ITFI980228A1 - Processo per la rimozione dell'idrogeno solforato da gas noncondensabili di un impianto geotermico - Google Patents

Description

Descrizione dell'Invenzione Industriale dal titolo:

"PROCESSO PER LA RIMOZIONE DELL'IDROGENO SOLFORATO DA

GAS NON CONDENSABILI DI UN IMPIANTO GEOTERMICO"

La presente invenzione riguarda il settore della produzione di energia da fonti geotermiche e più in particolare si riferisce ad un processo per la rimozione di sostanze inquinanti contenute nei gas incondensabili presenti nel vapore geotermico prima del loro rilascio in atmosfera, con particolare riguardo all'idrogeno solforato e, laddove presente, al mercurio.

Le centrali geotermiche del tipo correntemente utilizzato in Italia e in molti altri paesi rilasciano in atmosfera i gas incondensabili associati al vapore geotermico che le alimenta. Tali centrali utilizzano un ciclo a vapore diretto a condensazione in cui il fluido geotermico contenente gli incondensabili viene espanso in una turbina associata ad un generatore di energia elettrica ed inviato ad un condensatore a contatto diretto, dal quale il vapore condensato unitamente all'acqua di condensazione vengono inviati ad una torre di raffreddamento, mentre gli incondensabili vengono scaricati nell'atmosfera mediante un dispositivo estrattore dei gas quale un compressore centrifugo, una pompa ad anello liquido, un eiettore e simili.

Se da un lato il componente di gran lunga prevalente nei gas incondensabili del fluido geotermico è l'anidride carbonica, dall'altro quello di maggior interesse dal punto di vista ambientale è l'idrogeno solforato (H2S) soprattutto per l'elevata sensibilità olfattiva che l'uomo manifesta nei suoi confronti. Inoltre, i limiti alle emissioni di H2S nell'atmosfera sono regolati per legge in alcuni paesi.

Poiché l'H2S è solubile in acqua, nelle centrali provviste di condensatore a contatto diretto, o a miscela, questo composto si ripartisce fra le due correnti in uscita dal condensatore e cioè quella dei gas incondensabili, estratti dal condensatore per mezzo del suddetto dispositivo di estrazione, e la corrente acquosa, comprensiva anche del vapore condensato, che viene inviata alla torre di raffreddamento. L'H2S contenuto nella corrente aeriforme estratta dal condensatore viene direttamente rilasciata in atmosfera insieme agli altri gas incondensabili, a parte piccole aliquote che vengono trasferite nella fase liquida nei refrigeratori interstadio del sistema di estrazione; l'H2S contenuto nell'acqua proveniente dal condensatore e dai refrigeratori interstadio viene invece in gran parte strippato dall'aria nella torre di raffreddamento e da questa rilasciato in atmosfera.

La ripartizione dell'H2S tra queste due correnti è funzione sia dei parametri di funzionamento dell'impianto, quali il rapporto acqua/gas o la pressione e la temperatura nel condensatore, sia della composizione chimica del fluido geotermico, ad esempio il contenuto di gas incondensabili del fluido geotermico, la frazione di H2S negli incondensabili, il contenuto di acido borico (H3B03) e di ammoniaca (NH3) nel vapore. Tale ripartizione, che in genere non si discosta molto da un rapporto 50/50, fa si che il rilascio nell'ambiente dell'H2S avvenga da parte di due correnti, una gassosa e una liquida, che lo contengono entrambe.

Pertanto, la condizione necessaria perché un processo di abbattimento dell'H2S sia efficace è che esso sia in grado di trattare entrambe le correnti o, in alternativa, che la ripartizione dell'H2S divenga tale da consentire una sostanziale riduzione delle emissioni mediante il trattamento di una sola corrente. Quest'ultima circostanza si verifica di norma nelle centrali geotermiche dotate di condensatori a superficie, in cui, data la ridotta quantità di fase liquida a contatto con gli incondensabili, generalmente meno del 10% dell'H2S si discioglie in essa, mentre il restante 90% e oltre rimane nei gas estratti. L'impiego di condensatori a superficie è peraltro oneroso, sia in termini di maggior costo rispetto ai condensatori a contatto diretto, sia per la minore efficienza di scambio termico, ed inoltre i condensatori a superficie presentano maggiori problematiche di esercizio, ad esempio sporcamento delle superfici di scambio. Questi inconvenienti divengono tanto più rilevanti quanto maggiore è il contenuto di gas incondensabili del fluido geotermico, fino a renderne proibitiva l'applicazione per valori superiori a qualche percento in peso.

Sono stati sviluppati e commercialmente adottati vari processi di abbattimento dell'H2S contenuto nei gas incondensabili emessi dagli impianti geotermici, secondo i quali l'H2S viene ossidato a zolfo elementare e, in taluni casi, ad anidride solforosa (S02) . Per una rassegna di tali processi si vedano:

Nei processi in cui l'H2S viene ossidato a S02 è necessario prevedere uno stadio successivo di abbattimento della S02 prodotta, al fine di evitare il rilascio di questo composto in atmosfera. Tale abbattimento viene di norma ottenuto per assorbimento nell'acqua di circolazione della centrale, addizionando ad essa un agente alcalinizzante, ad esempio l'idrossido di sodio (NaOH) o NH3 per mantenere pressoché invariato il pH.

In un processo di abbattimento dell'H2S specìficamente messo a punto per centrali con condensatore a contatto diretto, descritto nei brevetti statunitensi n. 4414817, 4451442 e 4468929, l'H2S disciolto in fase liquida è ossidato a zolfo elementare da un chelato di ferro rigenerabile addizionato all'acqua del circuito di raffreddamento e la S02 prodotta per ossidazione termica (incenerimento) dell'H2S contenuto nei gas incondensabili è utilizzata, una volta assorbita, per portare in soluzione lo zolfo sotto forma di tiosolfito, grazie alla reazione fra lo ione bisolfito, derivante dalla dissociazione dell'acido solforoso, e lo zolfo. I principali inconvenienti sono dati dalla difficoltà di applicazione dell'ossidazione termica a gas incondensabili costituiti quasi esclusivamente da C02, quindi con bassissimo potere calorifico, dal consumo di agente alcalinizzante richiesto per controllare il pH dell'acqua di raffreddamento e dal consumo di chelato di ferro che va perso prevalentemente nello scarico ("blowdown") della torre di raffreddamento costituito dalla condensa in eccesso inviata alla reiniezione.

Lo scopo generale della presente invenzione è di fornire un processo in grado di permettere la rimozione di prodotti inquinanti, in special modo l'acido solfidrico, dai gas incondensabili provenienti da un impianto geotermico .

Uno scopo particolare della presente invenzione è dì fornire un processo del tipo summenzionato in cui l'abbattimento dell'inquinante avvenga senza il ricorso ad additivi chimici o comunque con un consumo molto limitato di essi inferiore a quanto possibile con i processi noti.

Un ulteriore scopo della presente invenzione è di fornire un processo del tipo summenzionato che sia anche compatibile con un processo di abbattimento del mercurio, qualora presente in quantitativi significativi nei gas ìncondensabili.

Questi scopi vengono raggiunti con il processo per la rimozione di sostanze inquinanti da gas non condensabili di un impianto geotermico, e specificamente per la rimozione dell'H2S, le cui caratteristiche innovative sono specificate nella rivendicazione 1.

La caratteristica essenziale del processo secondo l'invenzione consiste nel mantenere il pH dell'acqua di contatto inviata al condensatore ad un valore compreso tra 5.5 e 6.5, in modo da spostare la ripartizione dell'HzS verso la fase gassosa uscente dal condensatore, utilizzando come agente acidificante la S02 prodotta nella conversione dell'H2S e più precisamente utilizzando la corrente acquosa in cui la S02 è stata assorbita per controllare il pH dell'acqua di contatto alimentata al condensatore al valore suddetto.

Valori di pH nel campo 5,5 ÷ 6,5 sono scelti in modo da ottenere un compromesso ottimale fra lo spostamento della partizione dell'H2S e l'efficienza di assorbimento della S02. Tali valori di pH assicurano inoltre la compatibilità con i materiali normalmente utilizzati nel circuito di raffreddamento della centrale e nel sistema di reiniezione.

Lo spostamento della ripartizione dell'H2S nel condensatore verso i gas incondensabili dovuto alla riduzione del pH dell'acqua circolante in cui è stata assorbita l'anidride solforosa, presenta un duplice vantaggio. Da un lato, lo spostamento della ripartizione dell'H2S verso i gas incondensabili consente di ottenere un sostanziale abbattimento delì'H2S con il solo trattamento dei gas, eliminando così la necessità di addizionare i chelati di ferro o prodotti analoghi all'acqua del circuito di raffreddamento e semplificando notevolmente la chimica del processo di abbattimento. Dall'altro, in funzione delle caratteristiche chimiche del fluido geotermico, è possibile ottenere già un consistente abbattimento della S02 prodotta senza aggiunta di alcali. Un abbattimento della S02 più spinto, fino a valori prossimi al 100%, può comunque essere ottenuto, sempre mantenendo un relativamente basso valore del pH dell'acqua e quindi lo spostamento della ripartizione dell'H2S, con l'aggiunta di una base, preferibilmente NH3 , all'acqua utilizzata per l'assorbimento della S02, consente di minimizzare il quantitativo di agente alcalinizzante da aggiungere per una data efficienza di abbattimento, in quanto si utilizza completamente l'NH3 presente nel fluido geotermico.

Il processo secondo l'invenzione è idoneo ad essere applicato per quelle centrali geotermoelettriche che adottano un condensatore a contatto diretto. Nel caso la centrale venga alimentata con fluidi geotermici con elevato contenuto di gas incondensabili e/o i gas incondensabili presentino un basso potere calorifico {basso tenore di metano e idrogeno), il tipo di processo ossidativo preferito per l'H2S è quello catalitico, ma, anche quando le caratteristiche dei gas incondensabili consentano l'applicazione del processo di ossidazione termico dell'H2S, i suddetti vantaggi possono essere ugualmente conseguiti. E' da rilevare inoltre che le caratteristiche di flessibilità e praticità del processo secondo l'invenzione sono tali da renderne possibile e conveniente l'applicazione anche in .situazioni relativamente diverse da quelle per le quali esso è in modo particolare indicato.

Ulteriori caratteristiche e vantaggi del processo per la rimozione di prodotti inquinanti da gas non condensabili di un impianto geotermico secondo la presente invenzione risulteranno più chiaramente dalla descrizione che segue di una sua forma realizzativa, fatta a titolo esemplificativo e non limitativo, con riferimento ai disegni annessi in cui:

la figura 1 è una vista schematica del processo secondo l'invenzione.

Nella suddetta figura il blocco indicato con 1 rappresenta schematicamente una centrale geotermica del tipo a vapore diretto, a condensazione, con condensatore a contatto diretto, interfacciata con una unità di abbattimento dell'H2S, blocco 2, e con un'unità opzionale di abbattimento del mercurio, blocco 3. Il vapore proveniente dai pozzi è alimentato attraverso il condotto 4 ad una turbina 5 associata ad un generatore di energia elettrica 6. Il vapore esausto e gli incondensabili presenti vengono alimentati tramite il condotto 7 ad un condensatore a contatto diretto 8. La condensa viene inviata alle torri di raffreddamento 9 attraverso la linea 10, mentre gli incondensabili vengono estratti dal duomo del condensatore attraverso la linea 11 per mezzo di un compressore centrifugo 12 a stadi con refrigeratore intermedio a contatto diretto 13.

Il gas uscente dal compressore 12 viene inviato, attraverso la linea 14, ad un reattore 15 per l'ossidazione catalitica selettiva dell'H2S a S02. Il reattore contiene un letto di catalizzatore, sotto forma di "pellets", sostenuti da una rete di supporto; il flusso del gas è preferibilmente dall'alto verso il basso. In funzione della composizione del gas proveniente dal condensatore 8 l'alimentazione al reattore 15 viene addizionata con aria, tramite il condotto 16, per portare la concentrazione di H2S entro l'intervallo desiderato. La miscela aria-gas così ottenuta viene portata nell'intervallo di temperatura richiesto per l'innesco della reazione di ossidazione catalitica mediante un sistema di riscaldamento costituito, nell'esempio illustrato, da uno scambiatore di calore rigenerativo 17 con i gas uscenti dal reattore.

I gas in uscita dallo scambiatore di-calore 17 sono inviati ad un refrigeratore a contatto 18 in serie ad un assorbitore a colonna 19, utilizzanti l'acqua del circuito di raffreddamento della centrale prelevata dalla vasca fredda della torre 9 e alimentata attraverso la linea 20. Nel refrigeratore 18, mediante il contatto con uno spray e il film liquido in parete, i gas subiscono un raffreddamento fino a circa la temperatura di saturazione adiabatica e parte della S02 viene solubilizzata. L'assorbimento della S02 nell'acqua del circuito di raffreddamento prosegue quindi nell'assorbitore 19, tipicamente costituito da una colonna a riempimento.

Possono essere previsti ricircoli interni non mostrati per il refrigeratore 18 e l'assorbitore 19 e tra di loro. L'assorbitore 19 può inoltre essere suddiviso in due unità in serie. Una parte del gas in uscita dal refrigeratore 18 può bypassare l'assorbitore 19, attraverso il by pass 21, per mantenere il pH dell'acqua di raffreddamento nel campo di valori desiderato, sempre che non sia richiesto un abbattimento completo della S02 mediante aggiunta di una base .

I gas uscenti dall'assorbitore 19, eventualmente miscelati con l'aliquota di by pass, vengono inviati al camino della torre di raffreddamento 9 attraverso il condotto 22 per la dispersione in atmosfera.

Le correnti liquide di spurgo provenienti dal refrigeratore 18 e dall'assorbitore 19, acidificate in seguito all'assorbimento di S02, vengono alimentate attraverso il condotto 23 al condensatore 8 e al rigeneratore intermedio 13 del compressore 12, previa miscelazione con l'acqua proveniente dalla vasca fredda della torre di raffreddamento. L'abbassamento del pH della corrente risultante, prodotto dalla S02 disciolta come acido solforoso (H2S03) , è tale da spostare decisamente la ripartizione dell'H2S verso i gas incondensàbili. Nel contempo, praticamente tutta la NH3 contenuta nel fluido geotermico risulta disciolta nell'acqua in uscita dal condensatore 8 sotto forma di NH4OH e, per effetto dell'abbassamento di pH dell'acqua, non viene strippata nella torre di raffreddamento, come invece accade per gran parte dell'NH3 quando l'acqua di raffreddamento è a valori di pH naturali, di norma compresi fra 7,5 e 8. Ne deriva il beneficio aggiuntivo di un pressoché totale annullamento delle emissioni di NH3 nell'atmosfera.

A titolo esemplificativo si riportano le condizioni operative di riferimento di una centrale geotermoelettrica da 20 MWC . La centrale è alimentata da 110 t/h di fluido geotermico con un tenore di gas incondensabili dell'8% in peso (8.800 Kg/h di gas in ingresso). Nei gas incondensabili sono presenti, oltre alla C02 che è il costituente principale, 150 Kg/h di H2S e 90 Kg/h di NH3 . Nella seguente tabella 1 si riporta una composizione indicativa del gas, in % voi.

TABELLA 1

C02 94,5

H2S 2.2

CH4 1,8

H2 1,0

N2 0,4

02+Ar 0,1

La portata di liquido mediamente avviata alla reiniezione (eccesso di condensa) è di 30 t/h ed il pH dell'acqua del circuito di raffreddamento, in assenza di abbattimento, è compreso tra 7,5 e 8 per effetto dei composti presenti nel vapore geotermico, in particolare NH3 e H3BO3. Nella tabella 2 è riportata una composizione indicativa dell'acqua, sempre in assenza di abbattimento.

TABELLA 2

H3BO3 500-1500 mg/1

NH3 - uscita condensatore/ingresso torre 2500 mg/1

- uscita torre/ingresso condensatore 600 mg/1

Con l'applicazione del processo di abbattimento precedentemente descritto, l'acqua di circolazione delle torri (acqua fredda, nonché eccesso destinato alla reiniezione) è mantenuta ad un valore di pH leggermente acido, all'incirca intorno a 6.

In tali condizioni la ripartizione dell'H2S nel condensatore è spostata verso i gas incondensabili per oltre il 90%; pertanto, nei gas estratti dal condensatore risultano presentì circa 140 Kg/h di H2S. Per effetto delle infiltrazioni d'aria nel circuito del vuoto, la portata di gas secco allo scarico del sistema di estrazione è di circa 9600 Kg/h con la composizione percentuale in % volume indicativamente riportata in tabella 3.

83,7

H2S 1,8

1 , 6

0,9

9 , 5

Ο2 Ar 2 , 5

Allo scarico del sistema di estrazione i gas contengono inoltre umidità con tenori tipicamente compresi tra il 6 e il 10% in peso, qualora sia usato un compressore centrifugo con una refrigerazione intermedia.

Il processo di ossidazione catalitica selettiva opera con temperatura d'ingresso dei gas compresa fra 200 e 300°C preferibilmente tra 250 e 300°C e con temperatura di uscita compresa tra 350 e 450 °C, preferibilmente fra 400 e 450 °C. Di conseguenza, essendo il reattore quasi adiabatico, l'incremento di temperatura del gas dovuto alla reazione di ossidazione deve risultare compreso tra 50 e 200 °C preferibilmente tra 100 e 150 °C.

I catalizzatori impiegati possono appartenere ad una tra le famiglie di catalizzatori utilizzati per l'ossidazione di composti organici volatili (VOC), ad esempio il prodotto R3-20 della BASF o equivalenti, per la reazione Claus, ad esempio il prodotto CRS-31 della Procatalyse o equivalenti, e per il trattamento (incenerimento catalitico) dei gas di coda del processo Claus o similari, ad esempio il prodotto C-099 della Criterion o equivalenti. Sono preferibilmente impiegati dei catalizzatori che, nel campo di temperature di lavoro precedentemente riportato, risultano inattivi per 1 'ossidazione del metano e pressoché inattivi nell'ossidazione dell'idrogeno.

Per ottenere il desiderato incremento di temperatura dei gas, la concentrazione di H2S nei gas avviati all'ossidazione catalitica deve essere ricondotta a valori compresi tra lo 0,5 e l'1,5% in volume, preferibilmente intorno all'l % in volume (ciò in quanto il calore di reazione associato alla conversione dell'1% in volume di H2S produce un innalzamento di temperatura dei gas di circa 130 °C). Questo viene ottenuto mediante l'aggiunta di aria, in quantità di 4000-5000 Kg/h nel caso del presente esempio.

Come riportato nella descrizione del processo, la corrente dei gas provenienti dal sistema di estrazione, miscelata con l'aria di diluizione, viene preriscaldata in uno scambiatore di calore ad opera dei gas uscenti dal reattore catalitico. Poiché le portate di gas sui due lati dello scambiatore sono le stesse e data la sostanziale uguaglianza dei calori specifici, i salti di temperatura delle due correnti (riscaldamento dei gas da trattare e raffreddamento dei gas trattati) sono pressoché uguali. Nel reattore di ossidazione catalitica, i 140 Kg/h di H2S sono convertiti in circa 270 Kg/h di SOz con un rendimento di conversione prossimo al 100%.

L'assorbimento dell'S02 in fase liquida con formazione di H2S03 consente di mantenere il pH del circuito dell'acqua a valori acidi, intorno a 5,5 - 6. In queste condizioni sono trascurabili sia la quantità di NH3 in fase gas all'uscita dal condensatore, sia la quantità di NH3 che viene strippata dall'acqua nella torre di raffreddamento. In pratica, per una portata di NH3 contenuta nel fluido geotermico in ingresso pari a 90 Kg/h e tenuto conto dell'esubero di condensa avviato alla reiniezione, la concentrazione dì NH4OH nell'acqua di circolazione è di circa 180 mmoli/1.

Con un tale contenuto di NH4OH e tenuto conto delle altre specie chimiche presenti nella composizione tipica dell'acqua di raffreddamento di una centrale geotermica, per mantenere un pH circa uguale a 6 è-necessaria una concentrazione di H2S03 pari a circa a 90 mmoli/1.

La quantità di H2S03 avviata alla reiniezione è pertanto di 2,7 Kmoli/h corrispondenti a circa 170 Kg/h di so2.

Ciò è equivalente ad una riduzione delle emissioni in atmosfera di S02 di oltre il 60% senza alcun consumo di reagenti. Tenuto conto della diluizione precedentemente indicata dei gas incondensabili legata al processo di conversione di H2S a S02, la concentrazione dell'S02 nei gas inviati al refrigeratore 18 risulta essere intorno all'1% in volume, corrispondente ad una pressione parziale di circa 0,01 bar. Con tale pressione parziale è possibile ottenere dal sistema di assorbimento, inteso come l'insieme del refrigeratore a contatto 18 e dell'assorbitore 19, un liquido di scarico a pH 4,8 contenente circa 150 mmoli/1 di H2S03, con una portata d'acqua, al netto dei ricircoli interni di queste due apparecchiature, di circa 50 t/h. Nel rispetto dei bilanci di materia, è evidentemente possibile ottenere portate di scarico maggiori, con concentrazioni di H2S03 minori [comprese tra 90 e 150 mmolì/1) e valori di pH maggiori (compresi fra 4,8 e 6).

Per evitare valori di pH inferiori a quelli desiderati nell'acqua del circuito di raffreddamento, può risultare necessario limitare la portata di acqua alimentata al complesso refrigeratore-assorbitore o, in alternativa, introdurre un by-pass di parte di gas provenienti dallo stadio di ossidazione.

Marco Luigi Battitoi (Società Italiane Brevetti S.p.ft) UFFICIO PROVINCIALE DELL'INDUSTRIA Iscritto atrA«>o con » n.223

DEL COMMERCIO E DELL'ARTIGIÀNATO

F I R E N Z E

U££lcie Brevetti

Per ottenere un abbattimento pressoché completo della S02 (con la portata reìniettata ipotizzata) risulta necessario un rapporto molare NH3/H2S di circa 2,2 ('corrispondente ad 1,1 Kg di NH3 per ogni Kg di H2S).

Dal rapporto NH3/H2S effettivamente presente del flusso geotermico può essere calcolata la quantità di NH3 da aggiungere per ottenere l'abbattimento di S02 richiesto. L'aggiunta di NH3, anziché di NaOH o di un'altra base forte, all'acqua del circuito di raffreddamento è senz'altro preferibile in quanto l'impiego di una base forte tende a spostare l'NH3 presente nel fluido geotermico che viene così in gran parte persa ai fini dell'abbattimento della S02.

Qualora i gas geotermici contengano mercurio, può rendersi necessario, ai fini ambientali, un trattamento dei gas per la rimozione di questa sostanza inquinante. Tale trattamento può essere integrato nel processo di abbattimento dell'H2S precedentemente descritto. Con riferimento alla figura 1, i gas, provenienti dal compressore 12 attraverso la linea 14a, vengono raffreddati in un refrigeratore 25 e quindi alimentati al gruppo di demercurizzazione costituito da letti di sorbenti 24, in genere costituiti da una matrice ad elevata area superficiale e impregnati di zolfo o altri elementi in grado di fissare il mercurio (per esempio selenio o altri metalli). Nel caso dello zolfo il prodotto dell'assorbimento è solfuro di mercurio (HgS). La disposizione preferita , ai fini di un ottimale sfruttamento del sorbente, prevede l'impiego di due letti in serie, con composizioni destinate ad invertirsi (il primo diviene il secondo e viceversa) quando il primo letto diviene saturo e il sorbente esaurito viene sostituito con il sorbente nuovo (configurazione "leadlag" ).

I tempi di contatto richiesti sono di alcuni secondi, preferibilmente da 3 a 10 secondi, con temperature del gas non superiori a 100°, preferibilmente inferiore ad 80 °C, e assenza di trascinato liquido, preferibilmento con umidità relativa minore del 70-80%.

I sorbenti utilizzabili per la rimozione del mercurio sono del tipo utilizzante zolfo impregnato su carbone attivo (prodotto Calgon (Chemviron Carbon) HGR o Norit RBHG3) o su zeolite (prodotto Degussa Wessalith DAY (processo Luigi Medisorbon)) oppure utilizzanti selenio impregnato su massa ceramica (Boliden Contech).

L'unità di demercurizzazione 3 può essere posta sia a monte che a valle del processo di abbattimento dell'H2S. Nel primo caso si hanno i vantaggi di una minore portata di gas da trattare (la rimozione del mercurio avviene prima della miscelazione con aria) e di una protezione dei catalizzatori di ossidazione da possibili avvelenamenti da mercurio, per quelli che risultano sensibili alla presenza di questo elemento. Lo svantaggio può essere costituito da una maggiore complicazione impiantistica, qualora sia necessario od opportuno massimizzare il recupero termico del calore contenuto nel gas proveniente dall'estrattore (i gas sono infatti resi disponibili a temperature nell'ordine di 200 °C nel caso di un estrattore costituito da compressore centrifugo).

Nel secondo caso si ha uno schema impiantistico più semplice, a fronte di una maggiore portata di gas da trattare e quindi di una maggiore diluizione del mercurio.

Varianti e/o modifiche potranno essere apportate al processo per la rimozione di prodotti inquinanti da gas non condensabili di un impianto geotermico, senza per questo uscire dall'ambito protettivo dell'invenzione medesima.

Claims (10)

1. RIVENDICAZIONI 1. Processo per la rimozione dell'idrogeno solforato da gas non condensabili di un impianto geotermico, detto impianto comprendendo una turbina, associata ad un generatore di energia elettrica, alimentata da vapore geotermico contenente detti gas incondensabili, un condensatore a contatto diretto per la condensazione del vapore in uscita dalla turbina, mezzi a torre di raffreddamento per raffreddare le condense provenienti da detto condensatore e fornire l'acqua di contatto per detto condensatore, detto processo essendo caratterizzato dal fatto di comprendere le seguenti fasi: convertire l'idrogeno solforato presente nei gas incondensabili a S02 ; assorbire in acqua una parte prevalente della S02 prodotta; - miscelare l'acqua contenente la S02 assorbita con una corrente acquosa proveniente da detti mezzi a torre di raffreddamento, in modo che il pH dell'acqua di contatto alimentata a detto condensatore risulti compreso tra 5,5 e 6,5, per cui l'idrogeno solforato contenuto negli incondensabili è ripartito nella fase gassosa uscente da detto condensatore per una frazione superiore al 90%.
2. 2. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui l'acqua contenente la S02 assorbita ha un pH compreso tra 4,8 e 6.
3. 3. Processo secondo la rivendicazione 2, in cui il pH dell'acqua contenente la S02 assorbita è circa 4,8.
4. 4. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui la conversione dell'idrogeno solforato a S02 è ottenuta mediante ossidazione catalitica.
5. 5. Processo secondo la rivendicazione 4, in cui la temperatura di alimentazione dei gas incondensabili contenenti l'idrogeno solforato in ingresso alla fase di ossidazione catalitica è compresa tra 200 e 300°C.
6. 6. Processo secondo la rivendicazione 4, in cui la concentrazione dell'idrogeno solforato nei gas incondensabili in ingresso alla fase di ossidazione catalitica è compresa tra 0,5 e 1,5% voi..
7. 7. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui parte dei gas in uscita dalla fase di conversione H2S-S02 bypassa la fase di assorbimento in acqua della S02 per mantenere il pH dell'acqua contenente la S02 assorbita ad un valore non inferiore a 4,8.
8. 8. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui viene aggiunta NH3 all'acqua del circuito di raffreddamento per abbattere completamente la S02 dai gas uscenti dalla fase di conversione H2S-S02.
9. 9. Processo secondo la rivendicazione 1, comprendente inoltre la fase di trattamento dei gas incondensabili per abbattere il mercurio presente passando detti gas attraverso letti di specifici sorbenti.
10. 10.Processo secondo la rivendicazione 9 , in cui la temperatura del gas alimentato a detta fase di abbattimento del mercurio è non maggiore di 100°C.