Gassificazione del carbone

Durante la gassificazione, il carbone viene soffiato con ossigeno e vapore (vapore acqueo) mentre viene anche riscaldato (e in alcuni casi pressurizzato). Se il carbone viene riscaldato da fonti di calore esterne, il processo viene chiamato “allotermico”, mentre il processo” autotermico ” presuppone il riscaldamento del carbone tramite reazioni chimiche esotermiche che si verificano all’interno del gassificatore stesso. È essenziale che l’ossidante fornito sia insufficiente per la completa ossidazione (combustione) del carburante. Durante le reazioni menzionate, le molecole di ossigeno e acqua ossidano il carbone e producono una miscela gassosa di anidride carbonica (CO2), monossido di carbonio (CO), vapore acqueo (H2O) e idrogeno molecolare (H2). (Alcuni sottoprodotti come catrame, fenoli, ecc. sono inoltre possibili prodotti finali, a seconda della specifica tecnologia di gassificazione utilizzata.) Questo processo è stato condotto in situ all’interno di giacimenti di carbone naturale (denominato gassificazione sotterranea del carbone) e nelle raffinerie di carbone. Il prodotto finale desiderato è solitamente syngas (cioè una combinazione di H2 + CO), ma il gas di carbone prodotto può anche essere ulteriormente raffinato per produrre quantità aggiuntive di H2:

3C (cioè carbone) + O2 + H2O → H2 + 3CO

Se il raffinatore vuole produrre alcani (cioè, idrocarburi presenti nel gas naturale, benzina e gasolio), il gas di carbone viene raccolto in questo stato e instradato ad un reattore Fischer-Tropsch. Se, tuttavia, l’idrogeno è il prodotto finale desiderato, il gas di carbone (principalmente il prodotto CO) subisce la reazione di spostamento del gas dell’acqua dove viene prodotto più idrogeno per reazione aggiuntiva con vapore acqueo:

CO + H2O → CO2 + H2

Sebbene esistano attualmente altre tecnologie per la gassificazione del carbone, tutte impiegano, in generale, gli stessi processi chimici. Per carboni di bassa qualità (es., “carboni bruni”) che contengono quantità significative di acqua, ci sono tecnologie in cui non è richiesto vapore durante la reazione, con carbone (carbonio) e ossigeno che sono gli unici reagenti. Inoltre, alcune tecnologie di gassificazione del carbone non richiedono alte pressioni. Alcuni utilizzano carbone polverizzato come combustibile, mentre altri lavorano con relativamente grandi frazioni di carbone. Le tecnologie di gassificazione variano anche nel modo in cui viene fornito il soffiaggio.

Il”soffiaggio diretto” presuppone che il carbone e l’ossidante siano forniti l’uno verso l’altro dai lati opposti del canale del reattore. In questo caso l’ossidante passa attraverso il coke e (più probabilmente) le ceneri nella zona di reazione dove interagisce con il carbone. Il gas caldo prodotto passa quindi combustibile fresco e lo riscalda assorbendo alcuni prodotti di distruzione termica del combustibile, come catrami e fenoli. Pertanto, il gas richiede una raffinazione significativa prima di essere utilizzato nella reazione di Fischer-Tropsch. I prodotti della raffinatezza sono altamente tossici e richiedono strutture speciali per il loro utilizzo. Di conseguenza, l’impianto che utilizza le tecnologie descritte deve essere molto grande per essere economicamente efficiente. Uno di questi impianti chiamato SASOL si trova nella Repubblica del Sud Africa (RSA). E ‘ stato costruito a causa di embargo applicato al paese impedendogli di importare petrolio e gas naturale. RSA è ricca di carbone bituminoso e antracite ed è stata in grado di organizzare l’uso del noto processo di gassificazione ad alta pressione “Lurgi” sviluppato in Germania nella prima metà del 20 ° secolo.

“Soffiaggio invertito” (rispetto al precedente tipo descritto che è stato inventato per primo) presuppone che il carbone e l’ossidante siano forniti dallo stesso lato del reattore. In questo caso non vi è alcuna interazione chimica tra carbone e ossidante prima della zona di reazione. Il gas prodotto nella zona di reazione passa prodotti solidi di gassificazione (coke e ceneri) e CO2 e H2O contenuti nel gas vengono ulteriormente ripristinati chimicamente in CO e H2. Rispetto alla tecnologia” direct blowing”, nel gas non sono presenti sottoprodotti tossici: questi sono disabilitati nella zona di reazione. Questo tipo di gassificazione è stato sviluppato nella prima metà del 20 ° secolo, insieme con la “diretta soffia”, ma il tasso di produzione di gas in esso è significativamente inferiore a quella “diretta soffia” e non ci sono stati ulteriori sforzi di sviluppo la “invertito soffia” processi fino al 1980-s quando Sovietico, struttura di ricerca KATEKNIIUgol’ (R&D Istituto per lo sviluppo Kansk-Achinsk carbone campo) iniziato R&D attività per produrre la tecnologia attualmente conosciuta come “TERMOKOKS-S” del processo. La ragione per rilanciare l’interesse per questo tipo di processo di gassificazione è che è ecologicamente pulito e in grado di produrre due tipi di prodotti utili (contemporaneamente o separatamente): gas (combustibile o syngas) e coke a temperatura media. Il primo può essere utilizzato come combustibile per caldaie a gas e generatori diesel o come syngas per la produzione di benzina, ecc., quest’ultimo – come combustibile tecnologico in metallurgia, come assorbente chimico o come materia prima per bricchette di combustibile per uso domestico. La combustione del gas prodotto nelle caldaie a gas è ecologicamente più pulita della combustione del carbone iniziale. Pertanto, un impianto che utilizza la tecnologia di gassificazione con il “soffiaggio invertito” è in grado di produrre due prodotti di valore di cui uno ha un costo di produzione relativamente zero poiché quest’ultimo è coperto dal prezzo di mercato competitivo dell’altro. Come l’Unione Sovietica e la sua KATEKNIIUgol’ cessato di esistere, la tecnologia è stata adottata dai singoli scienziati che originariamente sviluppato e ora viene ulteriormente ricercato in Russia e commercialmente distribuito in tutto il mondo. Gli impianti industriali che lo utilizzano sono ora noti per funzionare a Ulaan-Baatar (Mongolia) e Krasnoyarsk (Russia).

Pressurizzato airflow letto tecnologia di gassificazione creato attraverso lo sviluppo congiunto tra Wison Group e Shell (Hybrid). Biru: Hybrid è un’avanzata tecnologia di gassificazione di carbone polverizzato, questa tecnologia, combinata con i vantaggi di Shell SCGP caldaia a recupero, comprende più di un sistema di trasporto, carbone polverizzato pressurizzato gassificazione bruciatore a disposizione, laterale bruciatore ad aria soffiata tipo di membrana muro d’acqua, e l’intermittente di scarico è stato completamente convalidato esistenti SCGP pianta come la tecnologia matura ed affidabile, allo stesso tempo, ha rimosso il processo esistente complicazioni e nel syngas cooler (rifiuti di pan) e filtri facilmente fallito, e insieme il corrente esistente tecnologia di gassificazione ampiamente utilizzata nel processo di tempra del gas sintetico. Non solo mantiene la caldaia di calore di scarto SCGP Shell originale di caratteristiche di carbone di forte adattabilità e capacità di scalare facilmente, ma anche assorbire i vantaggi della tecnologia di spegnimento esistente.

Gassificazione del carbone sotterraneomodifica

La gassificazione del carbone sotterraneo (UCG) è un processo di gassificazione industriale, che viene effettuato in giacimenti di carbone non estratti. Comporta l’iniezione di un agente ossidante gassoso, solitamente ossigeno o aria, e portando il gas prodotto risultante in superficie attraverso pozzi di produzione perforati dalla superficie. Il gas prodotto può essere utilizzato come materia prima chimica o come combustibile per la produzione di energia. La tecnica può essere applicata a risorse che altrimenti non sono economiche da estrarre. Offre anche un’alternativa ai metodi convenzionali di estrazione del carbone. Rispetto alla tradizionale estrazione del carbone e gassificazione, UCG ha meno impatto ambientale e sociale, anche se esistono preoccupazioni ambientali, tra cui il potenziale di contaminazione delle falde acquifere.

Tecnologia di cattura del carbonomodifica

La cattura, l’utilizzo e il sequestro (o lo stoccaggio) del carbonio sono sempre più utilizzati nei moderni progetti di gassificazione del carbone per affrontare il problema delle emissioni di gas serra associate all’uso di carbone e combustibili carboniosi. A questo proposito, la gassificazione presenta un vantaggio significativo rispetto alla combustione convenzionale del carbone estratto, in cui la CO2 risultante dalla combustione è considerevolmente diluita dall’azoto e dall’ossigeno residuo nello scarico della combustione a pressione quasi ambiente, rendendo relativamente difficile, ad alta intensità energetica e costoso catturare la CO2 (questa è nota come cattura di CO2 “post-combustione”).

Nella gassificazione, d’altra parte, l’ossigeno viene normalmente fornito ai gassificatori e il combustibile appena sufficiente viene bruciato per fornire il calore per gassificare il resto; inoltre, la gassificazione viene spesso eseguita a pressione elevata. Il syngas risultante è tipicamente a pressione più alta e non diluito da azoto, tenendo conto rimozione molto più facile, efficiente e meno costosa di CO2. Gassificazione e gassificazione integrata la capacità unica del ciclo combinato di rimuovere facilmente la CO2 dal syngas prima della sua combustione in una turbina a gas (chiamata cattura di CO2 “pre-combustione”) o il suo uso in combustibili o sintesi chimica è uno dei suoi vantaggi significativi rispetto ai sistemi di utilizzo del carbone convenzionali.

Opzioni per la tecnologia di cattura co2modiFica

Tutti i processi di conversione basati sulla gassificazione del carbone richiedono la rimozione dell’idrogeno solforato (H2S; un gas acido) dal syngas come parte della configurazione generale dell’impianto. I processi tipici di rimozione del gas acido (AGR) impiegati per la progettazione della gassificazione sono un sistema di solventi chimici (ad es., sistemi di trattamento del gas dell’ammina basati su MDEA, per esempio) o un sistema fisico del solvente (per esempio, Rectisol o Selexol). La selezione del processo dipende principalmente dai requisiti e dai costi di pulizia di syngas. I processi AGR chimico/fisici convenzionali che utilizzano MDEA, Rectisol o Selexol sono tecnologie commercialmente collaudate e possono essere progettati per la rimozione selettiva di CO2 in aggiunta a H2S da un flusso di syngas. Per la cattura significativa di CO2 da un impianto di gassificazione (ad es. > 80%) il CO nel syngas deve prima essere convertito in CO2 e idrogeno (H2) tramite una fase di spostamento acqua-gas (WGS) a monte dell’impianto AGR.

Per le applicazioni di gassificazione, o ciclo combinato di gassificazione integrato (IGCC), le modifiche dell’impianto necessarie per aggiungere la capacità di catturare CO2 sono minime. Il syngas prodotto dai gassificatori deve essere trattato attraverso vari processi per la rimozione delle impurità già nel flusso di gas, quindi tutto ciò che è necessario per rimuovere la CO2 è aggiungere l’attrezzatura necessaria, un assorbitore e un rigeneratore, a questo treno di processo.

Nelle applicazioni di combustione, è necessario apportare modifiche al camino di scarico e, a causa delle basse concentrazioni di CO2 presenti nello scarico, volumi molto più grandi di gas totale richiedono una lavorazione, rendendo necessarie attrezzature più grandi e più costose.

Progetti basati su IGCC (Integrated Gassification Combined Cycle) negli Stati Uniti con CO2 capture and use/storageEdit

Il progetto Kemper di Mississippi Power è stato progettato come impianto IGCC a lignite, generando una potenza netta di 524 MW da syngas, catturando oltre il 65% della CO2 generata utilizzando il processo Selexol. La tecnologia dello stabilimento di Kemper, Transport-Integrated Gassification (TRIG), è stata sviluppata ed è autorizzata da KBR. La CO2 sarà inviata tramite oleodotto ai giacimenti petroliferi esauriti nel Mississippi per operazioni di recupero del petrolio migliorate. L’impianto ha mancato tutti i suoi obiettivi e i piani per la generazione di” carbone pulito ” sono stati abbandonati a luglio 2017. L’impianto dovrebbe andare avanti bruciando solo gas naturale.

Hydrogen Energy California (HECA) sarà un impianto di poligenerazione IGCC da 300 MW, alimentato a carbone e coke di petrolio (che produce idrogeno sia per la produzione di energia elettrica che per la produzione di fertilizzanti). Il novanta per cento della CO2 prodotta sarà catturato (utilizzando Rectisol) e trasportato al campo petrolifero di Elk Hills per EOR, consentendo il recupero di 5 milioni di barili aggiuntivi di petrolio domestico all’anno. Il 4 marzo 2016, la California Energy Commission ha ordinato la risoluzione dell’applicazione HECA.

Il Texas Clean Energy Project (TCEP) di Summit sarà un progetto di potenza/poligenerazione da 400 MW alimentato a carbone e basato su IGCC (che produrrà anche fertilizzanti di urea), che catturerà il 90% della sua CO2 nella pre-combustione utilizzando il processo Rectisol. La CO2 non utilizzata nella produzione di fertilizzanti sarà utilizzata per un maggiore recupero di petrolio nel bacino del permiano del Texas occidentale.

Impianti come il Texas Clean Energy Project che impiegano la cattura e lo stoccaggio del carbonio sono stati propagandati come una soluzione parziale o provvisoria ai problemi di regolamentazione se possono essere resi economicamente sostenibili da una migliore progettazione e produzione di massa. C’è stata opposizione da parte dei regolatori di utilità e dei contribuenti a causa dell’aumento dei costi; e da parte di ambientalisti come Bill McKibben, che considerano controproducente qualsiasi uso continuato di combustibili fossili.