L. Mancuso - Foster Wheeler Italiana - Power Division

Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS Maggiore flessibilità operativa e miglior ritorno economico L. Mancuso - Foster Wheeler Italiana - Power Division N. Ferrari - Foster Wheeler Italiana - Power Division J. Davison - IEA Greenhouse Gas R&D Programme

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

Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali Flessibilità operativa degli impianti convenzionali (no CCS) Stoccaggio di energia in impianti CCS Conclusioni Agenda

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 Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali • Elevata flessibilità operativa richiesta agli impianti • Variazione della richiesta dell’energia elettrica • Partecipazione ai servizi di rete

Introduzione: richiesta di EE per impianti a combustibile fossile Peak: 80 ore/settimana Off-peak: 88 ore/settimana

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)

Stoccaggio di energia nei futuri impianti CCS OBIETTIVO: Mantenere inalterata la flessibilità operativa Lo stoccaggio di energia è una strategia fondamentale : • Maggiore generazione durante i periodi di picco • Maggiore capacità di rispondere alle variazioni di carico

Forma di stoccaggio dipende dalla tipologia di impianto • Stoccaggio di idrogeno o combustibile ad elevato contenuto di idrogeno • IGCC con cattura pre-combustione della CO2 • Stoccaggio di ossigeno • IGCC con cattura pre-combustione della CO2, • Impianti con combustione ad ossigeno • Stoccaggio di solvente • Impianti con cattura post-combustione della CO2 • (NGCC, USC PC)

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

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

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 proveniente dallo stoccaggio alimentato a TG • Peak Syngas ricco di H2 in eccesso a stoccaggio (in parte a PSA) • Off - peak

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 0

Impatto dello stoccaggio intermedio del syngas ricco di H2in 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

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

Impatto dello stoccaggio di ossigeno in impianti IGCC tradizionali • ASU al minimo carico efficiente nei periodi di picco di richiesta (scenario 1) • Energia prodotta: +6÷9% (ASU al 70%) - Stoccaggio LOX-LIN: +2-4% TIC • Design dell’ASU a capacità ridotta (scenario 2) • Energia prodotta: +3÷6% - Capacità ASU ridotta (82%) + stoccaggio LOX: TIC invariato NB: Integrazione ASU - TG può costituire un limite alla flessibilità

Impatto dello stoccaggio di ossigeno in impianti Oxy-fuel tradizionali • ASU al minimo carico efficiente nei periodi di picco di richiesta (scenario 1) • Energia elettrica prodotta: +4÷7% (ASU al 55-60%) - Stoccaggio LOX : +1÷3% TIC • Design dell’ASU a capacità ridotta (scenario 2) • Energia elettrica prodotta: +1÷3% - Capacità ASU ridotta (80%) + stoccaggio LOX: -1÷-3% TIC

Stoccaggio di solvente negli impianti con cattura post combustione: schema

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

Stoccaggio di solvente negli impianti con cattura post-combustione • Capacità ridotta o minimo carico durante le ore di picco • Ottimmizzare i volumi di stoccaggio • Adeguare il dimensionamento per ottenere una portata di CO2costante 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

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

Carico ridotto del’unità di rigenerazione (50%) Capacità rigeneratore ridotta (75%) TIC + 20-23% EE = +6÷8% Minimizzazione stoccaggio TIC + 18-20%

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%

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

Conclusione 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 • Infatti: • Gli impianti (anche IGCC) seguono la richiesta variabile di energia, ad eccezione della marcia dei cicli combinati nelle ore di bassa richiesta • La generazione di energia aumenta durante le ore di picco • L’incremento del costo di investimento è contenuto nella maggior parte dei casi

Grazie per l’attenzione luca_mancuso@fwceu.com noemi_ferrari@fwceu.com john.davison@ieaghg.org

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