Clean Coal Technologies

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Clean Coal Technologies
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Obiettivo

• Le alternative tecnologiche attualmente
  disponibili per la produzione di energia
  elettrica dal carbone sono molteplici e si
  differenziano tra loro per la tipologia dei
  sistemi di combustione, di trattamento dei gas
  combusti e di generazione elettrica queste
  alternative sono anche caratterizzate da
  differenti livelli di sviluppo industriale,
  garanzia di affidabilità e disponibilità
  commerciale.
• Accanto alla classica tecnologia degli impianti
  a vapore subcritici (utilizzata dalla maggior
  parte delle centrali elettriche a carbone
  attualmente in funzione a livello mondiale), sono
  oggi intervenute sul mercato diverse alternative
  tecnologiche che vengono identificate con
  lacronimo CCT ovvero le Clean Coal Technologies.

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Definizione

• Col termine Clean Coal Technologies intendiamo
  linsieme di tecnologie rivolte allutilizzo del
  carbone in maniera cosiddetta pulita, cioè in
  modo efficiente e allo stesso tempo nel rispetto
  dellambiente.
• Si classificano in tecnologie
• di pre-combustione
• simultanee alla combustione
• di postcombustione

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PCC - pulverized coal combustionLa tecnologia

• La soluzione tecnologica più diffusa nel settore
  degli impianti per la produzione di energia
  elettrica a partire dai combustibili solidi è
  rappresentata sicuramente dagli impianti a vapore
  a polverino di carbone
• Gli impianti a polverino di carbone lavorano
  generalmente secondo un comune ciclo di Hirn
  subcritico ovvero con una pressione massima del
  vapore inferiore a 223,3 bar e con un solo
  risurriscaldamento del vapore
• Tutti gli impianti PCC sono contraddistinti da
  rendimenti energetici abbastanza bassi,
  dellordine del 40 e talvolta anche inferiori,
  con conseguenti elevate emissioni di CO2 (circa
  800-900 g/kWh)
• Le emissioni di ossidi di zolfo e di azoto, anche
  se pur inferiori ai presenti limiti normativi,
  sono in ogni caso suscettibili di significativi
  margini di riduzione attraverso lutilizzo di
  tecnologie di conversione energetica più
  avanzate.

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Schema generale di un impianto PCC
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Descrizione del ciclo tecnologico

1. Il carbone di alimentazione viene triturato,
   tramite mulini, fino ad arrivare ad una classe
   granulometrica molto fine
2. Il polverino di carbone così ottenuto è
   insufflato, assieme ad una parte dellaria
   comburente, alla caldaia per mezzo degli ugelli
   del bruciatore
3. La combustione avviene ad una temperatura di
   circa 1300-1700C, in relazione al tipo di
   carbone utilizzato. Il tempo di permanenza delle
   particelle nella caldaia varia dai 2 ai 5 secondi
   e le loro dimensioni devono essere
   sufficientemente piccole per conseguire
   unefficiente combustione
4. Il vapore originato nella caldaia è inviato
   allingresso di una turbina.

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Prestazioni ambientali - PCC

• Negli impianti PCC il controllo delle emissioni
  inquinanti in atmosfera viene realizzato
  attraverso ladozione di misure tese a diminuire
  la formazione degli inquinanti durante la
  combustione e mediante linstallazione di una
  apposita sezione per la rimozione degli
  inquinanti dai gas combusti.
• Le tecnologie per il controllo delle emissioni
  inquinanti utilizzate negli impianti a vapore
  operano nei confronti dei tre principali
  inquinanti considerati dalle normative, ovvero
  particolato, ossidi di zolfo e ossidi di azoto.

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Particolati

• I particolati sono particelle solide di
  piccolissime dimensioni, provocate da una cattiva
  combustione delle parti carboniose del
  combustibile, che tendono a rimanere in
  atmosfera.
• La quantità e le caratteristiche delle polveri
  volanti dipendono non solo dal contenuto minerale
  del carbone, ma bensì anche dal sistema di
  combustione e dalle condizioni operative della
  caldaia.
• I particolati più pericolosi sono quelli di
  dimensioni inferiori ai 10 ?m che possono
  rivestirsi di composti solforati e di composti
  policiclici aromatici che sono nocivi e
  cancerogeni.
• Le tecnologie comunemente utilizzate per il
  controllo delle emissioni di particolato nei gas
  combusti sono rappresentate dai precipitatori
  elettrostatici e dai filtri a manica.

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Precipitatori elettrostatici e filtri a maniche

• Il principio di funzionamento dei precipitatori
  elettrostatici o ESP è basato sullidea che i
  fumi caldi sono elettrostaticamente carichi, per
  cui quando passano attraverso un campo elettrico,
  le particelle solide si depositano su delle
  lastre a cui è applicata una differenza di
  potenziale.
• Il funzionamento dei filtri a maniche invece,
  consiste nel passaggio forzato dei fumi
  attraverso degli speciali filtri (che permettono
  lintercettazione delle particelle di
  particolato) sospesi allinterno di un grande
  contenitore metallico (baghouse) provvisto di
  opportuni sistemi per lingresso e luscita del
  gas, per la raccolta delle polveri e per la
  pulizia degli elementi filtranti.

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Ossidi di zolfo (1)

• Lesistenza di significativi tenori di zolfo
  implica unelevata concentrazione di ossidi di
  zolfo nei gas combusti, infatti più del 90 dello
  zolfo contenuto nel carbone è emesso come SO2
• Il diossido di zolfo, prodotto dalla corretta
  ossidazione dello zolfo presente nel
  combustibile, è il principale responsabile della
  formazione di acido solforico che a sua volta è
  responsabile delle famose piogge acide
• La rimozione degli ossidi di zolfo avviene
  generalmente attraverso limpiego di specifici
  sorbenti basici introdotti sia durante il
  processo di combustione sia a valle del sistema
  di combustione.

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Ossidi di zolfo (2)

• Tra tutti i metodi rivolti alleliminazione degli
  SOx, ovvero che utilizzano le tecnologie FGD
  (Flue Gas Desulphurization), quelli che hanno
  trovato una effettiva diffusione su scala
  industriale sono
• spray dry scrubbers - lavaggio a semi-secco
• dry scrubbers - lavaggio a secco
• wet scrubbers - lavaggio a umido
• processi di rimozione combinata di SOx e di NOx
• Le efficienze di rimozione degli SOx sono 70-95
  per i processi a semisecco, 50-70 per quelli a
  secco contro 95-99 per quelli ad umido.

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Ossidi di azoto

• Durante la combustione, gli ossidi di azoto
  vengono prodotti per ossidazione dellazoto
  presente nellaria comburente e nel combustibile
  stesso, tale evento è favorito in corrispondenza
  di elevate temperature di combustione e di
  unelevata disponibilità di azoto e ossigeno.
• I NOx possono portare a disturbi respiratori
  legandosi con acqua e formando acido nitrico,
  inoltre in presenza di raggi solari danno luogo
  alla formazione di ozono, energico ossidante che
  irrita le mucose e limita la crescita delle
  piante.
• Per il controllo delle emissioni di NOx sono
  impiegate sia misure primarie volte a ridurre la
  formazione di tali inquinanti durante il processo
  di combustione, quali bruciatori a basse
  emissioni di NOx, il frazionamento dellaria
  comburente, il ricircolo dei gas combusti e la
  ricombustione, sia sistemi di riduzione selettiva
  catalitica (SCR) o non catalitica (SNCR) basati
  sulliniezione di ammoniaca.

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Ossidi di azoto (2)Interventi di controllo della
combustione

• Combustione a stadi con frazionamento dellaria
  (staged combustion) questa tecnica prevede la
  creazione di una zona dove la combustione avviene
  in condizioni prossime a quelle stechiometriche,
  seguita da unaltra zona dove la combustione
  viene terminata in eccesso daria, in sintesi
  nella prima zona si ha una combustione parziale
  in difetto daria anche in presenza di
  temperature elevate, mentre il completamento
  della combustione avviene nella seconda zona con
  abbondanza di aria ma con minori temperature.
• Combustione a stadi con frazionamento del
  combustibile (reburning) questa tecnica
  realizza il processo di combustione in tre fasi,
  con due immissioni di combustibile localizzate in
  zone diverse del generatore di vapore nella
  zona di combustione primaria il combustibile si
  ossida in condizioni circa stechiometriche,
  mentre nella zona secondaria il combustibile
  secondario brucia in difetto daria generando
  radicali idrocarburici che, come nei bruciatori a
  bassa produzione di NOx, reagiscono con lNO
  trasformandolo in azoto molecolare e in piccole
  quantità di ammoniaca. La combustione viene poi
  ultimata nella terza zona per effetto
  dellintroduzione del over fire air, dove la
  formazione degli NOx risulta frenata a causa
  della bassa temperatura.

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Ossidi di azoto (3)Interventi di controllo della
combustione

• Ricircolazione dei gas combusti in questa
  tecnica circa il 20-30 dei fumi allo scarico ad
  una temperatura di 350-400C sono immessi
  nuovamente in circolazione in camera di
  combustione e mixati con laria di combustione
  in questo modo, diminuendo il contenuto totale di
  ossigeno a disposizione per la combustione, si
  riduce la temperatura di fiamma e la produzione
  di NOx. Questa tecnica da sola permette di
  raggiungere efficienze di rimozione al di sotto
  del 20.

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Ossidi di azoto (4)Interventi di controllo dei
fumi postcombustione

• Riduttore catalitico di denitrificazione SCR
  (selective catalytic reduction)  viene
  realizzato attraverso liniezione di ammoniaca
  nei gas combusti, che in presenza di ossigeno e
  anche di un opportuno catalizzatore, reagisce con
  i NOx producendo azoto molecolare e acqua secondo
  complesse reazioni chimiche ? efficienza 75-85
• Riduttore non catalitico di denitrificazione SNCR
  (selective non-catalytic reduction)  Viene
  realizzato attraverso liniezione di opportuni
  reagenti chimici, ma tuttavia senza ricorrere
  alluso di catalizzatori. I reagenti (ammoniaca o
  urea), vengono immessi allinterno del generatore
  di vapore dove ad alte temperature reagiscono con
  gli ossidi di azoto formando azoto molecolare e
  acqua come nei processi SCR ? efficienza 30-50

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IGCC - integrated gasification combined cycle

• Per processo di gassificazione sintende
  linsieme delle trasformazioni chimico-fisiche
  attraverso le quali si converte un combustibile
  primario (nel nostro caso il carbone, alimentato
  al gassificatore in fase solida o liquida) in un
  combustibile di sintesi in fase gassosa, il
  cosiddetto Syngas. Limpiego del Syngas, prodotto
  dal processo di gassificazione, in un impianto a
  ciclo combinato da origine ad un impianto IGCC
  (integrated gasification combined cycle).

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La tecnologia

• La gassificazione del carbone non è affatto
  recente già negli anni trenta negli Stati Uniti
  esistevano circa 11000 gassificatori anche se di
  modeste dimensioni e limitata efficienza
• Lefficienza degli impianti IGCC è generalmente
  variabile in base alla particolare configurazione
  adottata, al combustibile usato ed alle esigenze
  operative, per questi motivi i valori di
  rendimento sono compresi tra il 40 e il 47
• Gli impianti IGCC sono convenienti se si hanno a
  disposizione combustibili primari di bassa
  qualità e di basso costo perchè è possibile
  miscelare tali combustibili con biomasse, rifiuti
  industriali etc..

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La tecnologia (2)

• Un impianto IGCC è organizzato secondo quattro
  sezioni fondamentali
• La sezione di preparazione del combustibile e
  dellossidante composta dai sistemi di
  stoccaggio, trasporto e macinazione del carbone e
  dallunità di frazionamento criogenico dellaria.
  
• La sezione di gassificazione comprendente il
  gassificatore e il sistema di alimentazione del
  combustibile.
• La sezione di condizionamento e depurazione del
  Syngas che ha lo scopo di raffreddare il gas di
  sintesi per mezzo di opportuni scambiatori di
  calore detti anche Syngas coolers, oppure per
  quench, ossia per il semplice miscelamento con
  acqua o Syngas freddo, recuperandone lenergia
  termica, e di depurarlo dalle sostanze
  inquinanti.
• La sezione di potenza formata da un impianto a
  ciclo combinato gas-vapore alimentato con il
  Syngas depurato.

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Schema generale di un impianto IGCC
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Tipi di gassificatori

• In base al loro assetto fluodinamico, i processi
  di gassificazione possono suddividersi in 3
  categorie, sebbene allo stato attuale quella che
  possiede maggiore penetrazione dimostrativa è
  quella a letto trascinato.

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Tipi di gassificatori (2)
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Descrizione del ciclo tecnologico

• 1) Il gas di sintesi viene generato ad una
  temperatura di circa 1400C e raffreddato per
  mezzo di scambiatori di calore a recupero (i
  cosiddetti Syngas coolers) con produzione di
  vapore saturo ad alta pressione, utilizzato
  nellimpianto a vapore per la produzione di
  energia elettrica.
• 2) Il gas di sintesi viene in seguito depurato
  dal particolato e da tutti gli altri inquinanti
  solubili in acqua per opera di un sistema di
  lavaggio con acqua. Mediante tale sistema di
  lavaggio, il Syngas presenta ridottissime
  concentrazioni di particolato che, oltre a
  consentirne limpiego come combustibile nella
  turbina a gas, determinano anche limitate
  concentrazioni finali di particolato.
• 3) Leliminazione dei composti dello zolfo
  avviene con processi di desolforazione del Syngas
  a bassa temperatura, basati sullutilizzo di
  processi fisici di assorbimento che consentono di
  rimuovere circa il 99 dello zolfo presente nel
  Syngas.

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Descrizione del ciclo tecnologico (2)

• 4) Lo zolfo viene poi recuperato come zolfo
  elementare attraverso lutilizzo di un processo
  tipo Claus-SCOT. Il gas di sintesi purificato e
  pre-riscaldato viene quindi inviato ad una
  turbina a gas di ultima generazione (operante a
  circa 1300-1400C).
• 5) I gas di scarico della turbina a gas vengono
  impiegati in un generatore a vapore a recupero a
  tre livelli di pressione integrato con i Syngas
  coolers della sezione di gassificazione.
• 6) Il raffreddamento del condensatore
  dellimpianto a vapore può realizzarsi attraverso
  lutilizzo di una torre evaporativa con lo scopo
  di eliminare lutilizzo dellacqua del mare, cioè
  mediante lutilizzo di un circuito aperto che
  richiede una portata dacqua di circa 64000 metri
  cubi allora, valutata per una differenza di
  temperatura di 8C.

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Prestazioni ambientali

• Rispetto ai tradizionali impianti a combustione,
  negli impianti IGCC leliminazione delle sostanze
  inquinanti avviene in prevalenza sul Syngas,
  ovvero sul combustibile piuttosto che sui
  prodotti della combustione. Il processo di
  depurazione del Syngas può essere suddiviso in
  tre fasi
• una sezione di rimozione del particolato,
  costituita da un ciclone che opera una rimozione
  delle particelle di maggiori dimensioni, seguita
  da una torre di lavaggio che elimina le
  particelle più piccole insieme ad altri
  inquinanti solubili in acqua.
• una sezione di rimozione dei composti dello
  zolfo, utilizzante processi di assorbimento
  fisico-chimico dell H2S.
• una sezione di trattamento degli effluenti
  gassosi generati dalla sezione precedente,
  composta da un processo CLAUS per il recupero
  dello zolfo elementare seguito da un processo
  SCOT per unulteriore trattamento dei gas uscenti
  dallo stesso processo CLAUS.

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(No Transcript)
26
(No Transcript)
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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. In relazione al rendimento netto di conversione
   dellenergia, a parità di potenza netta prodotta
   (abbiamo assunto 650 MW) e di qualità della
   miscela di carbone in ingresso (50 di carbone
   Sulcis), la tecnologia degli impianti a vapore
   alimentati con polverino di carbone (PCC) può
   oggi garantire i migliori risultati (circa il
   43). Le altre soluzioni riuscirebbero ad offrire
   rendimenti simili a prezzo di maggiori
   complicazioni impiantistiche (come ad esempio per
   lIGCC) che comunque prospettano ancora alcuni
   problemi sul fronte della affidabilità e del
   costo di investimento. Le differenze fra i
   rendimenti delle diverse soluzioni impiantistiche
   si traducono in differenti consumi di carbone,
   che passano dai circa 1,8 milioni di tonnellate
   annue delle due soluzioni più efficienti
   (PCC-SNOX e PCC-FGD) ai circa 2 milioni di
   tonnellate annue per quella meno efficiente
   (IGCC).

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Le differenze in termini di rendimento e di ciclo
   termodinamico adoperato dalle alternative
   impiantistiche esaminate determinano una
   significativa variazione della potenza termica da
   smaltire al condensatore della sezione a vapore.
   La potenza termica più elevata compete alla
   soluzione impiantistica basata sul meno
   efficiente impianto a vapore (circa 700 MW),
   mentre la potenza termica minore è relativa
   allimpianto IGCC (circa 570 MW). Nel caso di
   raffreddamento del condensatore con acqua di mare
   in circuito aperto le portate richieste variano
   da un massimo di circa 200 (m3/h)/MW (PCC) ad un
   minimo di circa 50 (m3/h)/MW (IGCC).

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Le emissioni degli SOx sono una diretta
   conseguenza del rendimento dellimpianto e quindi
   dellefficienza del sistema di desolforazione
   adottato. Per tutte le alternative tecnologiche è
   stata assunta una concentrazione finale di 150
   mg/Nm3. Dallanalisi risulta che le emissioni più
   basse sono quelle relative allimpianto IGCC
   (circa 1.520 t/anno) grazie principalmente
   allelevata efficienza del processo di
   separazione dei composti dello zolfo dal Syngas
   (circa il 99). Per le altre due alternative
   tecnologiche lefficienza di rimozione degli SOx
   è ovviamente la stessa (98,3), mentre le
   emissioni complessive annue differiscono
   fondamentalmente a causa del diverso rendimento
   netto dellimpianto, cosicché le emissioni totali
   annue più elevate competono alla configurazione
   PCC (circa 2.388 t/anno).

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Le emissioni totali di NOx derivano in parte dal
   rendimento dellimpianto, ma principalmente dalla
   tecnologia di controllo utilizzata. In tal senso,
   le emissioni più basse sono quelle relative
   allimpianto a vapore dotato del processo SNOX
   per la rimozione degli SOx e degli NOx (circa 320
   t/anno), il quale permette di conseguire
   efficienze di rimozione degli NOx più elevate
   (circa il 95) rispetto ai processi SCR (circa il
   75), e quindi anche minori concentrazioni finali
   (di circa 20 mg/Nm3). Le emissioni complessive
   annue più elevate (circa 1590 t/anno) spettano
   invece allo stesso impianto a vapore subcritico,
   ma dotato del processo SCR, per il quale il
   maggiore rendimento netto non è sufficiente a
   compensare le maggiori emissioni intrinseche di
   NOx dei generatori di vapore convenzionali
   rispetto agli impianti IGCC, nei quali le basse
   concentrazioni allo scarico di NOx sono ottenute
   attraverso misure di controllo primarie durante
   la combustione nella turbina a gas.

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Le emissioni totali di particolato totale sospeso
   (PTS) sono fondamentalmente allineate per le tre
   alternative impiantistiche esaminate. Difatti i
   valori di concentrazione conseguibili dalle
   tecnologie di controllo impiegate (filtri a
   manica e torri di lavaggio) sono comunque
   allineate su valori molto simili (5 mg/Nm3 nel
   caso considerato), cui corrispondono in ogni caso
   efficienze di rimozione molto alte (circa il
   99,8-99,95), tanto che le differenze di
   rendimento netto fra le tre alternative
   impiantistiche non influiscono, se non in misura
   marginale, sulle emissioni totali annue di PTS in
   atmosfera. Queste risultano infatti pari a circa
   80 t/anno per tutte le soluzioni.

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Le emissioni totali annue di anidride carbonica
   dipendono anchesse direttamente dal rendimento
   netto dellimpianto, e risultano quindi massime
   (e pari a circa 4,1 milioni di tonnellate lanno)
   nel caso della alternativa impiantistica IGCC,
   mentre sono minime nel caso delle alternative
   tecnologiche basate sugli impianti a vapore PCC
   (pari a circa 3,9 milioni di tonnellate lanno).
2. Le alternative impiantistiche PCC-SNOX, PCC-FGD e
   IGCC presentano una produzione totale annua di
   ceneri molto simile (rispettivamente circa
   238.000 t/anno e circa 225.000 t/anno), anche se
   tali ceneri sono generate in forma secca dai
   generatori di vapore convenzionali e sotto forma
   di scorie vetrificate dal gassificatore.

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

1. Il consumo di calcare è presente solo
   nellalternativa impiantistica dotata di processo
   FGD, e risulta pari a circa 267.000 t/anno nel
   caso dellimpianto PCC-FGD nel quale non è
   presente la desolforazione interna.
2. La produzione di gesso di qualità commerciale è
   anchessa presente solo nellalternativa
   impiantistica provvista di processo FGD, e
   risulta pari a circa 424.000 t/anno nel caso
   dellimpianto PCC-FGD nel quale non è presente la
   desolforazione interna.
3. Limpianto IGCC produce invece circa 2.500 t/anno
   di fanghi derivanti dal processo di lavaggio del
   Syngas.

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CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE ALTERNATIVE
IMPIANTISTICHE TRATTATE

• Le alternative impiantistiche PCC-SNOX e IGCC non
  producono né residui da smaltire in discarica né
  gesso esse non necessitano nemmeno di calcare
  per il processo di desolforazione. Lo zolfo
  rimosso dai gas combusti viene infatti restituito
  sotto forma di acido solforico di qualità
  commerciale nel caso del processo SNOX (circa
  228.000 t/anno) e sotto forma di zolfo elementare
  nel caso dellimpianto IGCC (circa 74.000
  t/anno).
• Nessuna delle tre alternative tecnologiche
  confrontate presenta significanti rilasci di
  effluenti liquidi nellambiente in quanto lunità
  di trattamento delle acque in ogni caso richiesta
  per i processi FGD e IGCC opera sostanzialmente
  un completo recupero delle stesse.

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CCS carbon capture and storage Definizione

• Attualmente circa un terzo delle emissioni di
  CO2 dovute allattività umana proviene da
  combustibili fossili utilizzati per produrre
  energia. Lo sviluppo di tecnologie innovative per
  la cattura e lo stoccaggio nel sottosuolo della
  CO2 (le CCS) costituisce un elemento chiave
  nellambito delle strategie per la riduzione
  delle emissioni di gas serra a livello globale, e
  rappresenta uninteressante opportunità di
  business che, solo per il settore del carbone
  pulito (le Clean Coal Technologies), è stimato
  per il Regno Unito in 75 miliardi di Euro. La
  CCS si basa sullutilizzo di tecnologie in grado
  di impedire al biossido di carbonio, emesso da
  impianti per la produzione di energia elettrica,
  di raggiungere latmosfera attraverso la cattura
  ed il suo successivo stoccaggio in formazioni
  geologiche a centinaia di metri al di sotto della
  superficie terrestre.

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CCS carbon capture and storage

• I costi delle CCS sono elevati, ma potrebbero
  scendere sotto i 25 dollari per tonnellata di CO2
  entro il 2030.
• E stato calcolato che limpiego di queste
  tecnologie potrebbe ridurre del 90 le emissioni
  provenienti dalla produzione di energia elettrica
  da combustibili fossili.
• Ma
• Quanta CO2 è possibile stoccare nel sottosuolo?
• Cè una tecnologia disponibile?
• Qual è il rischio ambientale?
• Qual è limpatto economico sul costo di
  produzione dellenergia?

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CCS carbon capture and storage
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Lo stoccaggio dellanidride carbonica nelle
formazioni sotterranee

• Una stima sui volumi di CO2 sequestrabile
  rispetto alle emissioni in atmosfera proiettate
  al 2050 sono i campi già sfruttati potrebbero
  stoccare fino al 45 delle emissioni di CO2
  previste al 2050.
• La tecnologia per stoccare la CO2 in formazioni
  sotterranee deve garantire che le operazioni di
  iniezione nel sottosuolo siano condotte in
  maniera efficiente e a basso costo, e che il sito
  di stoccaggio sia a livelli adeguati di sicurezza
  per centinaia di anni.
• La sicurezza è, per ovvie ragioni, un punto
  cruciale !!

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Linee di sviluppo delle CCT

• I punti cardine per la ricerca e lo sviluppo
  devono essere
• Miglioramento dellefficienza
• Riduzione dei costi di capitale
• Miglioramento della flessibilità del
  combustibile
• Riduzione delle emissioni
• Recupero e sequestro di CO2
• Controllo, ottimizzazione e integrazione dei
  sistemi.