ITGE20120074A1 - Processo ed impianto per la rimozione di co2 da correnti gassose, e recupero della stessa - Google Patents

Processo ed impianto per la rimozione di co2 da correnti gassose, e recupero della stessa Download PDF

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ITGE20120074A1
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Aldo Bottino
Gustavo Capannelli
Antonio Comite
Camilla Costa
Felice Renzo Di
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Ticass Scrl
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Description

“Processo ed impianto per la rimozione di CO2da correnti gassose, e recupero della stessaâ€
“A process and a plant for removing CO2from gas streams, and recover thereofâ€
DESCRIZIONE
Settore Tecnico
La presente invenzione si riferisce ad un processo, ed al relativo impianto, per la rimozione di CO2da correnti gassose onde evitarne l’emissione in atmosfera.
Più precisamente la presente invenzione si riferisce ad un processo, ed al relativo impianto, per la cattura della CO2da correnti gassose, il suo recupero mediante assorbimento in un fluido sequestrante nonché il suo successivo smaltimento come bicarbonato o riutilizzo per la mineralizzazione di sostanze liquide, preferibilmente per la remineralizzazione di acqua condensata.
La presente invenzione à ̈ specificamente indirizzata alla purificazione di correnti gassose generate da impianti di reforming e di fumi di combustione.
Arte Nota
La riduzione delle emissioni di CO2nell’atmosfera à ̈ un’esigenza sempre più stringente; in particolare, con il “Protocollo di Kyoto sui cambiamenti climatici†sottoscritto nel Dicembre 1997, sono stati fissati impegni concreti per contenere le emissioni di gas ad effetto serra (GHG, greenhouse gas).
Di conseguenza, negli ultimi quindici anni, sono stati sviluppati metodi per l'abbattimento del biossido di carbonio, che à ̈ il principale GHG a contribuire al riscaldamento globale. In base alle conoscenze note in letteratura, le possibili strategie per ridurre i livelli di accumulo della CO2nell'atmosfera sono sostanzialmente volte:
- alla cattura di CO2ed al suo successivo stoccaggio;
- alla cattura di CO2ed al suo successivo impiego nella produzione di prodotti chimici; - al miglioramento dell’efficienza energetica degli impianti esistenti ed alla capacità di cambiare combustibili;
- all'introduzione di fonti di energia rinnovabili o di centrali nucleari in sostituzione dei combustibili fossili.
La separazione e la cattura di CO2possono avvenire con diverse tecniche tradizionali: (i) assorbimento gas/liquido (scrubbing); (ii) adsorbimento gas/solido; (iii) frazionamento criogenico e (iv) separazione a membrana.
Le operazioni di contatto gas/liquido, solitamente effettuate mediante l’utilizzo di torri o colonne, comportano l’interdipendenza delle due fasi a contatto e l’insorgenza di diverse problematiche che riducono l’efficienza del processo; dal canto loro, l’adsorbimento gas/solido ed il frazionamento criogenico comportano un notevole dispendio energetico. I separatori a membrana rappresentano una tecnologia alternativa che supera tali inconvenienti, offrendo una superficie di contatto fluido/fluido elevata, nota e costante, situata in corrispondenza di una barriera, cioà ̈ la membrana, caratterizzata da una struttura che consente il controllo del trasporto di massa di alcune specie chimiche da un fluido all’altro per diffusione.
L’uso di separatori a membrana à ̈ descritto, ad esempio, nella domanda di Brevetto Canadese n. CA 2255287 A1; questo documento affronta il problema dell’abbattimento del biossido di carbonio proponendo un processo che prevede la separazione dal gas della CO2e la sua cattura mediante un appropriato agente chimico (ad esempio, idrossido di calcio, idrossido di magnesio, idrossido di ferro e loro combinazioni), la successiva miscelazione del complesso “agente chimico / CO2†con un idoneo legante e lo stampaggio del materiale così ottenuto per la realizzazione di articoli a valore aggiunto e a basso impatto ambientale; una variante preferita di questa invenzione prevede la separazione di CO2mediante membrane e la successiva cattura con un agente chimico.
Secondo la suddetta variante preferita, le membrane vengono disposte in una configurazione a “piastra e telaio†in quanto le altre possibili configurazioni conosciute - tubolari, a spirale od a fibre cave - presentano degli inconvenienti; in particolare il suddetto documento cita esplicitamente che “le forme a fibre cave ed a spirale presentano elevate aree superficiali ma provocano considerevoli perdite di carico nella direzione del flusso richiedendo così, per il loro funzionamento, alta pressione in ingresso e bassa velocità di flusso. Di conseguenza, le membrane con configurazioni a fibre cave ed a spirale non sono adatte per flussi gassosi a bassa pressione e ad alta velocità, come quelli prodotti da centrali elettriche e caldaie industriali†, a cui si indirizza l’invenzione.
Studi più recenti (si veda, ad esempio, Colin A. Scholes, Sandra E. Kentish e Geoff W. Stevens - Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas Technologies, Department of Chemical and Biomolecular Engineering, The University of Melbourne, Australia; "Carbon Dioxide Separation through Polymeric Membrane Systems for Flue Gas Applications†, in Recent Patents on Chemical Engineering, 2008, 1, 52-66) hanno approfondito l’utilizzo di membrane microporose di appropriata configurazione, come le membrane a fibra cava, per realizzare il contatto tra un gas ed un liquido al fine di separare alcuni gas per assorbimento in una soluzione liquida; secondo questo tipo di soluzione, i fluidi scorrono ai due lati opposti della membrana ed un’attenta regolazione della pressione delle due fasi mantiene l’interfaccia gas/liquido alla bocca di ciascun poro, senza dispersione di una fase nell’altra, la forza motrice del processo di separazione essendo data dal gradiente di concentrazione delle specie chimiche.
Lo studio succitato dichiara esplicitamente che “per avere successo commerciale, le membrane devono essere a basso costo e devono poter essere facilmente lavorate per assumere la forma a fibra cava†.
Inoltre, il succitato studio afferma che la sfida ancora da affrontare riguarda la permeabilità/selettività delle membrane che, al momento attuale, non conseguono ancora una separazione ottimale.
Le soluzioni finora proposte, pertanto, non rispondono in maniera soddisfacente al problema di separare efficacemente la CO2dalle correnti gassose in cui essa à ̈ presente.
Inoltre, anche relativamente all’obiettivo finale di ridurre, e finanche eliminare, le emissioni di CO2nell’atmosfera, non sono ancora state individuate soluzioni risolutive, vale a dire che garantiscano l’ottenimento degli obiettivi posti dal Protocollo di Kyoto.
Infatti la CO2catturata, secondo la pratica attualmente più ricorrente, viene compressa, trasportata e stoccata in serbatoi geologici sotterranei, ciò comportando notevoli costi e fornendo una soluzione sostanzialmente non risolutiva del problema della eliminazione della CO2.
Un altro problema che risulta ancora parzialmente irrisolto, infine, à ̈ quello della valorizzazione della CO2catturata, cioà ̈ della sua trasformazione in sostanze utili.
Infatti, tra le applicazioni attualmente esistenti, le più comuni sono l’impiego per favorire la crescita di alghe e l’utilizzo come reagente chimico.
È altresì nota la remineralizzazione di acqua di mare dissalata, che à ̈ stata presentata, ad esempio, negli studi di i) H. Ludwig e M. Hetschel, " Treatment of distillates and permeates from seawater desalination plants†, in Desalination 58 (1986) 135-154, Elsevier Science Publishers B.V., Amsterdam; ii) Y. Yamauchi, K. Tanaka, K. Hattori, M. Kondo e N. Ukawa, “Remineralization of desalinated water by limestone filter dissolution†, in Desalination 66 (1987) 365-383, Elsevier Science Publishers B.V., Amsterdam; iii) Heike Glade, Jan-Helge Meyer e Stefan Will, “The release of CO2in MSF and ME distillers and its use for the recarbonation of the distillate: a comparison†, in Desalination 182 (2005) 99-110, Elsevier Science Publishers B.V., Amsterdam.
Gli studi sopra riportati illustrano alcune modalità per attribuire al distillato prodotto negli impianti di dissalazione dell'acqua di mare, che ha un bassissimo contenuto di sali, le caratteristiche di potabilità (alcalinità, durezza, pH, solidi disciolti, indici di saturazione); il processo di remineralizzazione dell'acqua deionizzata più diffuso, perché più economico, à ̈ il processo di filtrazione su letti di carbonato di calcio (limestone filters) dopo iniezione di anidride carbonica.
Infine, un ulteriore problema riguarda il trattamento ed il recupero dell’acqua di condensazione derivante dalla purificazione dei gas di reforming e dei fumi di combustione, acqua di condensazione che può anche risultare contaminata dalla presenza di particolato (benché la maggior parte del particolato rimanga nella corrente gassosa).
Scopi e Descrizione Sintetica dell’Invenzione
La presente invenzione, partendo dalla nozione degli inconvenienti e delle carenze della tecnica nota, intende porvi rimedio.
In particolare, la presente invenzione affronta i seguenti problemi che risultano essere risolti in maniera ancora non completa e soddisfacente dalle soluzioni tecniche precedenti:
- rimuovere efficacemente il contenuto di CO2da correnti gassose, e specificamente purificare i gas di reforming ed i fumi di combustione, onde evitare l’emissione di CO2in atmosfera;
- recuperare, mediante condensazione, l’acqua contenuta nei gas di reforming e nei fumi di combustione;
- recuperare la CO2rimossa e smaltirla in modo economico e a norma di legge;
- recuperare la CO2rimossa e riutilizzarla per la mineralizzazione di sostanze liquide, specificamente dell’acqua di condensazione recuperata;
- ottimizzare il bilancio energetico complessivo, sfruttando il contenuto termico della corrente gassosa da trattare per realizzare il desorbimento endotermico della CO2e la contestuale rigenerazione del fluido sequestrante.
Pertanto, uno scopo dell’invenzione à ̈ provvedere un processo, ed il relativo impianto, per l’efficace rimozione di CO2da correnti gassose onde evitarne l’emissione in atmosfera.
Più precisamente la presente invenzione fornisce un processo, ed il relativo impianto, che consente un’efficace separazione della CO2da correnti gassose mediante il suo recupero per assorbimento in fase liquida grazie all’impiego di contattori a membrana nonché l’abbattimento definitivo del contenuto di CO2nella corrente gassosa e contestuale valorizzazione della CO2catturata grazie al suo riutilizzo per la mineralizzazione di sostanze liquide, preferibilmente di acqua, più preferibilmente di acqua deionizzata, ancora più preferibilmente dell’acqua di condensazione dei gas di reforming e dei fumi di combustione; in alternativa, la presente invenzione fornisce un processo, ed il relativo impianto, che consente un’efficace separazione della CO2da correnti gassose mediante il suo recupero per assorbimento in fase liquida grazie all’impiego di contattori a membrana nonché la cattura della CO2ed il successivo smaltimento come bicarbonato nelle acque di scarico, operazione economica e corretta dal punto di vista ambientale.
Un altro scopo della presente invenzione, conseguito parallelamente, à ̈ provvedere un processo, ed il relativo impianto, per il recupero dell’acqua contenuta nella corrente gassosa in ingresso, ad esempio da combustione oppure reforming.
Un altro scopo della presente invenzione, conseguito parallelamente, Ã ̈ ottimizzare il bilancio energetico del processo, e del relativo impianto, sfruttando il contenuto termico della corrente gassosa da trattare per realizzare il desorbimento endotermico della CO2e la contestuale rigenerazione del fluido sequestrante.
Un non ultimo scopo della presente invenzione à ̈ provvedere un processo, ed il relativo impianto, economici, modulabili e flessibili.
In vista di tali scopi, la presente invenzione provvede un processo ed il relativo impianto aventi, rispettivamente, le caratteristiche delle allegate rivendicazioni 1 e 7, cui si rinvia per brevità espositiva; inoltre, la presente invenzione provvede anche l’uso di detti processo ed impianto specificamente per la purificazione di gas di reforming e di fumi di combustione aventi, rispettivamente, le caratteristiche delle allegate rivendicazioni 14 e 16, cui si rinvia per brevità espositiva.
È, dunque, un primo oggetto della presente invenzione, eventualmente indipendente ed utilizzabile autonomamente rispetto agli altri aspetti dell’invenzione, un processo ed il relativo impianto per rimuovere la CO2da correnti gassose, specificamente da gas di reforming o da fumi di combustione, mediante assorbimento in un fluido sequestrante, successivo desorbimento e recupero della CO2nonché suo riutilizzo per la mineralizzazione di sostanze liquide, preferibilmente di acqua, più preferibilmente di acqua deionizzata, ancora più preferibilmente dell’acqua di condensazione dei gas di reforming e dei fumi di combustione.
È, dunque, un altro oggetto della presente invenzione, eventualmente indipendente ed utilizzabile autonomamente rispetto agli altri aspetti dell’invenzione, un processo ed il relativo impianto per rimuovere la CO2da correnti gassose, specificamente da gas di reforming o da fumi di combustione, mediante assorbimento in un fluido sequestrante, successivo desorbimento e recupero della CO2nonché suo smaltimento come bicarbonato nelle acque di scarico.
È, dunque, un altro oggetto della presente invenzione, eventualmente indipendente ed utilizzabile autonomamente rispetto agli altri aspetti dell’invenzione, l’uso di gas di reforming come corrente gassosa di alimentazione in un processo e nel relativo impianto atti alla rimozione della CO2contenuta in detti gas di reforming mediante assorbimento in un fluido sequestrante, successivo desorbimento e recupero della CO2nonché suo riutilizzo per la mineralizzazione di sostanze liquide, preferibilmente di acqua, più preferibilmente di acqua deionizzata, ancora più preferibilmente dell’acqua di condensazione dei gas di reforming, oppure suo smaltimento come bicarbonato nelle acque di scarico.
È, dunque, un altro oggetto della presente invenzione, eventualmente indipendente ed utilizzabile autonomamente rispetto agli altri aspetti dell’invenzione, l’uso di fumi di combustione come corrente gassosa di alimentazione in un processo e nel relativo impianto atti alla rimozione della CO2contenuta in detti fumi di combustione mediante assorbimento in un fluido sequestrante, successivo desorbimento e recupero della CO2nonché suo riutilizzo per la mineralizzazione di sostanze liquide, preferibilmente di acqua, più preferibilmente di acqua deionizzata, ancora più preferibilmente dell’acqua di condensazione dei fumi di combustione, oppure suo smaltimento come bicarbonato nelle acque di scarico.
Vantaggiosamente, il processo ed il relativo impianto secondo la presente invenzione sono: - modulabili, cioà ̈ applicabili su grande scala, ad esempio per impianti industriali, ma anche su piccola scala, ad esempio per uso domestico (à ̈ da rilevare, infatti, che le tecnologie tradizionali CCS - Carbon Dioxide Capture and Storage difficilmente si prestano ad applicazioni su piccola scala);
- flessibili, vale a dire che la CO2catturata può essere usata per la mineralizzazione di sostanze liquide oppure smaltita come bicarbonato;
- sicuri, cioà ̈ la CO2viene mineralizzata, mentre nel caso di stoccaggio in grandi strutture geologiche esiste sempre la possibilità di fughe del gas iniettato; ed
- economici in quanto, da un lato, vengono evitati i costi legati a compressione, trasporto, iniezione e successivo monitoraggio del serbatoio di stoccaggio, che deve trattenere la CO2per migliaia di anni e, dall’altro lato, le materie prime utilizzate sono poco costose.
Ulteriori caratteristiche tecniche vantaggiose di dettaglio del processo e del relativo impianto, nonché delle loro specifiche applicazioni per la purificazione di gas di reforming e di fumi di combustione secondo la presente invenzione, sono descritte nelle corrispondenti rivendicazioni dipendenti.
Le suddette rivendicazioni, nel seguito definite, si intendono parte integrante della presente descrizione.
Descrizione delle Figure
La presente invenzione, unitamente ai suoi scopi e vantaggi, risulterà maggiormente evidente dalla descrizione dettagliata che segue, relativa a forme di realizzazione preferite del processo e del relativo impianto qui rivendicati in esclusiva, date a titolo indicativo ed esemplificativo, ma non limitativo, con riferimento alle tavole di disegno allegate, anch’esse fornite a solo titolo di esempio, in cui:
- la figura 1 rappresenta schematicamente il contattore a membrana secondo l’invenzione; - la figura 2 rappresenta schematicamente una prima forma realizzativa dell’impianto secondo l’invenzione che specificamente prevede l’uso di CO2per la mineralizzazione di sostanze liquide;
- la figura 3 rappresenta schematicamente una seconda forma realizzativa dell’impianto secondo l’invenzione che specificamente prevede lo smaltimento di CO2come bicarbonato;
- le figure 4A, 4B e 4C sono grafici relativi a prove sperimentali della fase di separazione mediante assorbimento in fase liquida della CO2; e
- le figure 5A, 5B e 5C sono grafici relativi a prove sperimentali della fase di remineralizzazione di acqua con CO2.
Questi disegni illustrano diversi aspetti e forme di realizzazione della presente invenzione e, se del caso, strutture, componenti, materiali e/o elementi simili sono indicati in figure differenti con gli stessi riferimenti numerici.
Descrizione Dettagliata dell’Invenzione
Mentre l’invenzione à ̈ suscettibile di varie modifiche ed implementazioni alternative, alcune sue forme di realizzazione verranno descritte nel seguito dettagliatamente, in particolare mediante alcuni esempi illustrativi.
Si dovrebbe comprendere, tuttavia, che non vi à ̈ alcuna intenzione di limitare la presente invenzione alle forme specifiche descritte ma, al contrario, l’invenzione intende coprire tutte le modifiche, implementazioni alternative ed equivalenti che rientrano nell’ambito di protezione dell’invenzione come definito nelle annesse rivendicazioni.
Nella seguente descrizione, pertanto, l’uso di "ad esempio", "ecc." ed "o" indica alternative non esclusive senza alcuna limitazione, salvo diversa indicazione.
L’uso di "anche" significa "tra cui, ma non limitato a," se non diversamente indicato.
Come accennato in precedenza, la presente invenzione à ̈ principalmente rivolta al trattamento di correnti gassose generate da impianti di reforming oppure provenienti da combustione; dette correnti presentano la specificità di possedere un elevato tenore in CO2ed acqua.
Una prima composizione esemplificativa di dette correnti gassose à ̈, ad esempio, la seguente:
- H2: 75,3% volume/volume; range 50-90% volume/volume
- CO2: 17,3% volume/volume; range 5-30% volume/volume
- CH4: 4,1% volume/volume; range 1-10% volume/volume
- CO: 2,1% volume/volume; range 0,5-5% volume/volume
- H2O: 0,9% volume/volume; range 0,1-3% volume/volume
- N2: 0,3% volume/volume; range 0,1-3% volume/volume
- He: 0,003% volume/volume; range 0-0,01% volume/volume
La suddetta composizione si riferisce ad una corrente da reforming avente temperatura in uscita dall’impianto compresa nell’intervallo 25-150 °C e portata compresa nell’intervallo 100-3.000 m<3>/h.
Si ritiene necessario esplicitare che la suddetta composizione à ̈ relativa ad una corrente gassosa prelevata a monte della sezione di purificazione dell'idrogeno; tuttavia, altre tipologie di correnti di gas di reforming possono essere convenientemente trattate con il processo secondo la presente invenzione, la differenza consistendo nel successivo impiego della corrente depurata da CO2.
Una seconda composizione esemplificativa di dette correnti gassose à ̈, ad esempio, la seguente:
- N2: 79% volume/volume; range 50-90% volume/volume
- H2O: 10% volume/volume; range 5-20% volume/volume
- CO2: 15% volume/volume; range 5-30% volume/volume
- O2: 1% volume/volume; range 0-2% volume/volume
- CH4: 0,5% volume/volume; range 0-2% volume/volume
- CO: 0,5% volume/volume; range 0-2% volume/volume
La suddetta composizione si riferisce ad una corrente da combustione avente temperatura in uscita dall’impianto compresa nell’intervallo 50-200 °C e portata compresa nell’intervallo 1-1.000 m<3>/h.
Nel processo secondo la presente invenzione detta corrente gassosa preferibilmente à ̈ caratterizzata da un contenuto in CO<2>compreso tra 5% e 30%, ancora più preferibilmente pari al 15% (percentuali in volume/volume).
La corrente gassosa G viene alimentata con una portata dipendente dalla sua tipologia, come sopra indicato; detta portata della corrente gassosa G à ̈ comunque determinata in modo da avere una velocità compresa tra 1 m/s e 20 m/s, preferibilmente pari a circa il 5 m/s.
Generalmente all’uscita dall’impianto di reforming o di combustione dette correnti gassose presentano una temperatura superiore a 100 °C, per cui l’acqua in esse contenuta si trova allo stato di vapore; tuttavia, la temperatura di ingresso al modulo a membrane secondo la presente invenzione deve essere opportunamente definita in funzione delle condizioni ottimali di assorbimento della CO<2>.
Con il processo ed il relativo impianto secondo la presente invenzione si vedrà come dette correnti gassose, generalmente rilasciate in atmosfera, possono essere sia sfruttate come fonte di energia sia convertite in prodotti utili, non nocivi e ad elevato valore aggiunto.
Il processo secondo la presente invenzione comprende le seguenti fasi:
a) predisporre una corrente gassosa G contenente una determinata concentrazione di CO<2>, una determinata concentrazione di acqua ed avente una determinata temperatura;
b) predisporre una corrente liquida L in grado di assorbire detta CO<2>;
c) porre a contatto di scambio di materia interfase detta corrente gassosa G e detta corrente liquida L in modo da rimuovere detta CO2da detta corrente gassosa G e trasferirla in detta corrente liquida L;
d) porre a contatto di scambio termico detta corrente gassosa G e detta corrente liquida L contenente CO2in modo da raffreddare detta corrente gassosa G simultaneamente condensando l’acqua in essa contenuta e da riscaldare detta corrente liquida L simultaneamente liberando la CO2;
e) recuperare detta CO2;
f) recuperare detta acqua condensata.
Si evidenzia che, nella fase di scambio di materia interfase (fase c) di cui sopra), la corrente liquida L assorbe la CO2mediante una reazione reversibile ed esotermica; nella successiva fase di scambio termico (fase d) di cui sopra), aumentandone la temperatura si verifica il desorbimento della CO2e la corrente liquida L viene così rigenerata.
Si desidera qui rilevare che, ponendo a contatto di scambio termico le due correnti fluide G e L à ̈ possibile conseguire un risparmio in termini energetici; infatti la rigenerazione del fluido sequestrante, come anzidetto, comporta apporto di calore, mentre la corrente gassosa da trattare, prima di poter essere immessa nell’assorbitore, deve essere raffreddata, quindi, trasferendo calore dalla corrente che deve essere raffreddata alla corrente che deve essere riscaldata si ottiene un’ottimizzazione energetica.
In una prima forma di realizzazione del processo secondo la presente invenzione, detto processo comprende inoltre la fase di:
g’) utilizzare la CO2recuperata nella precedente fase e) per mineralizzare sostanze liquide, preferibilmente l’acqua condensata recuperata nella precedente fase f).
Qualora l’acqua recuperata non sia sufficiente, à ̈ possibile ricorrere ad un make-up di acqua a stoccaggio.
In una seconda forma di realizzazione del processo secondo la presente invenzione, detto processo comprende inoltre la fase di:
g’’) trasformare la CO2recuperata nella precedente fase e) in bicarbonato, tramite opportuna reazione, e smaltirla sotto questa forma, disciolta nell’acqua recuperata nella precedente fase f), nelle acque di scarico.
Facoltativamente, prima della fase a) di cui sopra, Ã ̈ possibile prevedere una fase di filtrazione della corrente gassosa G, in modo da alimentare alla fase di assorbimento c) una corrente gassosa esente da particolato onde prevenire possibili ostruzioni.
Preferibilmente detta corrente gassosa G e detta corrente liquida L fluiscono in controcorrente l’una rispetto all’altra.
La corrente gassosa G à ̈ sostanzialmente costituita da gas di reforming oppure da fumi di combustione, come anzidetto, ed à ̈ caratterizzata da un contenuto in CO2come sopra specificato.
È evidente che, pur considerando esemplificativamente le composizioni gassose relative a gas di reforming o fumi di combustione, la presente invenzione può essere applicata a qualsiasi corrente gassosa avente un tenore di CO2tale da qualificarla come gas ad effetto serra.
La corrente liquida L Ã ̈ sostanzialmente costituita da una soluzione assorbente, preferibilmente una soluzione acquosa di NaOH (idrossido di sodio) oppure di MEA (monoetanolammina), con concentrazioni elevate in modo da non rendere limitante il potere assorbente della soluzione (tra 3M e 7M, preferibilmente pari a circa il 5M).
La corrente liquida L viene alimentata con una portata variabile tra 0,1 m<3>/h e 50 m<3>/h, preferibilmente pari a circa il 10 m<3>/h; detta portata della corrente liquida L à ̈ determinata in modo da avere una velocità compresa tra 0,01 m/s e 5 m/s, preferibilmente pari a circa il 0,5 m/s.
Le portate di dette corrente gassosa G e corrente liquida L sono determinate in modo da avere un tempo di contatto gas/liquido compreso tra 5 s e 100 s, preferibilmente pari a circa 10 s.
Infine, dette corrente gassosa G e corrente liquida L sono alimentate ad una pressione compresa tra 1 bar e 20 bar, preferibilmente pari a circa 2 bar.
Si desidera qui evidenziare che le condizioni operative previste per il processo secondo la presente invenzione, specificamente pressioni basse e velocità elevate, sono quelle a cui normalmente vengono prodotti i flussi gassosi generati da impianti industriali quali reforming, centrali elettriche e caldaie.
Come già accennato in precedenza, generalmente all’uscita dall’impianto di reforming o di combustione i fumi presentano una temperatura superiore a 100 °C; detti fumi vengono opportunamente raffreddati fino a circa 40 °C prima di essere alimentati alla sezione di assorbimento.
Si vuole qui evidenziare che uno degli aspetti innovativi della presente invenzione consiste nella soluzione processistica sopra illustrata, che permette di sequestrare la CO2evitandone l’emissione in atmosfera.
Con riferimento alla figura 1, con il riferimento numerico 1 à ̈ indicato nel suo insieme un modulo di alloggiamento per membrane 2 secondo un esempio di realizzazione dell’invenzione.
Detto modulo 1 ha sostanzialmente forma tubolare, à ̈ di tipo longitudinale ed à ̈ dotato di un ingresso Gine di un’uscita Goutper la corrente gassosa G e di un ingresso Line di un’uscita Loutper la corrente liquida L; detto modulo 1 à ̈ preferibilmente realizzato in vetro od in acciaio inossidabile, ma può essere impiegato qualsiasi materiale adatto al contatto con una soluzione alcalina.
Dette membrane 2 sono preferibilmente del tipo a fibra cava e preferibilmente idrofobiche, microporose e realizzate in polipropilene; dette membrane 2 sono caratterizzate da porosità superficiale compresa tra 20% e 80%, preferibilmente pari a circa il 60%, hanno diametro esterno compreso tra 1 mm e 5 mm, preferibilmente pari a 2,6 mm, e spessore della parete compreso tra 10 micron e 500 micron, preferibilmente pari a 100 micron.
Si desidera qui evidenziare che le membrane a fibra cava previste nell’impianto secondo la presente invenzione operano vantaggiosamente a basse pressioni ed elevate velocità, condizioni operative tipiche dei flussi gassosi generati da impianti industriali quali reforming, centrali elettriche e caldaie.
Benché sia preferibile il polipropilene, altri materiali che possono essere utilizzati per la realizzazione di dette membrane 2 sono, ad esempio, polietilene, politetrafluoroetilene e polivinilidenfluoruro.
Il numero e la lunghezza delle membrane 2 componenti il modulo 1 dipende dalla superficie di interfaccia gas/liquido desiderata.
Le due correnti, o fasi, G e L fluiscono parallelamente l’una all’altra, preferibilmente in controcorrente; in particolare, la corrente gassosa G fluisce all’interno del lume delle fibre delle membrane 2, riempiendo i pori delle membrane stesse, mentre la corrente liquida L lambisce le membrane 2 scorrendo esternamente ad esse.
Si desidera qui rilevare che la scelta secondo la presente invenzione, che prevede il flusso della corrente gassosa G all’interno del lume delle fibre delle membrane 2, à ̈ diversa da quella comunemente adottata, che prevede il flusso del liquido all’interno delle membrane; la scelta secondo la presente invenzione à ̈ sostanzialmente motivata dall’obiettivo di minimizzare le perdite di carico.
Facoltativamente, a monte del modulo 1, Ã ̈ possibile prevedere un filtro per la corrente gassosa G, in modo da alimentare a detto modulo 1 un flusso esente da particolato; diversamente, a lungo termine, le particelle solide potrebbero parzialmente ostruire i pori delle membrane 2.
La separazione delle due fasi liquida e gassosa all’interno del modulo di alloggiamento 1 viene assicurata da un sistema di tenuta 3, ad esempio a doppio O-ring; detto sistema di tenuta 3 consente inoltre di cambiare il fascio di fibre 2 alloggiate nel modulo 1 per sostituirle in caso di rottura od usura.
Con riferimento alla figura 2 à ̈ visibile una prima forma realizzativa dell’impianto secondo l’invenzione.
Detto impianto 100’ comprende:
- il modulo di alloggiamento 1 per membrane, o fibre, 2 atto allo scambio di materia interfase tra la corrente gassosa G contenente una determinata concentrazione di CO2, una determinata concentrazione di acqua ed avente una determinata temperatura, e la corrente liquida L in modo da rimuovere la CO2da detta corrente gassosa G e trasferirla in detta corrente liquida L, come precedentemente descritto;
- una prima linea 12 per alimentare detta corrente gassosa G a detto modulo 1; ed - una seconda linea 13 per alimentare detta corrente liquida L a detto modulo 1.
Dette due linee distinte, la prima per il gas 12 e la seconda per il liquido 13, consentono la realizzazione del contatto tra la soluzione assorbente e l’effluente gassoso da trattare, avvalendosi della membrana quale interfaccia tra le due fasi; preferibilmente, la corrente gassosa G viene alimentata all’interno delle membrane 2 del modulo 1 e la corrente liquida L viene alimentata all’esterno delle membrane 2 del modulo 1.
La linea per il gas 12 preferibilmente comprende inoltre un serbatoio di stoccaggio 14 della miscela contenente CO2ed una pluralità di strumenti per la regolazione ed il controllo dei parametri di processo quali, ad esempio, misuratori della portata del gas in ingresso 16a ed in uscita 16b dal modulo 1 a membrane 2, manometro 18 e valvola 20 per la misurazione e la regolazione del valore di pressione della corrente gassosa G.
La linea per il liquido 13 preferibilmente comprende inoltre un serbatoio di stoccaggio 15 della soluzione assorbente, un dispositivo atto a ricircolare la soluzione assorbente quale, ad esempio una pompa 17 ed una pluralità di strumenti per la regolazione ed il controllo dei parametri di processo quali, ad esempio, una valvola 19 e dispositivi per la misurazione e la regolazione dei valori di portata 21 e pressione 23, misuratori in linea di pH 25, conducibilità 27 e temperatura 29 della soluzione assorbente, che viene riciclata al serbatoio 15.
Detta prima forma realizzativa dell’impianto 100’, che prevede specificamente l’uso di CO2per la mineralizzazione di sostanze liquide, comprende inoltre:
- un’apparecchiatura 30 atta allo scambio termico tra detta corrente gassosa G da trattare e detta corrente liquida L contenente CO2in modo da raffreddare detta corrente gassosa G simultaneamente condensando l’acqua in essa contenuta e da riscaldare detta corrente liquida L simultaneamente liberando la CO2;
- un dispositivo di recupero di detta CO240;
- un dispositivo di raccolta di detta acqua condensata 50; ed
- un’apparecchiatura 60’ atta ad utilizzare la CO2recuperata per mineralizzare sostanze liquide, preferibilmente l’acqua condensata recuperata.
Detto impianto 100’ può inoltre comprendere un dispositivo di raccolta di detto liquido remineralizzato 70.
Nella figura 2 si vede in particolare come la soluzione assorbente L contenente la CO2rimossa dalla corrente gassosa G venga inviata ad un’apparecchiatura atta allo scambio termico, ad esempio ad uno scambiatore di calore 30 dove raffredda la corrente gassosa G in entrata al modulo 1; per effetto dello scambio termico, detta soluzione assorbente L libera la CO2, che viene recuperata nel dispositivo 40, e da detta corrente gassosa G condensa l’acqua in essa contenuta, che viene raccolta nel dispositivo 50.
Detta CO2viene successivamente alimentata, attraverso la linea 10’, all’apparecchiatura 60’ dove remineralizza l’acqua condensata che, dal dispositivo 50 in cui à ̈ stata raccolta, viene anch’essa inviata in detta apparecchiatura 60’; qualora l’acqua recuperata non sia sufficiente, à ̈ possibile ricorrere ad un make-up di acqua a stoccaggio.
Si può inoltre osservare che la corrente gassosa in uscita dal modulo 1 a membrane 2 può così essere scaricata direttamente in atmosfera essendo priva di CO2.
Quanto sopra avviene effettivamente nel caso di corrente gassosa costituita da fumi di combustione.
Si noti però che nel caso in cui la corrente gassosa provenga da un impianto di reforming, una volta separata la CO2, detta corrente gassosa viene utilizzata come reagente in processi / impianti chimici (quali, ad esempio, di idrogenazione), previa eventuale ulteriore purificazione dell’idrogeno mediante tecnologie PSA convenzionali; infatti, separando la CO<2>dalla corrente gassosa prelevata all'ingresso della sezione di purificazione dell'idrogeno (in generale la corrente gassosa contenente CO2viene prelevata proprio in questa sezione dell’impianto di reforming date le elevate pressioni parziali dei componenti), si ottiene una corrente con una purezza in idrogeno superiore al 90%, che può essere utilizzata tal quale od ulteriormente purificata per raggiungere purezze superiori al 99%.
Con riferimento alla figura 3 à ̈ visibile una seconda forma realizzativa dell’impianto secondo l’invenzione.
Detto impianto 100’’ comprende:
- il modulo di alloggiamento 1, come precedentemente descritto;
- una prima linea 12 per alimentare detta corrente gassosa G a detto modulo 1, come precedentemente descritta per la prima forma realizzativa dell’invenzione; ed
- una seconda linea 13 per alimentare detta corrente liquida L a detto modulo 1, come precedentemente descritta per la prima forma realizzativa dell’invenzione.
Detta seconda forma realizzativa dell’impianto 100’’, che prevede specificamente lo smaltimento di CO2come bicarbonato, comprende inoltre:
- un’apparecchiatura 30 atta allo scambio termico tra detta corrente gassosa G da trattare e detta corrente liquida L contenente CO2in modo da raffreddare detta corrente gassosa G simultaneamente condensando l’acqua in essa contenuta e da riscaldare detta corrente liquida L simultaneamente liberando la CO2;
- un dispositivo di recupero di detta CO240;
- un dispositivo di raccolta di detta acqua condensata 50; ed
- un’apparecchiatura 60’’ atta a trasformare la CO2recuperata in bicarbonato e smaltirla nelle acque di scarico.
Nella figura 3 si vede in particolare come la CO2recuperata nell’apparecchiatura 40, attraverso la linea 10’’ venga inviata all’apparecchiatura 60’’, ad esempio una colonna contenente un opportuno riempimento di carbonato di calcio, dove, insieme all’acqua recuperata nel dispositivo 50, viene trasformata in bicarbonato e smaltita nelle acque di scarico.
Anche in questo caso si può osservare che la corrente gassosa in uscita dal modulo 1 a membrane 2 può così essere scaricata direttamente in atmosfera essendo priva di CO<2>.
Come anzidetto, nel caso in cui la corrente gassosa proviene da un impianto di reforming, una volta separata la CO<2>essa viene utilizzata come reagente in processi / impianti chimici (quali, ad esempio, di idrogenazione), previa eventuale ulteriore purificazione dell’idrogeno mediante tecnologie PSA convenzionali.
Detto impianto 100’, 100’’ può inoltre facoltativamente comprendere un sistema di filtrazione posto a monte del modulo di alloggiamento 1 per trattenere il particolato presente nella corrente gassosa G.
Si vuole qui evidenziare che, mediante le forme realizzative dell’impianto sopra illustrate, si ottiene il sequestro della CO<2>evitandone l’emissione in atmosfera.
Le forme di realizzazione preferite dell’invenzione qui sopra descritte verranno ora meglio illustrate con riferimento alle prove sperimentali sotto riportate.
La prima serie di prove sperimentali si riferisce alla fase di scambio di materia interfase tra le correnti liquida e gassosa per separare e catturare la CO<2>; la seconda serie di prove sperimentali si riferisce alla fase di mineralizzazione dell’acqua condensata con la CO<2>recuperata<.>
Prove sperimentali relative alla fase di scambio di materia interfase tra le correnti liquida e gassosa per separare e catturare la CO<2>
Ogni prova sperimentale consiste nella misura dell’efficienza di rimozione della CO<2>dalla corrente gassosa, definita come:
η = (% CO<2in>- % CO<2out>) / (% CO<2in>)
dove il contenuto di CO<2>nella corrente gassosa in ingresso al modulo 1 a membrane 2 ed in uscita viene determinata mediante analisi al gascromatografo.
Per l’esecuzione delle prove sperimentali sono state utilizzate tre bombole contenenti miscele gassose di CO<2>in He a percentuale di CO<2>nota: 5%, 15% e 30% (percentuali in volume/volume). Il gas viene inviato alle membrane 2 a fibra cava con un valore di portata noto e variabile tra 100 e 1.000 mL/min.
Il liquido assorbente à ̈ costituito da una soluzione acquosa di MEA 3M in volume pari a 3L, alla temperatura di 20°C. Il liquido à ̈ inviato al modulo 1 in controcorrente rispetto al verso di scorrimento del gas nelle fibre 2, con una portata di ricircolo costante pari a 40L/h.
Il modulo di alloggiamento 1 del fascio di fibre 2 ha diametro interno pari a 3,4 cm; le fibre, in polipropilene, hanno diametro esterno pari a 0,26 cm e lunghezza effettiva pari a 25 cm. Il numero di fibre à ̈ variabile; sono stati impiegati moduli a 1, 3, 13 fibre.
Tutte le prove sono state eseguite in modo da non rendere limitante il potere assorbente della soluzione di MEA, considerato costante nel tempo ed infinito.
Si à ̈ operato a pressione atmosferica, con TMP (trans-membrane pressure) molto piccola. Di seguito sono riportate le condizioni operative utilizzate nelle prove sperimentali eseguite: Portata miscela gas: 100 - 1.000 mL/min
Percentuale CO<2>: 5%, 15%, 30% (percentuali in volume/volume) Temperatura: 20 °C
Numero di fibre: 1, 3, 13
Concentrazione MEA: 3 M
Volume soluzione: 3 L
Portata soluzione: 40 L/h
Pressione assoluta: 1 bar
Nei grafici relativi alle figure 4A, 4B e 4C sono riportati i risultati delle prove sperimentali eseguite in termini di efficienza di rimozione della CO<2>.
Questi risultati illustrano i parametri dimensionali ottimali del modulo di alloggiamento 1 in corrispondenza della massima efficienza di rimozione di CO<2>.
Per un singolo modulo (3 fibre) si à ̈ esplorato l’effetto di piccole variazioni della TMP (transmembrane pressure).
I risultati, riportati nella tabella seguente, evidenziano un effetto positivo di una leggera sovrappressione applicata al lato esterno delle fibre (lato liquido).
Tabella 1. Effetto della variazione della TMP: modulo 3 fibre; miscela gas CO<2>15% in He.
P<liquido>P<gas>TMP Q<gas>η
(bar) (bar) (bar) (mL/min) (%)
0,0 0,0 0,0 300 0,22
0,4 0,2 0,2 300 0,40
0,3 0,0 0,3 300 0,45
P<liquido>P<gas>TMP Q<gas>η
(bar) (bar) (bar) (mL/min) (%)
0,0 0,0 0,0 500 0,09
0,3 0,0 0,3 500 0,14
0,4 0,2 0,2 750 0,14
0,3 0,0 0,3 750 0,15
0,0 0,0 0,0 1.000 0,00
0,2 0,0 0,2 1.000 0,09
Come si può osservare, in base alle prove sperimentali effettuate e sopra dettagliatamente illustrate, l'utilizzo di membrane del tipo a fibra cava si à ̈ rivelato soddisfacente per rimuovere la CO<2>nelle condizioni operative utilizzate in laboratorio, condizioni che possono essere poi estrapolate ad un processo a livello industriale semplicemente aumentando la superficie di scambio, cioà ̈ aumentando il numero dei moduli e/o il numero di fibre e/o la lunghezza delle fibre.
Tali condizioni operative prevedono, inoltre, basse pressioni ed elevate velocità a cui normalmente vengono prodotti i flussi gassosi generati da impianti industriali quali reforming, centrali elettriche e caldaie.
Si intende qui rilevare che, benché le prove sperimentali sopra riportate siano state effettuate su determinate portate gassose e liquide aventi determinati tenori di CO<2>da rimuovere, il processo secondo la presente invenzione può essere estrapolato a quantitativi diversi con differenti tenori di CO<2>da rimuovere come anzidetto.
Prove sperimentali relative alla fase di mineralizzazione dell’acqua condensata con la CO<2>recuperata
La remineralizzazione dell’acqua deionizzata viene tradizionalmente effettuata mediante filtrazione su letti di carbonato di calcio (CaCO<3>) dopo iniezione di anidride carbonica.
La reazione su cui si basa il processo di remineralizzazione con CO<2>Ã ̈ la seguente:
CaCO<3>+ CO<2>+ H<2>O → Ca(HC CO<3>)<2>
Le prove sperimentali sono state condotte in un impianto pilota dotato di due punti di campionamento, uno a monte ed uno a valle della colonna di remineralizzazione, che consentono di monitorare alcune variabili importanti quali pH, conducibilità, alcalinità. La concentrazione finale degli ioni HCO<3->viene determinata per titolazione di campioni prelevati dalla corrente in uscita dalla colonna
I parametri dimensionali dell’impianto pilota sono:
- altezza colonna: 1,5 m
- diametro (interno) colonna: 0,99 dm
- sezione colonna: 0,7696 dm<2>
- tipo di riempimento: CaCO<3>in pezzatura da 4-6 mm
- tubi in PVC: 1/2†.
Le prove sperimentali sono state effettuate con volume del letto di calcare pari a 10L e con le seguenti condizioni operative:
- pressione: 2,5 bar
- temperatura: ambiente (circa 20 °C)
- portata acqua in ingresso: variabile
- tempo di residenza: variabile
- concentrazione di CO<2>in ingresso: variabile.
I tempi di residenza studiati sono stati : 10 min (Q = portata acqua in ingresso = 30 L/h), 20 min (Q = 15 L/h), 30 min (Q = 10 L/h).
Per ogni prova l’efficienza à ̈ espressa come conversione della CO<2>a HCO<3->:
L’effetto del tempo di residenza per diverse prove a concentrazione di CO<2>in ingresso costante à ̈ riassunto nelle figure 5A, 5B e 5C, che riportano efficienza, pH<out>e quantità di bicarbonati ottenuti in funzione del tempo di residenza per tre diversi valori di CO<2>in ingresso, rispettivamente di 50, 100 e 150 ppm.
Aumentando il tempo di residenza l’efficienza del processo aumenta.
Secondo il modello cinetico ipotizzato la velocità di reazione à ̈ proporzionale alla concentrazione di CO<2>in eccesso rispetto a quella di equilibrio (corrispondente cioà ̈ al raggiungimento dell’equilibrio tra fase acquosa e fase solida).
Le tabelle seguenti riassumono i risultati ottenuti.
Come si può notare, a parità di concentrazione di CO<2>in ingresso il valore di k à ̈ praticamente indipendente dal tempo di residenza.
Si intende qui rilevare che, benché le prove sperimentali sopra riportate siano state effettuate in determinate condizioni operative, i risultati sono trasferibili dalle situazioni sperimentali ai casi reali, in base alla reazione su cui si basa il processo di remineralizzazione sopra indicata.
Come risulta da quanto precede l’invenzione provvede un processo, ed il relativo impianto, che permettono di conseguire i seguenti vantaggi principali:
- grazie all’impiego di contattori a membrana si ottiene un’efficace separazione della CO<2>da correnti gassose ed il suo recupero per assorbimento in fase liquida;
- conseguentemente all’abbattimento definitivo del contenuto di CO<2>, la corrente gassosa può essere rilasciata nell’atmosfera senza impatto ambientale sul riscaldamento globale nel caso in cui la corrente gassosa di alimentazione à ̈ costituita da fumi di combustione (mentre se la corrente gassosa di alimentazione proviene da un impianto di reforming, una volta separata la CO<2>essa viene utilizzata come reagente in processi / impianti chimici previa eventuale ulteriore purificazione dell’idrogeno mediante tecnologie PSA convenzionali;
- grazie alla previsione di un’apposita colonna con riempimento in carbonato di calcio la CO<2>rimossa viene utilizzata per la mineralizzazione di acqua;
- la corrente gassosa può anche essere opportunamente pretrattata per recuperare l’acqua da mineralizzare;
- grazie alla previsione di scambio termico tra corrente gassosa in entrata e corrente liquida in uscita dal modulo a membrane, si realizza un risparmio energetico;
- grazie alla modularità dei componenti dell’impianto secondo l’invenzione, à ̈ possibile adattare lo stesso alle diverse esigenze degli impianti generatori di correnti gassose contenenti CO<2>.
Sulla base di quanto sopra esposto, si comprende quindi che il processo, ed il relativo impianto, oggetto della presente invenzione, raggiungono gli scopi e realizzano i vantaggi menzionati in precedenza.
Un ulteriore vantaggio della presente invenzione riguarda l’ottimale accessibilità a tutte le parti componenti dell’impianto, semplificando così eventuali interventi di manutenzione e/o di cambio membrane, di rabbocco del letto di calcare e regolazioni in generale.
E’ chiaro, infine, che numerose altre varianti possono essere apportate al processo, ed al relativo impianto, in questione, senza per questo uscire dai principi di novità insiti nell’idea inventiva, così come à ̈ chiaro che, nella pratica attuazione dell’invenzione, i materiali, le forme e le dimensioni dei dettagli illustrati potranno essere qualsiasi, a seconda delle esigenze, e potranno essere sostituiti con altri tecnicamente equivalenti.
Ove le caratteristiche costruttive e le tecniche menzionate nelle successive rivendicazioni siano seguite da segni o numeri di riferimento, tali segni di riferimento sono stati introdotti con il solo obiettivo di aumentare l’intelligibilità delle rivendicazioni stesse e, di conseguenza, essi non presentano alcun effetto limitante sull’interpretazione di ciascun elemento identificato, a titolo puramente di esempio, da tali segni di riferimento.

Claims (17)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Processo per la rimozione di CO<2>da correnti gassose comprendente le seguenti fasi: a) predisporre una corrente gassosa (G) contenente una determinata concentrazione di CO<2>, una determinata concentrazione di acqua ed avente una determinata temperatura; b) predisporre una corrente liquida (L) in grado di assorbire detta CO<2>; c) porre a contatto di scambio di materia interfase detta corrente gassosa (G) e detta corrente liquida (L) in modo da rimuovere detta CO<2>da detta corrente gassosa (G) e trasferirla in detta corrente liquida (L); d) porre a contatto di scambio termico detta corrente gassosa (G) e detta corrente liquida (L) contenente CO<2>in modo da raffreddare detta corrente gassosa (G) simultaneamente condensando l’acqua in essa contenuta e da riscaldare detta corrente liquida (L) simultaneamente liberando la CO<2>; e) recuperare detta CO<2;> f) recuperare detta acqua condensata.
  2. 2. Processo secondo la rivendicazione 1, comprendente inoltre la fase di: g’) utilizzare la CO<2>recuperata nella precedente fase e) per mineralizzare sostanze liquide, preferibilmente acqua, ancora più preferibilmente l’acqua condensata recuperata nella precedente fase f).
  3. 3. Processo secondo la rivendicazione 1, comprendente inoltre la fase di: g’’) trasformare la CO<2>recuperata nella precedente fase e) in bicarbonato tramite opportuna reazione, e smaltirla sotto questa forma, disciolta nell’acqua recuperata nella precedente fase f), nelle acque di scarico.
  4. 4. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui detta corrente gassosa (G) e detta corrente liquida (L) fluiscono in controcorrente l’una rispetto all’altra.
  5. 5. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui detta corrente gassosa (G) à ̈ costituita da gas di reforming oppure da fumi di combustione ed à ̈ caratterizzata da un contenuto in CO<2>compreso tra 5% e 30%, preferibilmente pari al 15% (percentuali in volume/volume).
  6. 6. Processo secondo la rivendicazione 1, in cui detta corrente liquida (L) Ã ̈ costituita da una soluzione assorbente, preferibilmente una soluzione acquosa di NaOH o MEA.
  7. 7. Impianto (100’, 100’’) per la rimozione di CO<2>da correnti gassose comprendente: - un modulo di alloggiamento (1) per membrane, o fibre, (2) atto allo scambio di materia interfase tra una corrente gassosa (G) contenente una determinata concentrazione di CO<2>, una determinata concentrazione di acqua ed avente una determinata temperatura, ed una corrente liquida (L) in modo da rimuovere detta CO<2>da detta corrente gassosa (G) e trasferirla in detta corrente liquida (L); - una prima linea (12) per alimentare detta corrente gassosa (G) a detto modulo (1); - una seconda linea (13) per alimentare detta corrente liquida (L) a detto modulo (1); - un’apparecchiatura (30) atta allo scambio termico tra detta corrente gassosa (G) in ingresso al modulo e detta corrente liquida (L) contenente CO<2>, in uscita dal modulo, in modo da raffreddare detta corrente gassosa (G) simultaneamente condensando l’acqua in essa contenuta e da riscaldare detta corrente liquida (L) simultaneamente liberando la CO<2>; - un dispositivo di recupero di detta CO<2>(40); ed - un dispositivo di raccolta di detta acqua condensata (50).
  8. 8. Impianto (100’) secondo la rivendicazione 7, comprendente inoltre un’apparecchiatura (60’) atta ad utilizzare la CO<2>recuperata per mineralizzare sostanze liquide, preferibilmente acqua, ancora più preferibilmente l’acqua condensata recuperata, e comprendente inoltre preferibilmente un dispositivo di raccolta di detto liquido remineralizzato (70).
  9. 9. Impianto (100’’) secondo la rivendicazione 7, comprendente inoltre un’apparecchiatura (60’’) atta a trasformare la CO<2>recuperata in bicarbonato e smaltirla nelle acque di scarico.
  10. 10. Impianto (100’, 100’’) secondo la rivendicazione 7, comprendente inoltre un sistema di filtrazione posto a monte del modulo di alloggiamento (1) per trattenere il particolato presente nella corrente gassosa (G).
  11. 11. Impianto (100’, 100’’) secondo la rivendicazione 7, in cui detta corrente gassosa (G) viene alimentata all’interno di dette membrane (2) di detto modulo (1) e detta corrente liquida (L) viene alimentata all’esterno di dette membrane (2) di detto modulo (1).
  12. 12. Impianto (100’, 100’’) secondo la rivendicazione 7, in cui dette membrane (2) sono del tipo a fibra cava, idrofobiche, microporose e realizzate in polipropilene.
  13. 13. Impianto (100’, 100’’) secondo la rivendicazione 12, in cui dette membrane (2) sono caratterizzate da porosità superficiale compresa tra 20% e 80%, preferibilmente pari a circa il 60%, hanno diametro esterno compreso tra 1 mm e 5 mm, preferibilmente pari a 2,6 mm, e spessore della parete compreso tra 10 micron e 500 micron, preferibilmente pari a 100 micron.
  14. 14. Uso di gas di reforming come corrente gassosa (G) in un processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 6.
  15. 15. Uso secondo la rivendicazione 14, in cui detti gas di reforming sono caratterizzati da una concentrazione di CO<2>pari al 5-30% volume/volume, preferibilmente pari al 17% volume/volume, da una temperatura compresa nell’intervallo 25-150 °C e da una portata compresa nell’intervallo 100-3.000 m<3>/h.
  16. 16. Uso di fumi di combustione come corrente gassosa (G) in un processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 6.
  17. 17. Uso secondo la rivendicazione 16, in cui detti fumi di combustione sono caratterizzati da una concentrazione di CO<2>pari al 5-30% volume/volume, preferibilmente pari al 15% volume/volume, da una temperatura compresa nell’intervallo 5-200 °C e da una portata compresa nell’intervallo 1-1.000 m<3>/h.
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