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
Source: BP Statistical Review of World Energy June 2010
Natural gas consumption by region
Source: BP Statistical Review of World Energy June 2010
• 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
Source: BP Statistical Review of World Energy June 2010
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
Advances in Industrial Applications
• Space heating/cooling
• Process heating– Heat recovery
– Low NOx combustion
– Furnace construction
• Drying
• Power generation
Advances in Industrial Applications
• 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
Tipologie di camere di combustione
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
La camera di combustione
•Esempio di macchina con combustore a singola canna
Tipologie di camere di combustione
GE NUOVO PIGNONEGE10
30
La camera di combustione
•Esempio di macchina con combustore a singola canna
Tipologie di camere di combustione
GE NUOVO PIGNONEGE10
INVOLUCRO
(CASING)
TUBO FIAMMA
(LINER)
BRUCIATORE
(BURNER)
31
La camera di combustione
• Multicannulare
Tipologie di camere di combustione
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
La camera di combustione
• Esempio di macchina con combustore multicannulare
Tipologie di camere di combustione
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
Problematiche di combustione in turbogas
35
• Andamento delle emissioni con il carico nei combustori diffusivi
Problematiche di combustione in turbogas
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
Problematiche di combustione in turbogas
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.
Problematiche di combustione in turbogas
38
Tecniche di riduzione delle emissioni
• 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.
Problematiche di combustione in turbogas
39
Tecniche di riduzione delle emissioni
• Emissioni ottenibili in funzione della tecnica di riduzione applicata
40
Tecniche di riduzione delle emissioni
• 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