Cattura e Stoccaggio della CO2 Evoluzione del Quadro Normativo e Prospettive di Filiera IndustrialeConvegno WEC Italia - 18 Ottobre 2011
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L. Mancuso - Foster Wheeler Italiana - Power Division
N. Ferrari - Foster Wheeler Italiana - Power Division
J. Davison - IEA Greenhouse Gas R&D Programme
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
Maggiore flessibilità operativa e miglior ritorno economico
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Premessa
IEA GHG R&D Programme
Organizzazione internazionale (19 nazioni, EC, OPEC e 25 sponsors) finalizzata allo studio delle tecnologie per limitare le emissioni di gas serra
Background dello studio
Gli impianti di produzione d’energia elettrica devono necessariamente far fronte alla richiesta variabile del mercato, alla luce anche di un incremento significativo delle fonti rinnovabili
Anche gli impianti futuri con CCS dovranno rispondere a questa richiesta
Principali obiettivi
Identificare i maggiori fattori che limitano la flessibilità degli impianti CCS
Valutare la fattibilità tecno-economica di stoccaggio dell’energia, come mezzo per migliorare la flessibilità operativa ed il ritorno economico
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Agenda
Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali
Flessibilità operativa degli impianti convenzionali (no CCS)
Stoccaggio di energia in impianti CCS
Conclusioni
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali
Liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica
Variabilità del prezzo dei combustibili e dell’energia elettrica
Ruolo chiave delle fonti rinnovabili
Capacità installata di generazione da fonti fossili superiore alla
domanda
Deindustrializzazione dei paesi sviluppati e crisi economica
Elevata flessibilità operativa richiesta agli impianti
Variazione della richiesta dell’energia elettrica
Partecipazione ai servizi di rete
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Plant load (Monday to Friday1) - Two operating regimes
PC - IGCC
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Note 1: NGCCs @ 0% load during week-end.IGCC, USCPC and OXY-USCPC @ 50% load during week-end
Introduzione: richiesta di EE per impianti a combustibile fossile
Peak: 80 ore/settimana
Off-peak: 88 ore/settimana
Mercato elettrico a tariffa bi-oraria
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Plant load (Monday to Friday1) - Three operating regimes
PC - IGCC
NGCC
Note 1: NGCCs @ 0% load during week-end.IGCC, USCPC and OXY-USCPC @ 50% load during week-end
Introduzione: richiesta di EE per impianti a combustibile fossile
Peak: 2 ore/giorno
Off-peak: 8 ore/giorno
Normal: 14 ore/giorno
Mercato elettrico con picco di richiesta
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Flessibilità operativa degli impianti convenzionali (no CCS)
NGCC
• Capacità di operare in modo ciclico: elevata• Buona efficienza ai carichi parziali • Turn-down dipende dal minimo tecnico ambientale della TG (30-50%)
USC PC
• Capacità di operare in modo ciclico: media• Discreta efficienza a carichi parziali• Turn down: 30%
IGCC
• Capacità di operare in modo ciclico: bassa• Turn-down treno di generazione del syngas: 50%
Minimo tecnico ambientale della TG a syngas: 60% (bruciatori a diffusione)
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di energia nei futuri impianti CCS
Maggiore generazione durante i periodi di picco
Maggiore capacità di rispondere alle variazioni di carico
OBIETTIVO: Mantenere inalterata la flessibilità operativa
Lo stoccaggio di energia è una strategia fondamentale :
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Forma di stoccaggio dipende dalla tipologia di impianto
Stoccaggio di idrogeno o combustibile ad elevato contenuto di idrogenoIGCC con cattura pre-combustione della CO2
Stoccaggio di ossigenoIGCC con cattura pre-combustione della CO2,Impianti con combustione ad ossigeno
Stoccaggio di solventeImpianti con cattura post-combustione della CO2
(NGCC, USC PC)
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di idrogeno: caratteristiche
Tipologie• Rocce porose: giacimenti esauriti e falde acquifere
• Caverna: caverne artificiali e miniere
Capacità: 105-106 m3
• Proporzionale alla pressione di stoccaggio del gas
• Il volume totale deve includere la quantità necessaria di ‘gas cuscinetto’
Pressione: 10-270 bar• Dipende dalla profondità di stoccaggio
Meccanismo di prelievo• Pressione costante
• Volume costante
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di idrogeno: una tecnologia già nota!
Inghilterra, Teesside, Yorkshire (SABIC, ex ICI)• Stoccaggio di idrogeno puro: 1 milione di Nm3 (3 caverne)
• Profondità: 400 m
Francia, Beynes, Ile de France (Gaz de France)• Stoccaggio di gas 50-60% di idrogeno in falda acquifera: 330 milioni di Nm3
• 20 anni in operazione senza perdita di contenimento o problemi di sicurezza
Russia• Stoccaggio di idrogeno puro
• Pressione: 90 bar
Germania• Stoccaggio di gas 62% di idrogeno in caverna: 32,000 m3
• Pressione: 80-100 bar
Cecoslovacchia• Stoccaggio di gas 50% di idrogeno in falda acquifera
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio sotterraneo di idrogeno: IGCC con cattura pre-combustione
Co-produzione di energia elettrica e idrogeno
Stoccaggio intermedio di combustibile ad elevato contentuto di H2
La linea di produzione del combustibile opera a pieno carico, mentre i treni di potenza variano la generazione come richiesto dal mercato
Syngas ricco di H2 in eccesso a stoccaggio (in parte a PSA)
• Peak
• Off - peak
Syngas ricco di H2 proveniente dallo stoccaggio alimentato a TG
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Impianti di co-produzione di EE e H2 vs. IGCC tradizionali
• Energia elettrica prodotta: +2÷4%
• Produzione di idrogeno tramite PSA: +1÷3% TIC
• Stoccaggio di syngas ricco di idrogeno: 1÷3% TIC
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Impatto dello stoccaggio intermedio del syngas ricco di H2 in IGCC tradizionali
• Energia elettrica prodotta: +2÷5%
• Treno di generazione del syngas di capacità ridotta: -5÷-8% TIC
• Stoccaggio di syngas ricco di idrogeno: 1÷3% TIC
• Stoccaggio di azoto per le TG
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Stoccaggio di ossigeno: IGCC e Oxy-USC PC
ASU al minimo carico nei periodi di picco (Scenario 1)
Design dell’ASU a capacità ridotta (Scenario 2)
La potenza netta, generata nei periodi di picco, aumenta perchè i consumi elettrici dell’ASU diminuiscono. Lo stoccaggio si effettua nei periodi di bassa richiesta di energia
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Impatto dello stoccaggio di ossigeno in impianti IGCC tradizionali
ASU al minimo carico efficiente nei periodi di picco di richiesta (Scenario 1)
• Energia elettrica prodotta (picco 16 h/d):+6÷9% (ASU al 70%) - Stoccaggio LOX-LIN: +2-4% TIC• Energia elettrica prodotta (picco 2 h/d):+9÷12% (ASU al 50%) - Stoccaggio LOX-LIN: +1-2% TIC
Design dell’ASU a capacità ridotta (Scenario 2)
• Energia elettrica prodotta: +3÷6% - Capacità ASU ridotta (82%) + stoccaggio LOX: TIC invariato
NB:
Integrazione ASU - TG può costituire un limite alla flessibilità
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ASU al minimo carico efficiente nei periodi di picco di richiesta (scenario 1)
• Energia elettrica prodotta (picco 16 h/d): +4÷7% (ASU al 55-60%) - Stoccaggio LOX : +1÷3% TIC• Energia elettrica prodotta (picco 2 h/d): +5÷7% (ASU al 50%) - Stoccaggio LOX : <1% TIC
Design dell’ASU a capacità ridotta (scenario 2)
• Energia elettrica prodotta: +1÷3% - Capacità ASU ridotta (80%) + stoccaggio LOX: -1÷-3% TIC
Impatto dello stoccaggio di ossigeno in impianti Oxy-fuel tradizionali
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Scenario 1Scenario 2
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Stoccaggio di solvente negli impianti con cattura post combustione: schema
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Stoccaggio di solvente: caratteristiche
Temperatura• Minima: temperatura ambiente per evitare precipitazione dei sali (HSS)
• Massima: temperatura di fondo colonna di assorbimento per evitare rilascio della CO2 disciolta
Minimizzare contatto con ossigeno• Serbatoi a tetto mobile
• Tenuta con azoto/CO2
Rivestimento anti-corrosione
Degradazione del solvente trascurabile
Stoccaggio sicuro
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di solvente negli impianti con cattura post-combustione
Capacità ridotta o minimo carico durante le ore di picco
Ottimizzare i volumi di stoccaggio
Adeguare il dimensionamento per ottenere una portata di CO2 costante
La rigenerazione del solvente si può effettuare in tempi diversi rispetto alla cattura della CO2 dai fumi, riducendo il consumo di vapore e di energia elettrica dell’impianto durante i periodi di picco
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di solvente nei cicli combinati
• Rigenerazione al minimo tecnico nelle ore di picco: stoccaggi eccessivi
• GT al minimo tecnico ambientale durante le ore di bassa richiesta di energia per rigenerare il solvente stoccato (fermata notturna non fattibile)
• Energia elettrica prodotta nelle ore di picco aumenta• Carico ridotto dell’unità di rigenerazione • Carico costante dell’unità di rigenerazione
• Significativo impatto sul TIC: stoccaggi e costo iniziale del solvente
Mercato elettrico con due regimi operativi (tariffa bi-oraria)
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MON TUE WEN THU FRI SAT SUN MON
Carico ridotto del’unità di rigenerazione (50%)
Capacità rigeneratore ridotta (75%)TIC + 20-23%
Minimizzazione stoccaggioTIC + 18-20%
EE = +6÷8%
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Rigenerazione costante: CO2 costante ai BL
Capacità rigeneratore ridotta (60%)TIC + 13-15%(esclusa la riduzione della linea di trasporto della CO2: -170,000 €/km)
EE = +4÷6%
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di solvente nei cicli combinati
NO rigenerazione nelle due ore di picco: +11÷13% EE
Rigenerazione del solvente stoccato nelle ore di normale operazione• Sovradimensionamento sezione rigenerazione e compressione
• Riduzione energia elettrica (-2÷-3% EE)
Solvente rigenerato/stoccato con andamenti ciclico giornaliero: volumi e superfici più contenuti
Impatto sul TIC (stoccaggi e costo iniziale del solvente, adeguamento ciclo a vapore) +8-10% TIC
Mercato elettrico con tre regimi operativi (2 ore di picco)
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Stoccaggio di solvente negli impianti a polverino di carbone
• Fermata dell’unità di rigenerazione nelle ore di picco: stoccaggi eccessivi
• Rigenerazione durante le ore di bassa richiesta di energia mentre l’impianto è a carico parziale
• Energia elettrica prodotta: +4÷6% (ridotta rigenerazione)+3÷5% (rigenerazione costante)
• Maggiore impatto sul TIC (stoccaggi e costo iniziale del solvente): circa il 5% in più rispetto all’impianto senza stoccaggio. Nel caso di rigenerazione costante, la riduzione di costo della linea di trasporto è circa 100,000 €/km
Mercato elettrico con due regimi operativi (tariffa bi-oraria)
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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NO rigenerazione nelle due ore di picco: +20÷23% EE
Rigenerazione durante le ore di bassa richiesta di energia mentre l’impianto è a carico parziale
Solvente rigenerato/stoccato con andamenti ciclico giornaliero: volumi e superfici più contenuti
Impatto sul TIC (stoccaggi e costo iniziale del solvente, adeguamento ciclo a vapore) +4-7% TIC
Mercato elettrico con tre regimi operativi (2 ore di picco)
Stoccaggio di solvente negli impianti a polverino di carbone
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS
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Conclusione
Infatti:
Gli impianti (anche IGCC) seguono la richiesta variabile di energia, ad eccezione della marcia dei cicli combinati nelle ore di bassa richiesta e con tariffa bi-oraria
La generazione di energia aumenta durante le ore di picco
L’incremento del costo di investimento è contenuto nella maggior parte dei casi
Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS consente di mantenere una flessibilita operativa analoga a quella degli impianti senza cattura ed offre l’opportunita di migliorare il ritorno economico dell’investimento
Cattura e Stoccaggio della CO2 Evoluzione del Quadro Normativo e Prospettive di Filiera IndustrialeConvegno WEC Italia - 18 Ottobre 2011
© Foster Wheeler 2011. All rights reserved.
Grazie per l’attenzione
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