori riportati si riferiscono alla media giornaliera, funzionamento a regime, fumi secchi e tenore di ossigeno rispettivamente 3%, 6% e 15% vol per caldaie a olio, a carbone e per turbine a gas.
Emissioni ottenibili in impianti nuovi a combustibile fossile
5 - 20 caldaia a carbone o a olio 50-3005 - 10 caldaia a carbone o a olio >300
200 - 400 caldaia a carbone100 - 350 caldaia a olio
20 - 150 caldaia a carbone50 - 150 caldaia a olio
HCl 1 - 10 caldaia a carboneHF 1 - 5 caldaia a olio
90 - 300 caldaia a carbone150 - 300 caldaia a olio90 - 200 caldaia a carbone50 - 150 caldaia a olio90 - 150 caldaia a carbone50 - 100 caldaia a olio
Combustione Dry Low-NOx o SNCR o SCR 50 - 100 caldaia a gasCombustione Dry Low-NOx o SCR 20 - 50 turbina a gas
30 - 50 caldaia a carbone o a olio5 - 100 turbina a gas30 - 100 caldaia a gas
NH3 Ottimizzazione sistemi SNCR e SCR 5 caldaia a carbone o a olio
>50
ImpiantoBATInquinante Concentrazione [mg/Nm3]
>50
caldaia a carbone o a olio
NOx
Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a secco o a semisecco
Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a umido o a semisecco
Sistemi a umido o a semisecco
COCompleta combustione (adeguata
progettazione della caldaia o dei bruciatori, controllo e ottimizzazione della combustione)
SO2 100 - 200Uso combustibili a basso tenore di zolfo e/o sistemi a secco o a semisecco o a umido
100-300
Misure primarie e SCR
>300
50-100
100-300
300
Misure primarie e SCR o SNCR
Misure primarie e SCR
Polveri Precipitatori elettrostatici o filtri a maniche
Potenza termica [MWt]
50-100
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Emissioni ottenibili in nuovitermoutilizzatori di RSU
Inquinante BAT Concentrazione [mg/Nm3]
Monitoraggio
Polveri Filtri a maniche 1 - 5SO2 1 - 40HCl 1 - 8HF <1
Controllo rifiuti e della combustione e SCR 40 - 100Controllo rifiuti e combustione e SNCR 120 - 180
CO 5 - 30Sostanze organiche COT 1 - 10
NH3 Controllo e ottimizzazione sistemi SNCR e SCR <10Hg 0.001 - 0.02
Tl + Cd 0.005 - 0.05Totale altri metalli Efficiente rimozione delle poleri 0.005 - 0.05
Diossine e furani Controllo combustione e uso di sdsorbimento con carbone attivo
0.01 - 0.1 ng/Nm3
Controllo rifiuti e sistemi a umido (o secco o semisecco)
monitoraggio in continuo, media
24 ore
Adsorbimento con carbone attivo
campionamenti periodici
NOx
Tecniche per migliorare la combustione
I valori riportati si riferiscono ai fumi secchi con un tenore di ossigeno dell’ 11%.
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0
500
1000
1500
2000
Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
CarboneCiclo a vapore subcritico (η= 40%)
Em
issi
oni s
peci
fiche
mg / kWhg / kWh per CO2
Carbone Ciclo a vapore ipercritico (η= 45%)
Polveri SO2
NOx CO
CO2 [g/kWh]
60
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0
500
1000
1500
2000
Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
Ciclo a vapore a BiomassaTaglia grandissima (100 MWel,η=30%)
Ciclo a vapore a BiomassaTaglia piccola (10 MWel,η=20%)
Em
issi
oni s
peci
fiche
mg / kWhg / kWh per CO2
Polveri SO2
NOx CO
CO2 [g/kWh]
61
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Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
0
500
1000
1500
2000
Turbina a gas(η= 38%)
Em
issi
oni s
peci
fiche
mg / kWhg / kWh per CO2
Ciclo combinato(η= 56%)
Polveri SO2
NOx CO
CO2 [g/kWh]
62
S. Consonni - BREF grandi impianti di combustione, 25.10.05
Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
0
500
1000
1500
2000
LigniteCiclo a vapore supercritico (η= 42%)
Em
issi
oni s
peci
fiche
mg / kWhg / kWh per CO2
Termoutilizzatore di rifiuti(η= 25%)
Polveri SO2
NOx CO
CO2 [g/kWh]
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Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
Concentrazione MIN con BAT
Concentrazione MAX con BAT
Emissione MIN
Emissione MAX
rendimento Emissione MAX
Emissione MAX
[mg/Nm3] [mg/Nm3] [mg/MJt] [mg/MJt] [MJel/MJt] [mg/kWh] [mg/kWh]polveri 5 20 2.0 8.0 35.9 143.5SO2 0 50 0.0 19.9 0.0 358.8NOx 150 250 59.8 99.7 1076.5 1794.1CO 50 250 19.9 99.7 358.8 1794.1CO2 g 113.0 0.0 2034.0polveri 5 20 2.0 8.0 23.9 95.7SO3 0 50 0.0 19.9 0.0 239.2NOx 50 150 19.9 59.8 239.2 717.7CO 50 250 19.9 99.7 239.2 1196.1CO2 g 113.0 0.0 1356.0polveri 5 20 1.8 7.2 16.2 64.6SO2 150 400 53.8 143.6 484.6 1292.2NOx 90 300 32.3 107.7 290.7 969.1CO 30 50 10.8 17.9 96.9 161.5CO2 g 90.6 0.0 815.4polveri 5 10 1.8 3.6 14.4 28.7SO2 20 150 7.2 53.8 57.4 430.7NOx 50 200 17.9 71.8 143.6 574.3CO 30 50 10.8 17.9 86.1 143.6CO2 g 90.6 0.0 724.8
0.30
piccola taglia (10MWel)
grandissima taglia
(100MWel)
0.40
0.45
Biomassa
Carbone
subcritico (<100 MWel)
supercritico (>100 MWel)
0.20
Combustibile Tipo impianto Inquinante
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Emissioni specifiche alla produzione elettrica con le BAT
Concentrazione MIN con BAT
Concentrazione MAX con BAT
Emissione MIN
Emissione MAX
rendimento Emissione MAX
Emissione MAX
[mg/Nm3] [mg/Nm3] [mg/MJt] [mg/MJt] [MJel/MJt] [mg/kWh] [mg/kWh]Combustibile Tipo impianto Inquinante
polveri 0 5 0.0 4.2 0.0 40.1SO2 0 10 0.0 8.5 0.0 80.2NOx 20 50 16.9 42.3 160.3 400.9CO 5 100 4.2 84.6 40.1 801.7CO2 g 56.7 0.0 536.9polveri 0 5 0.0 4.2 0.0 27.2SO2 0 10 0.0 8.5 0.0 54.4NOx 20 50 16.9 42.3 108.8 272.0CO 5 100 4.2 84.6 27.2 544.0CO2 g 56.7 0.0 364.3polveri 1 5 0.6 2.9 8.3 41.3SO2 1 40 0.6 23.0 8.3 330.6NOx 40 180 23.0 103.3 330.6 1487.9CO 5 30 2.9 17.2 41.3 248.0CO2 g 101.5 0.0 1461.0polveri 5 20 1.8 7.3 15.6 62.6SO2 20 150 7.3 54.8 62.6 469.5NOx 50 200 18.3 73.0 156.5 625.9CO 100 200 36.5 73.0 313.0 625.9CO2 g 90.4 0.0 774.9
Rifiuti (residuo raccolta
differenziata)
0.38
CC
Lignite
0.56
0.25
supercritico 0.42
Gas naturale
TG
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Conclusioni
Sia il ciclo a vapore sia il ciclo combinato sono tecnologie mature, con prestazioni ormai vicine al limite asintotico concesso dai materiali disponibili Negli ultimi 20 anni, emissioni dal comparto elettrico in forte diminuzioneLe numerose tecnologie oggi disponibili per il controllo delle emissioni consentiranno ulteriori, significative diminuzioniUnica emissione che tuttora resta estremamente problematica é quella della CO2
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Ringraziamenti
ARPA Piacenza per l'invito a tenere questa presentazione prof. Stefano Cernuschi e ing. Silvia Napoletano per il contributo alla preparazione della presentazioneTutti voi per l'attenzione !
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Ciclo a vapore cogenerativo
• Impianto con turbina a contropressione
• Impianto con turbina a condensazione e spillamento
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Controllo ossidi di azotoSCR: collocazione
più frequenterischio disattivazione vita media catalizzatore, maggior volume
> durata cat, minor volumenecessità depolverazione ad alta T
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Controllo ossidi di azotoSCR: collocazione
alta protezione catalizzatore, volume ridottoconsumo energetico riscaldamento gas
Problematichefughe NH3, ossidazione SO2 deposito solfati (sporcamento cat.), qualitàspurghi desolforazione e qualità ceneri (high e low dust)
70
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Controllo ossidi di azoto
Selective NON Catalityc Reduction (SNCR)
dosaggio ad alta T (850 – 1000 °C con NH3, 800 – 1100°C con urea)richiede progettazione e gestione accurate:
– miscelazione gas/reagenti– atomizzazione e distribuzione reagenti
T e tempo di contatto (0 2 0 5 sec)