corso di laurea magistrale in ingegneria chimica/ ingegneria … · 2014. 10. 16. · anno...

Formazione e Controllo di Inquinanti nella Combustione

Impianti di trattamento effluenti

Gas combustionIndustrial applications

Prof. L.TognottiDipartimento di Ingegneria Civile e Industriale

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Chimica/ Ingegneria Energetica

Anno Accademico 2014-2015

Outline

• Gas Industry Background• Some fundamentals

– Properties– Storage & distribution– Combustion characteristics

• Advances in industrial uses– Process– Industrial space heating– Other (Transport, Power, Cooling)

– Light commercial to heavy industrial– Natural gas– Waste gases (burning low CV gases)

Proven natural gas reserves at end 2009

41%

34% (Russia 24%)

8%8%

5%

4%

Source: BP Statistical Review of World Energy June 2010

Natural gas reserves-to-production (R/P) ratios


Natural gas consumption by region


• Steady growth in world NG consumption• Global transportation required to get gas to market

Top 10 suppliers 2007

Top 10 consumers 2007

Major gas trade movements


Energy use in EU27

4,6

41,9

23,3

21,1

3,7

5,5

Solid

Oil

Gas

Electicity

Derived heat &Industrial waste

Renewables

Final energy consumption by type

29,4

3,322,6

1,2

27,8

15,6 Coal

Oil

Gas

Other

Nuclear

Renewables

Electricity generation by type

‘The dash for gas’

Severn Power, South Wales, opened 2010, 824MWe

Source: http://ec.europa.eu/energy/publications/statistics/statistics_en.htm

Fossil Fuel Energy –Drill-bit to Burner tip

ProductionOnshore/Offshore Associated and non-Associated gas Gas

Coal bed methaneShale gas

Biogas

Distribution & StoragePipeline (at up to 85bar)Shipping (LNG at -162oC)

UtilisationTransportIndustryPower

Buildings

-Tutte le proprietà estensive, quali ad es. aria teorica, potere calorifico, densita‘ etc ..., si calcolano come media pesata

Gas Combustibili

I gas combustibili utilizzati nell’industria e/o per uso domestico e civile sono miscele di gas

gas naturale

gas cokeria

syngas

gas altoforno

H2 CO CH4 CO2 N2 A0 V0 CO2 max air/fuel

Nm3 Nm3 % kg/kg

0 0 96 0 4 9,14 10,14 9,47 16

60 6 27 3 4 4,14 4,81 7,5 12,45

8 25 7 17 43 1,45 2,29 21,4 1,51

2 25 0 20 53 0,64 1,51 29,8 0,6

TIPICHE COMPOSIZIONI (VOLUMETRICA o MOLARE)

Volumetric Analysis

(typical UK North Sea Natural Gas)

Constituent Mole %

N2 1.46

CO2 0.05

CH4 94.4

C2H6 3.22

C3H8 0.6

C4H10 0.2

C5H12 0.07

Property Value

Gross Calorific Value MJ/m3 38.69

Net Calorific Value MJ/m3 34.84

Air/fuel volume ratio 9.76

Combustion product/fuel volume ratio 10.785

Adiabatic flame temp. K 2220

[CO2] % 9.63 (=11.85%dry)

[H2O]% 18.75

Stoichiometric combustion properties

of typical Natural Gas

Typical natural gas composition

Raw composition of manufactured gases

Wobbe index

For any combustion system one of the most important parameters is the heat release rate. Similar volumetric gas flow rates will give wildly different heat release rates for different gases. Furthermore, since most systems supply the gas through a fixed nozzle the flow rate will vary with the density.

This problem has been overcome by the use of a parameter known as the Wobbenumber or Wobbe index.

The Wobbe number is not non-dimensional but depends on theunits that are used for the calorific value.

Gases of similar Wobbe number will produce the same heat release in a furnace when supplied through the same nozzle with similar supply pressure

Flammability limits for gases at room temperature

• The limits of mixtures of gases can be calculated using Le Chatelier’s rule. This is based on the empirical observation that the limit of the mixture is proportional to the composition of the individual gases in the mixture and their individual flammable limits, thus for the lower flammable limit

• Lmix = 100/( P1/ L1+ P 2/ L2 + P 3/L3 + Pn/Ln ) where P 1 , P 2 , P 3 … P n are the percentages of gases 1, 2, 3, etc., and L 1 , L 2 , L 3 are their lower flammable limits.

Advantages of Natural Gas for Industrial Use

• Low cost (~ ¼ cost of electricity)

• Clean– Low/zero emissions of sulphur– Lower emissions of NOx– Low specific CO2 emissions

• Global warming potential (Coal 1; Oil 0.75; Gas 0.6; Electricity 0 to ~4.0)– Zero emissions of soot – ‘black carbon’

• Safe– Lighter than air (s.g. = 0.58)– Low burning velocity; Low explosion overpressures– Narrow flammability limit

• Flexibility of Use– Use in wide range of applications– watts to GW (homes to power stations)– Consistent fuel quality– Product quality– Low maintenance

• Security of supply….

Lowerlimit %

Upper limit %

Hydrogen 4.0 75.0

Carbon monoxide 12.5 74.0

Methane 5.0 15.0

Ethane 3.0 12.4

Propane 2.1 9.5

Butane 1.8 8.4

Flammability limits of common fuel gases at room temperature

Environmental impact• Specific CO2 emission factors (net basis):

Fuel type CO2

kg CO2 per kWhr

CH4

kg CO2eper kWhr

N2Okg CO2e per

kWhr

Total kg CO2e per kWhr

Natural gas 0.20515 0.00030 0.00012 0.20558

LPG 0.22999 0.00010 0.00018 0.23027

Fuel oil 0.28164 0.00023 0.00102 0.28289

Coal (industrial)

0.33325 0.00026 0.00572 0.33923

UK Grid Electricity 0.54284

Renewable energy 0

Source: 2010 Guidelines to Defra / DECC's GHG Conversion Factors for Company Reporting

Low CO2 emission per unit heat release at combustionx Methane leakage during production, distribution and storage (GWP of methane = 21 (CO2=1))x CO2 release during production

‘Natural gas is a bridge to a renewable carbon free future’

Advances in Industrial Applications

• Space heating/cooling– Condensing systems

– Radiant heating

– Direct fired warm air

– Heat pumps

– Absorption cooling

• Process heating

• Drying

• Power generation

Space heating – Condensing Boilers Sizes from 10kW to < 1MW Efficiency >90%gross

Requires low return water temperatures Large heat emitters (radiators)

Reliability/maintenance Condensate removal Combustion side pressure control Corrosion

Photo: Courtesy Ideal Boilers

CH4+2O2 = CO2+2H2O(liquid) ; DH = 37.71 MJ/m3

CH4+2O2 = CO2+2H2O(vapour) ; DH = 33.95 MJ/m3

If not condensed, combustion products contain high latent heat due to water

vapour


• Space heating/cooling

• Process heating– Heat recovery

– Low NOx combustion

– Furnace construction

• Drying

• Power generation


• Space heating/cooling

• Process heating

• Power generation– Combined cycle gas turbine (CCGT) power generation

– Trigeneration

– Microturbines

– Fuel cells

– Stirling engines

– Turbo-expanders (pressure recovery)

Combined Cycle Power Plant

Source: WS Wärmeprozesstechnik GmbH

Drivers & BarriersDrivers• High generation efficiency (50-60%)• Fast start-up (quick response to demand changes)• Low construction costs• Quick build times• Modular construction – ‘off the shelf’• Low NOx emissions• Low maintenance costs• Low CO2 emissions per kWe (~0.35 kg/kWehr cf. UK grid >0.54 kg/kWehr)Barriers• Fuel gas compressor required• Long term fuel supply security• Fuel cost

Source: WS Wärmeprozesstechnik GmbH

27

La camera di combustione di turbine a gas

Tipologie di camere di combustione

• Tipologie di camera di combustione:

• Cannulare

• Silo

• Multicannulare

• Can-annulare

• AnulareCannulare

Multi cannulare

Anulo-cannulare

Anulare

Silo

Trasversali all’asse turbina

Attornoall’asse turbina

28

La camera di combustione

• Cannulare


Applicazione tipica

• Macchine di piccola taglia

Pregi

• Semplicità e robustezza

• Facilità di sviluppo

• Agevole accessibilità

Difetti

• Pesante e voluminoso

• Perdite di pressione elevate

INVOLUCR

O(CASING)

TUBO FIAMMA

(LINER)INIETTORE

29


•Esempio di macchina con combustore a singola canna


GE NUOVO PIGNONEGE10

30


•Esempio di macchina con combustore a singola canna


GE NUOVO PIGNONEGE10

INVOLUCRO

(CASING)

TUBO FIAMMA

(LINER)

BRUCIATORE

(BURNER)

31


• Multicannulare


Applicazione tipica

• Macchine di taglia media

Caratteristiche

• Stesse caratteristiche delle macchine mono-cannulari

• Necessità di interconnetori (crossflame) tra i bruciatori

INTERCONNETTOR

E

TUBO

FIAMMA

INIETTORE

CANNE

INVOLUCR

O

32


• Esempio di macchina con combustore multicannulare


GE MS5001-5002

33

Problematiche di combustione in turbogas

Emissioni

• Composizione dei fumi di un turbogas (combustione di gas naturale)

Composizione fumi in peso

Secchi Umidi

CO2 6 % 6 %

N2 78 % 74 %

O2 15 % 14 %

Ar 1 % 1 %

H2O - 5 %

• Il combustore del turbogas lavora

tipicamente con un eccesso d’aria tale da

avere circa il 15% di O2 nei fumi

• L’eccesso di aria è necessario a controllare

la temperatura di ingresso in turbina

• I fumi contengono un 5% in peso di vapore,

che salgono a ~10% nella combustione

dell’idrogeno

34

• Principali inquinanti emessi dai turbogas

• NOx Ossidi di azoto

– Dei meccanismi di formazione (Thermal NO, Fuel NO, Prompt NO), soltanto gli

NOx termici sono rilevanti nei turbogas:

O2⇄2O O+N2 ⇄NO+N O2+N ⇄NO+O Meccanismo di Zeldovich

– NO termici sono prodotti nelle zone ad elevata temperatura.

• CO Monossido di carbonio

– Si forma nelle zone povere di ossigeno per incompleta ossidazione del

combustibile, oppure nelle zone di fiamma troppo fredde.

• UHC Idrocarburi incombusti


35

• Andamento delle emissioni con il carico nei combustori diffusivi


36

MISCELA

POVERA

MISCELA

RICCA

Miscele omogenee (S~0) e povere (<0,6) bruciano con produzione di NOx molto limitata

ricostechiomet

f

a

Q

Q

Qa = portata aria

Qf = portata combustibile

Rapporto di equivalenza

Rapporto di diluizione

S Segregation factor


37

Tecniche di riduzione delle emissioni

• Iniezione di inerti

– L’inerte (vapore, acqua, azoto) iniettato nella zona più calda della fiamma assorbe

parte del calore, riducendo la temperatura locale.

– Il rapporto Vapore/Combustibile (S/F, Steam/Fuel) raggiunge tipicamente valori di

1÷1,5. Oltre tale valore possono aversi problemi di instabilità della fiamma e

formazione di incombusti.

• Combustione a stadi ricca / povera

– La combustione a stadi ricca / povera (in inglese RQL: Rich – Quench- Lean) limita

le zone a temperatura elevata creando una prima zona di fiamma ricca (Φ>>1),

seguita da un rapido miscelamento con aria ed una seconda zona povera (Φ<<1),

dove si completa la combustione.


38


• Combustione premiscelata povera

– Aria e combustibile vengono miscelati prima di raggiungere il fronte di fiamma. La

miscela, a Φ≃0,5, brucia con temperature inferiori a quelle di formazione degli

NOx ma sufficienti a completare l’ossidazione a CO2 del carbonio.

– È la tecnologia commercialmente adottata per la quasi totalità dei turbogas

alimentati a gas naturale, denominata DLN (Dry Low NOx)

– I limiti tipici di emissioni di NOx sono tra 9 e 25 ppmvd@15%O2.

– Per applicazioni con combustibile liquido sono state sviluppate soluzioni

tecnologiche “Lean Prevaporized Premix” (LPP), in cui il combustibile liquido

viene fatto evaporare e miscelare con l’aria prima di raggiungere il fronte di

fiamma.


39


• Emissioni ottenibili in funzione della tecnica di riduzione applicata

40


• Costo dell’abbattimento in funzione della tecnologia applicata

0

1

2

3

4

0 10 20 30 40 50

SCONOX

DLN

SCR

Water-Steam

NOx [ppmvd@15%O2]

Costi valutati sull’intero ciclo di vita

Includono i costi operativi e d'investimento

Fonte: rapporto preliminare del US DOE

I combustori DLN consentono di ridurre le emissioni con i costi industriali più bassi rispetto alle tecnologie concorrenti

La quasi totalità dei combustori industriali a bassi NOxadottano tale tecnologia

Micro-turbines

New development of aero-power/turbocharger derivatives

30kWe - 200kWe output

Efficiency ~28%

Exhaust temperature ~300oC

High reliability/ low maintenance/ air bearings

Low NOx emissions

Fuel gas compressor required

Summary

• Natural gas is a globally traded commodity• Essential for energy security for many leading regional and

national economies• Highly developed technologies now available• Fuel of choice for many heavy industry processes

– Steel, Glass, Bricks, Foundries, Steam/Power

• Key properties:– Low CO2 emission; High water vapour content

• Has contributed to meeting climate change commitments under Kyoto (‘fuel switching’)

“Bridge to a renewable future”

Some Future Trends in Utilisation

• Reducing lifetime costs– Mass production of heat pumps, fuel cells and small

scale/micro CHP

• Development of distributed power market– Enabling export of surplus electricity

• Development of reformer technology (fuel cells)• Natural gas/renewable hybrid technologies• Eliminating inefficiency and waste

– Good housekeeping (‘energy management’)– Metering and targeting

Future sources of natural gas

• As the price of conventional sources of NG rise then the following unconventional sources of methane will become more economic:

– Bio-methane

– Tight gas

– Shale gas

– Coal bed methane

– Methane hydrates

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