Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
accettabile dal punto di vista dell’impatto ambientale, l’energia elettrica necessaria a
soddisfare il fabbisogno della rete oltre che vapore e idrogeno per usi di raffineria.
Il suddetto impianto, realizzato all’interno di una raffineria, presenta i seguenti vantaggi:
• sul piano dell’esercizio offre elevata affidabilità, in quanto le singole tecnologie
impiegate (frazionamento aria, gassificazione del Tar con ossigeno, purificazione del
gas, ciclo combinato gas - vapore) sono già largamente diffuse negli impianti
industriali;
• l’efficienza energetica risultante dall’integrazione di processo è elevata e questo si
realizza attraverso tutta una serie di recuperi incrociati di energia tra le varie unità.
Inoltre, la possibilità di produrre energia elettrica ‘in situ’ azzera quasi totalmente le
perdite di trasporto, attraverso la realizzazione degli impianti laddove occorre
soddisfare il fabbisogno energetico;
• sul piano dell’impatto ambientale, la sostanziale assenza di zolfo, vale a dire di SO
x
, e
la totale assenza di particolato nel gas purificato, unite all’utilizzo delle tecnologie
più avanzate per ridurre la formazione di NO
x
nelle camere di combustione delle
turbine a gas permettono di ottenere concentrazioni di inquinanti nei fumi uscenti che
rientrano nei limiti imposti; inoltre, gli effluenti liquidi sono del tutto compatibili per
poter passare all’impianto di trattamento biologico della raffineria e quelli solidi
(costituiti da ceneri metallifere secche) sono facilmente immagazzinabili e trasferibili
periodicamente ad un operatore specializzato per il recupero dei metalli pesanti.
In Fig. 1.1 è riportato uno schema a blocchi che riassume le varie parti di cui è costituito
un impianto di gassificazione con ciclo combinato; la relativa descrizione è riportata nel
paragrafo seguente.
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PREPARAZIONE
CARICA
GASSIFICAZIONE
E LAVAGGIO
RECUPERO
NEROFUMO
PRETRATTAMENTO
ACQUE REFLUE
TRATTAMENTO FINALE
ACQUE REFLUE
FRAZIONAMENTO
ARIA
carica
acque nere
acque grigie
nafta
acque
reflue
aria
ossigeno 95%
acque
reflue
fanghi a
discarica
acque
oleose
acqua
trattata
reintegro
acqua demiriciclo nerofumo
RECUP.TERMICO
ED ESPANSIONE
RIMOZIONE
GAS ACIDI
UNITA’ PROD.
IDROGENO
SATURAZIONE
SYNGAS
RECUPERO
ZOLFO
TURBINE
A GAS
CALDAIE A
RECUPERO
TURBINE
A VAPORE
syngas depolverato
syngas da
desolforare
syngas
desolforato
gas acidi
syngas
idrogeno
compresso 99%
syngas
H2S
COS
gas di
coda
gas di stripping
zolfo
fuel
gas
fumi caldi
aria
vapore
AP
condensato
vapore AP
vapore
moderatore
syngas
vapore MP
esportato
reintegro acqua
acqua caldaie
vapore
fumi
vapore LP
esportato
ammoniaca
RETE
ELETTRICA
ENERGIA ELETTRICA
consumi
interni
energia
esportata
F
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Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
1.2 Descrizione di processo
Il processo di gassificazione con ciclo combinato generalmente denominato IGCC
(Integrated Gasification Combined Cycle ), consta delle seguenti fasi principali:
• trattamento del Tar in una unità di gassificazione per ossidazione parziale con
ossigeno che dà origine ad un un gas costituito essenzialmente da H
2
e CO con
impurezze rappresentate principalmente da H
2
S, COS e CO
2
;
• purificazione del gas in una unità ausiliaria di lavaggio selettivo, con l’ottenimento di
un gas depurato caratterizzato dalla totale assenza di zolfo e da totale assenza di
particolato;
• recupero pressoché totale (> 99.5%) dello zolfo rimosso in una unità ausiliaria Claus
di conversione dell’ H
2
S;
• impiego del gas depurato come combustibile (fuel) in una unità di generazione
elettrica a ciclo combinato (turbina a gas/turbina a vapore a condensazione).
Si riportano ora in dettaglio le funzioni e le caratteristiche delle singole unità.
1.2.1 Pretrattamento della carica
In un impianto IGCC che, come nel nostro caso, opera all’interno di una raffineria, lo
stoccaggio si limita al semplice accumulo giornaliero. L’alimentazione viene
preriscaldata mediante vapore per agevolarne la pompabilità e viene portata alla
pressione necessaria per la successiva fase di gassificazione (circa 50 bar).
1.2.2 Gassificazione
In questa sezione avviene la produzione di gas di sintesi per ossidazione parziale del
combustibile. Nell’impianto considerato si utilizza come agente ossidante l’ossigeno,
malgrado esista la possibilità di alimentare aria oppure aria arricchita. La scelta
dell’ossidante è dettata da motivi economici: da un lato, un impianto di frazionamento
dell’aria risulta essere un componente estremamente costoso e di difficile gestione,
dall’altro i minori volumi in gioco, con conseguente diminuzione delle dimensioni delle
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
apparecchiature e dell’energia necessaria per comprimere l’ossidante depongono a
favore della soluzione con ossigeno.
I reagenti, vapore, ossigeno e idrocarburo, sono alimentati nella camera di reazione
attraverso i bruciatori di processo; l’ossigeno alimentato è inferiore a quello necessario
alla completa combustione della carica. Il vapore è premiscelato con l’idrocarburo e
successivamente introdotto nella camera di combustione dove attenua la temperatura e
reagisce parzialmente.
La reazione di gassificazione è non catalitica ed esotermica: la temperatura raggiunta in
uscita dal gassificatore è compresa fra 1200 e 1400 °C. Poiché i bruciatori di processo
funzionano ad elevata temperatura, la lancia del bruciatore è avvolta da un serpentino
alimentato con acqua di raffreddamento per mantenere bassa la temperatura dei
materiali.
I principali prodotti di reazione sono CO, H
2
, CO
2
e vapor d’acqua. Lo zolfo contenuto
nella carica è convertito in H
2
S e in tracce di COS. Il metano è il solo idrocarburo che
resiste all’interno del reattore. L’azoto e l’argon passano attraverso il reattore senza
reagire, anche se una piccola quantità di azoto presente nell’alimentazione si converte in
tracce di ammoniaca e acido cianidrico.
I gas all’uscita del gassificatore passano attraverso la camera di quench. Un tubo
immerso invia questi gas sotto la superficie dell’acqua che opera un raffreddamento fino
alla temperatura di circa 210 °C. La corrente d’acqua contenente nerofumo (carbone e
cenere non reagiti) è rimossa dalla camera di raffreddamento e inviata ad una sezione di
estrazione del nerofumo.
1.2.3 Lavaggio del gas
Il syngas in uscita dal quench viene inviato allo scrubber posto a valle del gassificatore,
il quale svolge un lavaggio del gas con acqua per eliminare il carbone e le ceneri
trascinate dalla corrente gassosa uscente dal quench. L’acqua accumulata sul fondo dello
scrubber viene inviata al circuito di quench del gassificatore.
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
1.2.4 Estrazione nerofumo
L’unità di estrazione nerofumo è progettata per la rimozione del carbone non reagito e
per il recupero dell’acqua contenente nerofumo proveniente dall’unità di gassificazione.
Mediante diversi trattamenti quali estrazioni liquido - liquido con nafta si separa il
flusso entrante in:
– char non convertito da ricircolare al gassificatore miscelandolo con l’alimentazione;
– ‘acqua grigia’ contenente le scorie e i metalli pesanti da inviare al trattamento acque
di scarico.
1.2.5 Trattamento acque di scarico
L’unità in questione realizza il pretrattamento dell’acqua grigia prima di essere inviata al
trattamento chimico. Questo processo separa dall’acqua di scarico solfati, ferro, cianuri,
nickel e vanadio ottenuti dalla precipitazione per mezzo di alcalinizzazione e
flocculazione; i sali ottenuti sono rimossi sotto forma di fanghi compatti.
Il successivo trattamento chimico prevede la miscelazione dell’acqua grigia proveniente
dal gassificatore con solfato ferroso (FeSO
4
), soda (NaOH) e una soluzione polimerica
per provocare la precipitazione dei solfati e dei cianati e per produrre Fe(OH)
2
flocculare. I precipitati e i fiocchi decantati vengono successivamente inviati alla linea
fanghi per la filtrazione.
1.2.6 Raffreddamento del gas a bassa temperatura e idrolisi del COS
L’unità di raffreddamento del gas a bassa temperatura e idrolisi del COS è progettato per
raffreddare il syngas proveniente dall’unità di gassificazione e per eseguire l’idrolisi del
COS per mezzo di reattori a letti catalitici fissi (letti di guardia e reattori di idrolisi del
COS), nei quali il solfuro di carbonile è convertito in acido solfidrico e anidride
carbonica.
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
1.2.7 Saturazione del syngas
L’unità di saturazione del syngas è studiata per umidificare e surriscaldare il gas di
sintesi al fine di ridurre le emissioni di NO
x
al camino dell’unità di ciclo combinato.
1.2.8 Rimozione zolfo
Il processo di rimozione è effettuato mediante assorbimento fisico di H
2
S, COS, parte
della CO
2
e piccole quantità di altri componenti provenienti dai gas di alimentazione
IGCC in un impianto tipo Selexol, ottenendo:
– un gas pulito che sarà inviato alla sezione rimozione e recupero idrogeno e/o gas da
alimentare alle turbine;
– un gas di scarto altamente arricchito in H
2
S che procede verso la sezione rimozione e
recupero zolfo.
Il livello normale di residuo di zolfo nel gas lavato è inferiore a 40 ppm vol. (base
secca).
1.2.9 Recupero zolfo e trattamento gas di coda
Il recupero dello zolfo viene effettuato sulle correnti principali di gas acido provenienti
dalla sezione di rimozione dello zolfo unitamente ad altre piccole correnti di flash gas e
gas di coda provenienti da altre sezioni. In questa unità lo zolfo è recuperato secondo il
noto processo Claus, che avviene in appositi combustori (reattori Claus) nei quali circa
il 50% di H
2
S viene trasformato in vapori di zolfo. Direttamente connessi alle camere di
combustione Claus sono i raffreddatori di processo, che sottoraffreddano i gas
abbattendo la maggior parte dei vapori di zolfo. Dopo di che, il gas di processo
attraversa il separatore zolfo e viene quindi inviato come gas di coda Claus al
trattamento gas di coda.
L’unità per il trattamento dei gas di coda è costituita da uno stadio di idrogenazione nel
quale viene riconvertito lo zolfo residuo, gli ossidi di zolfo e COS in H
2
S. Il gas di coda
viene quindi riciclato all’unità rimozione zolfo al fine di eliminare le emissioni in
atmosfera di componenti contenenti zolfo.
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
1.2.10 Rimozione e recupero idrogeno
Lo scopo del sistema è quello di produrre idrogeno puro (più del 99% vol.) per
esportarlo alla raffineria.
Il syngas pulito proveniente dall’unità rimozione zolfo viene inviato alla unità di
rimozione idrogeno dove l’idrogeno contenuto, previo preriscaldamento, è purificato
parzialmente dagli altri componenti: questo processo avviene attraverso un sistema di
membrane selettive. Normalmente, circa il 90% del syngas pulito viene alimentato alle
membrane mentre il restante 10% fluisce direttamente alla saturazione del gas di sintesi.
Il processo a membrane è di tipo continuo e produce idrogeno a pressione e purezza
costanti.
La separazione della miscela di gas attraverso le membrane è basata sul grado di
permeabilità attraverso le membrane polimeriche dei diversi componenti il gas. Il gas
più permeabile (es. H
2
) è arricchito nel lato permeato della membrana mentre il gas
meno permeabile è arricchito nel lato di alimentazione della membrana. Il gas permeato
viene successivamente compresso prima di essere trattato nell’unità di purificazione di
idrogeno. Quest’ultima lavora sul principio che l’adsorbente trattiene le impurità ad alta
pressione per poi rilasciarle a bassa pressione. Alla pressione più alta in alimentazione,
l’adsorbente cattura le impurezze, di conseguenza una corrente di idrogeno con purezza
elevata lascia l’adsorbente. In seguito, l’adsorbente è rigenerato portando l’adsorbitore
alla pressione più bassa presente nel circuito.
L’ H
2
prodotto viene ora compresso prima di essere esportato alle condizioni desiderate.
I gas di scarto (contenenti H
2
non convertito e impurezze) vengono ricompressi nel
compressore dei gas di scarto e quindi rinviati all’unità di saturazione syngas insieme ai
gas non permeati.
1.2.11 Ciclo combinato
Il ciclo combinato è costituito essenzialmente da una unità ad asse unico in ciclo
combinato composta da:
• un turbogeneratore costituto da una turbina a gas, un generatore elettrico e una
turbina a vapore a condensazione;
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
• un generatore di vapore a due livelli di pressione con recupero di calore;
• un condensatore di vapore ad acqua.
L’energia elettrica è prodotta dai generatori elettrici che hanno come motrici una turbina
a gas ad una estremità dell’albero ed una turbina a vapore all’altra estremità.
Tale unità produce sia elettricità sia vapore; quest’ultimo viene mandato ai due
utilizzatori principali:
• alle unità di processo per la gassificazione dell’alimentazione;
• alla raffineria a due livelli di pressione: uno di media (10 - 20 bar) e uno di bassa
(4 - 8 bar).
L’esportazione di vapore alle unità di processo dipende sia dalla produzione elettrica
dall’unità di ciclo combinato, sia dalle esigenze del gassificatore (composizione
dell’alimentazione), mentre la quantità di vapore esportato alla raffineria varia a seconda
delle richieste di quest’ultima.
Per quel che riguarda il problema delle emissioni legate ai gas uscenti dal generatore di
vapore, esse rientrano nei limiti di legge in quanto:
• le emissioni di NO
x
dalla turbina a gas sono ridotte per mezzo della saturazione del
gas di sintesi;
• le emissioni di SO
x
sono minime dal momento che il contenuto di zolfo nel fuel viene
ridotto nell’unità di processo dedicata.
1.3 Scopi e sviluppo del lavoro
Una delle problematiche fondamentali per un processo complesso come quello di un
impianto IGCC è il progetto di un sistema di controllo che, tenendo conto della forte
integrazione tra le diverse unità, sia in grado di assicurarne il corretto funzionamento, a
fronte delle variazioni che possono intervenire su alcune variabili di processo:
nondimeno, nello sviluppo delle strategie di controllo è necessario considerare gli scopi
cui è preposto un impianto di questo tipo. In primo luogo occorre scegliere un sistema di
controllo che sia in grado di coordinare l’azione dei controllori convenzionali posti sulle
principali linee dell’impianto (linea di alimentazione del char al gassificatore, di
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
ammissione del vapore a media pressione alla turbina, di connessione alla rete elettrica),
in modo tale da renderli operativi a seconda della filosofia di controllo che si intende
attuare istante per istante. In secondo luogo, occorre focalizzare l'attenzione sulle
funzioni di un impianto di gassificazione con ciclo combinato, mediante il quale ci si
propone di soddisfare la richiesta della rete elettrica insieme alla domanda di idrogeno e
di vapore da parte della raffineria. In pratica, la strada che è stata seguita per la sintesi
del sistema di controllo ha portato alle seguenti decisioni:
• progetto di un master control, vale a dire di un controllo di tipo gerarchico all'interno
del quale esso riveste il ruolo di coordinatore dei controllori convenzionali che
agiscono nell’impianto. Il master control, come è illustrato nello schema di Fig. 1.2,
riceve come dati in input il valore di alcune grandezze fondamentali (quali ad
esempio il numero di giri dell’albero delle turbine, la temperatura di combustione in
turbina a gas, il carico richiesto dalla rete elettrica) ed agisce di conseguenza sui
controllori del processo;
• attuazione di due strategie di controllo alternative, che si propongono di soddisfare
(come verrà chiarito nel capitolo 4) la richiesta di potenza della rete o la domanda di
vapore della raffineria.
Lo step successivo ha comportato la decisione relativa all'implementazione
dell'algoritmo di controllo. L’idea che è stata seguita è quella di utilizzare il modello
dinamico al fine di realizzare un controllo di tipo predittivo mediante il quale attribuire
alle variabili manipolate quei valori in grado di mantenere le variabili controllate alle
condizioni di setpoint desiderate. Sulla base di tali considerazioni si è sviluppato un
modello semplificato dell’impianto illustrato in Fig. 1.1, comprendente tuttavia le unità
principali per lo sviluppo dello schema di controllo (Fig. 1.2). In particolare, le
apparecchiature che sono state studiate in modo approfondito sono il gassificatore e
l’unità di ciclo combinato. Benché il reattore possa essere considerato istantaneamente a
regime (come verrà chiarito nel capitolo 2), il modello di quest’ultimo è fondamentale ai
fini del controllo per il fatto che la quantificazione dell’alimentazione influenza la
successiva produzione elettrica: di conseguenza, si è reso necessario il riaggiornamento
degli output del gassificatore all’interno della procedura dinamica. Al contrario, l’unità
di ciclo combinato possiede una dinamica significativa per il fatto che sia il generatore
Capitolo 1 - Impianti di gassificazione con ciclo combinato
di vapore sia le turbine sono sistemi dotati di inerzia, il che significa che i tempi di
risposta di questi ultimi ai disturbi provenienti dall'esterno non risultano immediati:
questo ha reso indispensabile la sintesi di un modello dettagliato, al fine di mantenere il
funzionamento delle suddette apparecchiature entro precisi range stabiliti da esigenze
costruttive (come, ad esempio, la velocità di rotazione dell’albero o la temperatura di
combustione in turbina a gas) e per soddisfare allo stesso tempo le richieste esterne
all'impianto attraverso la progettazione di controllori aventi costanti scelte sulla base dei
tempi di risposta del sistema. In quanto alle unità ausiliarie (desolforatore, separatore di
idrogeno, saturatore), esse hanno una dinamica trascurabile rispetto all’unità di ciclo
combinato, per cui sono state trattate come semplici black box.
Il lavoro di simulazione è stato quindi strutturato nel modo seguente:
• simulazione dell’unità di processo comprendente un modello dettagliato del
gassificatore (capitolo 2);
• simulazione dinamica dettagliata dell’unità di ciclo combinato (capitolo 3);
• progettazione di un sistema di controllo basato sull’uso del modello di simulazione
dinamica (capitolo 4).
Avendo a disposizione il modello dinamico, è stato possibile calcolare i valori delle
variabili controllate (output) note le variabili in input (vale a dire le variabili manipolate
e i disturbi); successivamente, le misure effettuate sulle variabili controllate unitamente
all’inversione del modello hanno permesso di calcolare il valore delle variabili
manipolate che mantenesse gli output al valore di setpoint. Questo algoritmo di
controllo, la cui descrizione approfondita è presente nel capitolo 4, è stato definito
controllo predittivo “diretto”: esso si differenzia dal controllo predittivo tradizionale in
quanto la minimizzazione degli scarti tra valore misurati e valori di set delle variabili
controllate non avviene mediante l’utilizzo di una funzione obiettivo, ma attraverso il
calcolo diretto dei valori ottimali delle variabili manipolate, essendo le equazioni di
vincolo incluse nel modello stesso.
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IMPIANTO
OSSIGENO
GASSIFICATORE
QUENCH
SCRUBBER
DEUMIDIFICAZIONE
DESOLFORAZIONE
RIMOZIONE
IDROGENO
R A F F I N E R I A
RETE
ELETTRICA
SATURATORE
H R S G
MASTER
CONTROL
O
2
Char
Acqua
Acque
grigie
acqua e
solforati
H
2
Vapore HP
Vapore MP
Acqua
Vapore HP
Fumi
Aria
Al
camino
Acqua
F
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Capitolo 1 - Le unità ausiliarie
Dal momento che l’ipotesi fatta è quella di trascurare l’influenza dinamica delle unità
ausiliarie, il modello di queste ultime serve unicamente per determinare le condizioni
del gas di sintesi all’ingresso della turbina a gas; si riporta qui di seguito la trattazione
matematica delle apparecchiature attraverso le quali il syngas uscente dal quench giunge
all’unità di ciclo combinato.
1.4 Le unità ausiliarie: caratteristiche generali
Il syngas uscente dall’unità di quench è libero da particelle solide ma ancora ricco di
composti solforati e dotato di un buon contenuto termico data la sua temperatura e
pressione.
Inizialmente il gas viene fatto passare in un reattore catalitico che trasforma il solfuro di
carbonile in acido solfidrico secondo lo schema:
COS H O H S CO+→+
222
Il gas di sintesi, ora privo di COS, viene inviato all’unità di desolforazione, la quale
provvede a condensare il vapore contenuto nella corrente gassosa, producendo vapore a
bassa pressione, e ad abbattere il contenuto di H
2
S con un processo ad assorbimento
(Selexol). Il composto solforato viene successivamente recuperato sotto forma di zolfo
per mezzo dell’unità di recupero Claus.
La corrente di gas viene poi inviata in un sistema di membrane permeoselettive dalle
quali si riesce a separare parte dell’idrogeno contenuto nel gas di sintesi. L’idrogeno
ottenuto ha una purezza elevatissima, viene compresso ed esportato per usi di raffineria.
Per moderare il contenuto termico a valle del combustore della turbina a gas e per
ridurre al minimo il contenuto di NO
x
la corrente gassosa viene saturata con vapore
d’acqua tramite una colonna a piatti, per cui il gas in uscita si trova all’incirca alle
condizioni di saturazione.
Capitolo 1 - Le unità ausiliarie
gas
proveniente
dal quench
fuel gas
alla turbina
a gas
Vapore di
saturazione
Zolfo
Idrogeno
alla raffineria
Acqua
Vapore LP
Idrolisi
del COS
Desolforazione e
recupero termico
selexol
Sepearazione
idrogeno
membrane
Saturazione
syngas
compressione
idrogeno
Trattamento
zolfo
Claus
Fig. 1.3 - Modello delle unità ausiliarie.
1.5 Modello matematico delle unità ausiliarie
1.5.1 L’unità di desolforazione
Nel modello matematico l’unità di desolforazione è trattata semplicemente come black
box all’uscita della quale il gas non contiene più vapore d’acqua e acido solfidrico.
Dal modello della camera di quench si ottiene una corrente di cui si conosce:
• temperatura e pressione;
• portate di ogni componente (O
2
, CO, H
2
, H
2
O, CO
2
, CH
4
, H
2
S, N
2
).
Ai fini della trattazione qui affrontata, intesa a valutare il progetto di un master control,
il modello delle apparecchiature ausiliarie non è stato sviluppato in modo dettagliato. Di
conseguenza, nel modello dell’unità di desolforazione si non fa altro che annullare i
valori delle portate di vapore d’acqua e di acido solfidrico, imponendo al gas in uscita
una temperatura e una pressione assegnati, in accordo con i valori tipici di un processo
Selexol; le ipotesi considerate sono dunque le seguenti:
• l’unità di desolforazione lavora a temperatura assegnata;
• il gas subisce un salto di pressione assegnato;
• l’H
2
S presente nel syngas è abbattuto completamente (resa 100%);
• il vapore d’acqua condensa totalmente;
• non vi sono trascinamenti di vapore;
Capitolo 1 - Le unità ausiliarie
• si considera trascurabile la solubilità dei componenti gassosi nel solvente che circola
nell’impianto;
• non si considera il bilancio entalpico del processo in quanto non interessa
direttamente la produzione di vapore a bassa pressione che si ottiene.
Come è già stato sottolineato, queste ipotesi non pregiudicano la bontà del modello
globale finalizzato al controllo di impianto; inoltre, date le grandi portate in gioco, i
valori delle portate molari che si ottengono sono molto vicini a quelli di un impianto
reale ad alta potenzialità.
fO
2
fCO
fH
2
O
fH
2
fCO
2
fCH
4
fH
2
S
fN
2
Desolforazione
e
recupero
termico
fH
2
O
fH
2
S
fO
2
fCO
fH
2
fCO
2
fCH
4
fN
2
Fig 1.4 - Modello dell’unità di desolforazione.
1.5.2 L’unità di separazione di idrogeno
Anche questa unità è considerata, dal punto di vista del modello, una black box nella
quale la corrente di gas entrante è privata di una parte di idrogeno. Le ipotesi considerate
sono:
• il syngas subisce un salto di pressione costante;
• la temperatura dei gas in uscita è assegnata;
• la portata molare di idrogeno uscente è assegnata;
• non si considera il bilancio entalpico;
• si trascura la compressione dell’idrogeno.
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