Centrali a carbone e controllo delle emissioni climalteranti

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1 Pag. 1 di 53 Analisi e risoluzione dei conflitti ambientali in materia di gestione del ciclo dei rifiuti e impianti per la produzione di energia: aspetti tecnici, normativi, sociali e sanitari Viterbo, Settembre 2008 Centrali a carbone e controllo delle emissioni climalteranti Giuseppe Girardi ENEA

2 IEA - SCENARIO DI RIFERIMENTO - DOMANDA MONDIALE DI ENERGIA PRIMARIA Other renewables Nuclear Biomass Gas Mtoe Coal Oil La domanda globale cresce di più del 50% nei prossimi 25 anni Il carbone cresce più delle altre fonti in termini assoluti G. Girardi Pag. 2 di 253

3 Pag. 3 di 53 SCENARIO DI RIFERIMENTO: EMISSIONI DI CO2 PER AREA Gigatonnes of CO Rest of non-oecd China United States Rest of OECD

4 CO2 quadro di riferimento internazionale Proiezioni IEA per il periodo Incremento annuo consumi energetici mondiali 1,8% - al 2030 frazione di energia mondiale da fossili 90% (34% olio; 29% carb; 26% NG) - Incremento annuo di emissioni di CO2 2,1% (+60% dal 2000 al 2030) IPCC assessment Aumento globale medio della T 0.74 C dal 1906 al Aumento atteso al 2100 da 2.4 a 6.4 C - innalzamento del livello marino da 18 a 59 cm STERN UE : i tre 20% - proposte di direttive sullo storage della CO2 G8 - IEA e CSLF G. Girardi Pag. 4 di 53

5 Pag. 5 di 53 GENERAZIONE ELETTRICA SCENARIO IN ITALIA

6 Iniziative internazionali CSLF (Carbon Sequestration Leadership Forum): Iniziativa internazionale lanciata nel 2003 su iniziativa USA - Political Group - Technical group EU - ZEP (Zero Emission Fossil Fuels Power Plants): Coinvolti diversi stakeholder 1) SVILUPPO E DIMOSTRAZIONE DELLE TECNOLOGIE 2) NORMATIVA INTERNAZIONALE (ETS, G8) 3) ACCETTAZIONE SOCIALE IEA - IPHE COMITATO ZERO EMISSION: presso il MAP G. Girardi Pag. 6 di 53

7 EMISSIONI: evoluzione della normativa priorità del passato ossidi di azoto - NO x ossidi di zolfo - SO x Particolato effetti locali piogge acide priorità di oggi metalli pesanti microinquinanti organici particoloto fine effetti locali effetti sulla salute priorità anidride carbonica effetti globali (Bilancio complessivo) cambiamenti climatici G. Girardi Pag. 7 di 53

8 Pag. 8 di 53 Politica energetica: 4 pilastri USO DELL ENERGIA : EFFICIENZA + RISPARMIO PRODUZIONE: EFFICIENZA PRODUZIONE: FR Sequestrazione della CO 2 medio-lungo periodo Combustibili puliti breve-medio periodo - abbassare emissioni (inquinanti e CO 2 ) - diversificazione PRODUZIONE DI ENERGIA: LA GRANDE SFIDA DEL SECOLO 1) mantenere la priorità ai primi due elementi: efficienza + rinnovabili 2) sviluppare le tecnologie di sequestrazione della CO2 : bassi costi e accettazione

9 RUOLO DEI COMBUSTIBILI FOSSILI AI FINI DELL APPROVVIGIONAMENTO ENERGETICO: SOLUZIONI TECNOLOGICHE PER UN LORO USO SOSTENIBILE L impossibilità di sostituire in modo significativo, almeno per qualche decennio, la quota di utilizzo dei combustibili fossili con fonti alternative a basse o nulle emissioni, rende necessario adottare delle soluzioni che limitino gli impatti conseguenti al loro utilizzo, in modo che questo sia compatibile con gli obiettivi di contenere le alterazioni climatiche. è fondamentale per il nostro Paese concentrare gli sforzi anche sulle tecnologie innovative di utilizzo del carbone, per consentire al nostro sistema industriale di poter competere sul mercato globale, anche a fronte della perdurante rinuncia al nucleare. L impiego dei combustibili fossili (carbone o gas naturale) per la coproduzione su vasta scala di elettricità e idrogeno può rappresentare la strada, realistica e praticabile dal punto di vista economico, per accelerare la transizione verso un economia in cui il vettore idrogeno giocherà un ruolo molto importante Nicholas Stern - IPCC UE: ZEP - FP7/8 10/12 dimostrativi al 2015 ulteriori sviluppi dopo il 2020 CSLF G. Girardi IEA Pag. 9 di 53

10 Pag. 10 di 53 VERSO L IMPIEGO DEI COMBUSTIBILI FOSSILI SOSTENIBILI Molte delle tecnologie necessarie per la cattura ed il sequestro della CO2 sono già disponibili Occorre ora passare alla fase dello sviluppo e della dimostrazione industriale UE con un impegno continuo e definendo condizioni di mercato che rispecchino vincoli chiari e ambiziosi in termini di emissioni di carbonio, si potranno rendere praticabili sotto il profilo commerciale le tecnologie del d carbone sostenibile nel giro di anni. Nuovi impianti capture ready

11 Pag. 11 di 53 La modernizzazione del parco impianti deve prevedere la possibilità di installare tecnologie CCS Riduzione Emissioni CO2 Argomento chiave sarà il valore di CO 2 `Traiettoria Emissioni zero Traiettoria Incremento di efficienza Emissioni zero richiederà impianti molto efficienti breve-termine Medio-termine Lungo-termine Tempo

12 PERCHE IL CARBONE Occorre costruire un ponte fino a quando avremo un economia basata sul patrimonio energetico naturale. Occorre sviluppare l utilizzazione sofisticata del carbone, soprattutto in impianti di piccola scala. Tra le tecnologie di transizione, le più apprezzabili appaiono quelle basate su un impiego efficiente di questo combustibile così largamente diffuso Amory B. Lovins, 1976 G. 22 Girardi Novembre 2007 Milabno Viterbo, 25 Settembre 2008 centrali G. a carbone Girardi e controllo delle emissioni climalteranti Pag. 12 di 53 27

13 Pag. 13 di 53 TURBINA A VAPORE (ciclo chiuso) Scambio termico indiretto Vapore in turbina Anche combustibili sporchi SCARICO vapore TURBINA A VAPORE GENERATORE ELETTRICO CALDAIA carbone COMBUSTIBILE ARIA CONDENSATORE acqua

14 Pag. 14 di 53 combustibile aria COMPRESSORE CC TURBINA A GAS CICLO COMBINATO GTCC (turbina a gas + turbina a vapore) GENERATORE ELETTRICO SCARICO aria combustibile CALDAIA A RECUPERO TURBINA A VAPORE(AP e BP) GENERATORE ELETTRICO CONDENSATORE COGENERAZIONE componente chiave per avere alte efficienze come usare combustibili sporchi e meno costosi?

15 Pag. 15 di 53 COME USARE COMBUSTIBILI SPORCHI E MENO COSTOSI? Gasificazione Syngas del carbone gasificazione -carbone -biomasse - scarti di processo - rifiuti trattamento dei materiali per ottenere un combustibile utilizzabile in turbina a gas di un Ciclo Combinato Rimozione di H 2 S CO Shift Separazione di CO 2 Hcombustibile 2 CC GENERATORE ELETTRICO H 2 S CO 2 aria COMPRESSORE TURBINA A GAS

16 Pag. 16 di 53 CARBONE IMPIEGO SOSTENIBILE DEL CARBONE: E VERAMENTE POSSIBILE?

17 Pag. 17 di 53 CENTRALI A CARBONE: TECNOLOGIE DISPONIBILI Cicli vapore supercritici ed ultrasupercritici basati su caldaie a polverino Cicli vapore supercritici e subcritici basati su caldaie a letto fluido circolante Cicli basati su caldaie ad ossi-combustione Impianti di gassificazione del carbone integrati con un ciclo combinato (IGCC)

18 Pag. 18 di 53 CENTRALI A CARBONE IN ITALIA

19 Pag. 19 di 53 Caratteristiche di una centrale a carbone da 1000 MWe 1000 MWe - η = 0.32 carbone : 380 t/h = 9000 t/giorno aria : 3 x 10 6 m 3 /h = 3800 t/h fumi : 3.2 x 10 6 m 3 /h = 4200 t/h = 900 m 3 /sec CaCO 3 gesso : kg/h : 51000kg/h = 1200 t/giorno SO 2 in = g/kwh = (kg/h)/mw = 7.3 SO 2 out = g/kwh = (kg/h)/mw = 0.15

20 Pag. 20 di 53 Road-map tecnologica per l uso l del carbone breve periodo ricorso alle più avanzate tecnologie disponibili in termini di elevata efficienza di conversione e ridotte emissioni Caldaie supercritiche e ultra-supercritiche medio periodo sviluppo di tecnologie avanzate di gassificazione e trattamento del syngas IGCC Integrated Gasification Combined Cycles lungo periodo Ricerca-Sviluppo-Dimostrazione di tecnologie avanzate Gassificazione per la produzione di H 2 e sequestrazione della CO 2

21 Pag. 21 di 53 CIVITAVECCHIA Attuali centrali: Torre Nord e Torre Sud TVN - 4 gruppi da 660 MWe - potenza complessiva di MWe - alimentati ad olio combustibile denso - η = 40% TVS - tre gruppi da 320 ed uno da 180 MWe - potenza complessiva di MWe - alimentati con gasolio, olio denso e gas: normalmente 30% olio e 70% gas - η = 39%

22 Pag. 22 di 53 Stato dell arte dei supercritici (SC) Temperatura max. di surriscaldamento C Studstrup (DK) 540/540 Maatsura 1 (J) 538/566 Esbjerg (DK) 560/560 Schwarze Pumpe (D) 547/565 Maatsura 2 (J) 593/593 Haramachi 2 (J) 600/600 Nordjylland (DK) 580/580/580 Tachibanawan 1 (J) 600/610 Avedore (DK) 580/600 Isogo (J) 600/610 Torrevaldaliga Nord anno

23 Pag. 23 di 53 Trasformazione a carbone di Torrevaldaliga Nord Centrale, ad olio combustibile, da sostituire: 4 gruppi da 660 MW elettrici ciascuno, per una potenza nominale di MW elettrici, alimentati ad olio combustibile denso. Centrale a carbone: tipo SC alimentata a carbone Progetto originario: 4 gruppi da 660 MWe ciascuno, per una potenza nominale di MWe Progetto attuale: 3 gruppi da 660 MWe ciascuno, per una potenza nominale di MWe Emissioni e rendimenti: confronto combustibile olio combustibile SO 2 (mg/nm 3 ) NO x (mg/nm 3 ) Polveri (mg/nm 3 ) rendimento 40% carbone %

24 Pag. 24 di 53 PROBLEMI t/anno di ceneri Grande quantità di gessi ottenuti nel corso del ciclo operativo produzione di CO 2 ed NO X (precursori dell Ozono): è necessario stabilire quali siano gli effetti, in termini di formazione e concentrazione di ozono da NO X. adottare nelle vicinanze delle centrali specie vegetali resistenti ad elevate concentrazioni di CO 2, a piogge acide e, soprattutto, all ozono eventuale rilascio di arsenico, cromo e/o nichel: possibile inquinamento di falde acquifere, oppure assorbimento da piante e prodotti agricoli. privilegiare colture a fini non alimentari e/o fiori possibile diffusione nell ambiente (in forma solida o aeriforme) di radionuclidi liberati dalla combustione del carbone Stoccaggio del carbone

25 Pag. 25 di 53 Impianti USC riduzione del 25% delle emissioni di CO2

26 Pag. 26 di 53 IMPIANTI IGCC IN ESERCIZIO

27 Pag. 27 di 53 CONFRONTO FRA LE DIVERSE TECNOILOGIE

28 Pag. 28 di 53 EMISSIONI Normativa Europea:

29 Pag. 29 di 53 TECNOLOGIE CCS

30 Pag. 30 di 53 IEA - Energy Technology Perspectives 2008 ACT scenario: techologies that already exist or are in advanced state of development BLU scenario: reducing CO2 emissions by 50% (from current levels) by 2050

31 Pag. 31 di 53 IEA - Energy Technology Perspectives 2008

32 Pag. 32 di 53 IEA - Energy Technology Perspectives 2008

33 Pag. 33 di 53 IEA - Energy Technology Perspective s 2008 CCS can play a key role outside the power sector

34 Pag. 34 di 53 CATTURA E CONFINAMENTO DELLA CO2: 3 VIE PARALLELE POST COMBUSTION POST - COMBUSTION OXY FUEL OXY - FUEL PRE COMBUSTION PRE - COMBUSTION

35 Pag. 35 di 53 CATTURA E CONFINAMENTO DELLA CO2: 3 VIE PARALLELE POST COMBUSTION ARIA COMBUSTIBILE IMPIANTO TRATTAMENTO FUMI E SEPARAZIONE CO2 POST - COMBUSTION

36 Pag. 36 di 53 Impianti con cattura a valle

37 Pag. 37 di 53 CATTURA E CONFINAMENTO DELLA CO2: 3 VIE PARALLELE OXY - FUEL OXY FUEL PRODUZIONE OSSIGENO COMBUSTIBILE IMPIANTO ACQUA CO2 CONCENTRATA

38 OXY-FLAMELESS COMBUSTION ossigeno - ENEA - ENEL - ITEA Trattamento Gas di scarico G. Girardi ANSALDO CALDAIE: MPIANTO DISMO ISOTHERM COMBUSTORE OXYLA+GENERAZIONE FLAMELESS DI ENERGIA ELETTRICA: QUALE FUTURO? - ENEA ANSALDO E. ITEA SOTACARBO Pag. 38 di 53

39 Pag. 39 di 53 Impianti oxyfuel con cicli SC

40 CATTURA E CONFINAMENTO DELLA CO2: 3 VIE PARALLELE PRE - COMBUSTION PRE COMBUSTION G. Girardi PRODUZIONE OSSIGENO COMBUSTIBILE CO2 SYNGAS IDROGENO ARIA opp. OSSIGENO IMPIANTO Pag. 40 di 53

41 PRE-COMBUSTION: GASSIFICAZIONE CARBONE E H2 IMPIANTO ZECOMIX PRESSO ENEA SEPARAZIONE CO2 H2 IDRO - GASSIFICAZIONE Coal Gasifier 50 kg/h Decarbonization Reactors Steam Generator TURBINE SYNGAS H2 100 kwe MicroTurbine Coal Feeder Gas Cleaning Section ENEA Test Platorm G. Girardi Viterbo, 25 Settembre LA GENERAZIONE 2008 centrali DI ENERGIA a carbone ELETTRICA: e controllo delle QUALE emissioni FUTURO climalteranti? Pag. 41 di 53

42 Pag. 42 di 53 Schema di FUTURE-GEN Figure 2.2 Simplified flow diagram of FutureGen plant (US DOE, 2004)

43 Pag. 43 di 53 Storage della CO2 Storage geologico - In formazioni Saline profonde - In pozzi esauriti di Petrolio e Gas - In giacimenti di carbone non sfruttabili - In campi geotermici non sfruttabili Usi di CO2 a fini produttivi - Enhanced Oil & Gas Recovery (EOR ed EGR): iniezione di CO2 in pozzi operative di petrolio o gas per aumentarne la produttività; - Enhanced Coal Bed Methane (ECBM): iniezione di CO2 in giacimenti esauriti di carbone, con fissaggio della CO2 ed estrazione di metano Storage nelle profondità oceaniche (deep ocean) Mineralizzazione Biofissazione - Produzione di biomassa da CO 2 ed energia solare, con microalghe o ciano-batteri - Formazione di idrati

44 Pag. 44 di 53 Il problema dello stoccaggio finale della CO2 Quattro sono le domande principali : Come la si può trasportare dagli impianti al punto di stoccaggio? Quali sono le tecnologie ed i siti papabili? Quali sono i costi relativi alla cattura e allo stoccaggio indefinito? Quali sono le garanzie di sicurezza?

45 Pag. 45 di 53 Storage in acquiferi salini: SLEIPNER

46 Pag. 46 di 53 Progetti di CO2 Storage con attività di monitoring Monitoring In corso Monitoring previsto

47 Pag. 47 di 53 Potenzialità di stoccaggio della CO2 Potenzialità Tipologia di confinamento della CO 2 1 reazioni mineralogiche 10 carbone: giacimenti non coltivabili 100 giacimenti esauriti di olio e gas 1000 acquiferi salini profondi Capacità globali di stoccaggio della CO 2 (in Gt, miliardi di tonnellate) Acquiferi salini profondi Giacimenti di petrolio e gas Miniere di carbone Potenzialità di stoccaggio in Italia (Mt CO 2 ) (stime da un progetto della UE, FP5) Acquiferi on-shore 353 Acquiferi off-shore 84 Giacimenti di olio e gas on-shore Totale nazionale 2.230

48 Pag. 48 di 53 Confinamento geologico in Italia

49 Pag. 49 di 53 Questioni generali Barriere Vantaggi e svantaggi delle diverse soluzioni di stoccaggio della CO2 Problematiche normative, autorizzative e di public acceptance

50 Pag. 50 di 53 TEPSI TEPSI COHYGEN Progetti nazionali (pubblici) sulle tenologie CCS Studio e sperimentazione su ciclo innovativo ZECOMIX: idrogassificazione, icazione, cattura ad alta temperatura e combustione avanzata dell idrogeno con tecnologie mild Partners: ENEA, Ansaldo Ricerche, CIRPS Realizzazione di una piattaforma sperimentale per la gassificazione del carbone, finalizzata alla produzione di idrogeno e alla cattura della CO2,, con sperimentazione di tecnologie innovative di desolforazione e CO-shift Partners: Sotacarbo, ARI, ENEA, Università di Cagliari CARBOμGEN Produzione di Idrogeno da carbone per micro-generazione elettrica e micro-reti reti di distribuzione dell idrogeno e del syngas Partners: SOTACARBO, ENEA, CSM, Università di Cagliari, Ansaldo Ricerche, Ansaldo Fuel Cells PRATO Ottimizzazione su scala pre-industriale dei sistemi di separazione di e di confinamento geologico della CO2 ad alto rendimento e basso costo. o. Partners: SOTACARBO, ENEA, Techint, Università di Cagliari, POLIMI FINE FINE CO2 CO2 Protocollo d intesa: d ITEA SOTACARBO-ENEA-ANSALDO ANSALDO ENERGIA per l utilizzo di un ossicombustore flameless utilizzato con carbone del d Sulcis (ad alto contenuto di zolfo) e con sequestro della CO2 con tecnologia ECBM

51 Pag. 51 di 53 ENEA ENEA SOTACARBO La ricerca pubblica sulle tenologie CCS --new new cycle, cycle, high high efficiency, no no emissions -- advanced approach for for coal coal combustion and and gasification --gasification coal coal platform -- ECBM ECBM for for CO2 CO2 storage CESI CESI Ricerche improvement in in USC USC plants plants R&D R&D on on CO2 CO2 capture (high (high temp. temp. membrane) Universities support to to model model critical critical processes in in coal coal power power plant plant OGS OGS INGV INGV --CO2 CO2 Storage: several studies and and activities --CO2 CO2 Storage: several studies and and activities CARBOSULCIS --ECBM ECBM and and Acquifers CO2 CO2 storage: demonstration on on and and under under --Sulcis Sulcis basin basin

52 Pag. 52 di 53 ENEL ENEL ITEA ITEA La ricerca sulla Oxy combustion --preliminary tests tests -- Demonstration plant plant design design and and testing testing --process development and and preliminary testing testing ENEA ENEA --advanced diagnostics and and simulation -- cycle cycle analysis Universities support to to model model critical critical processes in in coal coal power power plant plant OGS OGS --CO2 CO2 Storage INGV INGV --CO2 CO2 Storage ANSALDO, ENGINEERING COMPANIES

53 Pag. 53 di 53 USO DEI COMBUSTIBILI FOSSILI per produzione elettrica in grandi impianti Tecnologie: - Macchine - sistemi Efficienza Sviluppo - Diversificazione - Sicurezza approvv. Competitività Impatti - Inquinanti: salute -CO 2 : clima

54 Pag. 54 di 53 BACKUP

55 Pag. 55 di 53 USO DEI COMBUSTIBILI FOSSILI per produzione elettrica in grandi impianti no GAS uso intelligente accettazione diversificazione si CARBONE Emissioni inquinanti (macro e micro) CO 2 - micro polveri KYOTO: CO 2 doppia rispetto al metano no CARBONE

56 Pag. 56 di 53 IMPIANTISTICA: QUADRO DI SINTESI FUTURO ENERGIA SOLARE CONVERSIONE DIRETTA CONVERSIONE TERMOELETTRICA PRODUZIONE DI H2 TRANSIZIONE DECARBONIZZAZIONE DEI COMBUSTIBILI FOSSILI idrogeno GRANDI IMPIANTI CICLI COMBINATI E COGENERAZIONE DIVERSIFICAZIONE DELLE FONTI OGGI e DOMANI PETROLIO: CARBONE: GAS: NO DIFFUSO, MA SPORCO SOLO DUE TUBI GENERAZIONE DISTRIBUITA FONTI RINNOVABILI RIGASSIFICAZIONE

57 Pag. 57 di 53 TURBINA A GAS (ciclo aperto) Scambio termico diretto Gas combusti in turbina combustibili puliti (gas) combustibile CAMERA DI COMBUSTIONE COMPRESSORE GENERATORE ELETTRICO aria TURBINA A GAS gas di scarico

58 Pag. 58 di 53

59 Pag. 59 di 53 EMISSIONI

60 Pag. 60 di 53 LA NORMATIVA Macroinquinanti Microinquinanti mg/nm 3, 6% O Limiti attuali 1980 DM EC 2001 USA 2001 SOx NOx PM Metalli, mg/nm 3, 6% O 2 0,3 0,2 0,1 0 Nessun limite 1980 DM Limiti attuali RSU 2000/76/EC DPR 503/1997 Hg+Cd+Tl Hg Cd+Tl VOC USA CAA VOC, mg/nm 3, 6% O 2

61 Pag. 61 di 53 SISTEMI DI TRATTAMENTO FUMI Caldaia DeNOx PE DeSOx Camino Caldaia DeNOx FM DeSOx Camino NOx PM SOx

62 Pag. 62 di 53 Emissioni di Mercurio carbone Limiti DM 12 luglio 1990 : Hg+Cd+Tl = 200 mg/nm 3

63 Pag. 63 di 53 Composti Organici Volatili DeNOx PE DeSOx mg/m 3 mg/m 3 mg/m 3 mg/m 3 Limiti DM 12 luglio 1990 : VOC = 300 mg/nm 3

64 Tendenze sulle emissioni SO 2 (g/kwh) 12, ,75 2,47 0,15 0,12 Polveri (g/kwh) 0 4 0, Trend 2006 vs 2000 = - 74 % 3,59 NOx (g/kwh) 0,1 0,05 0,09 0,05 3 2, G. Girardi 0,81 0, Proposta dir. UE 98/0225 Trend 2006 vs 2000 = - 63 % Pag. 64 di 53

65 Supercritical fluid bed cycles Pag. 65 di 53 Advantages Advantages high high flexibility flexibility for for coal coal features features and and other other fuels fuels Low Low envirnmental envirnmental impact impact High High efficiency efficiency Disadvantages Disadvantages no no hydrogen hydrogen production, production, high high costs costs CO2 CO2 capture capture

66 SULCIS 2: unit data Pag. 66 di 53 Gross capacity 350 MWe Plant net efficiency (LHV) 40% Boiler efficiency 93% Superheater/Rehheater steam temp. 565 / 580 C Superheater/Reheater pressure 163 / 37 bar Superheater / Reheater staem flow 1025 / 835 t/h Seawater cooled condenser 0,051 bar Emissions: SO2 (*) 200 mg/nm3 NOx 200 mg/nm3 Particulate 30 mg/nm3 (*) SO2 limit becomes 400 if 6% coal imput (on energy basys) is more than 20%

67 SULCIS 2 : boiler design Pag. 67 di 53

68 Metodi di cattura post-combustione Assorbimento chimico con solventi liquidi: Fase di assorbimento a 50 C scrubber Fase di rigenerazione a C stripper adatto per basse pressioni parziali perdite energetiche per rigenerazione del sorbente buona maturità commerciale solventi più usati: monoetanolammina (MEA) dietanolammina (DEA) trietanolammina (TEA) metildietanolammina (MDEA) G. Girardi Pag. 68 di 53

69 Metodi di cattura pre-combustione Assorbimento fisico con solventi liquidi: solventi più usati: Sfrutta la legge di Henry Fase di assorbimento ad alta pressione Fase di rigenerazione a bassa pressione metanolo glycol polietilenico N-metil-2-pirolidone adatto per alte pressioni e elevate capacità buona maturità commerciale Pressurized Decarbonized Syngas CO2 Coal Steam Raw Syngas High Press Rich Lean Low Press Air GASIFIER SEPARATOR REGENERATOR G. Girardi Pag. 69 di 53

70 Pag. 70 di 53 Temi di R/S: priorità ROAD - MAP PIATTAFORMA EUROPEA ZEP al 2007 al 2010 al 2020 Necessario per l'applicazione industriale entro il 2020 R/D per realizzare impianti della prossima generazione R/D per sviluppare soluzioni future ancora più avanzate OBIETTIVI P g Dimostrazione in piena scala g Sviluppare sistemi di cattura g Solventi non basati su acqua COMPLESSIVI O per carbone / gas basati su nuovi solventi g Break through concepts S g Semplificazione di sistema g Establish European solvent g Schemi ad elevati gradi di T e riduzione dei costi system vendor integrazione Costo di CO2 evitata g Ccomustion g Sviluppo di solventi g Capitalise on R/D infrastructure g Sorbenti e sistemi <20 /ton g Processi di Calcinazione / Carbonatazione Riduzione dei costi g g Membrane antisublimazione di investimento g Dimostrazione in piena scala g Undiluted Low NOx g Membrane per separazione dih2 P impianti ZEIGCC e ZEIRCC high H2 combustors g Reforming "micro-channel" g Riduzione dei costi R g Semplificazione di sistema g Nuovi schemi di gassificazione g SER (Sorbent Enhanced di esercizio E e riduzione dei costi del carbone Reforming) Combustion g Sviluppare turbine a gas g Nuovi schemi di reforming g CLC reforming g Riduzione energia alimentate a H2 del gas naturale g produzione integrata di H2 richiesta g sistemi di gas clean-up migliori utilizzando nuovi tipi di reattori e più efficienti g Elevata disponibilità g Dimostrazione a larga scala g Migliorare sistemi di trasferimento g Step change in mixed flow (ore/anno) O per carbone e gas del calore per irraggiamento turbine dvs (100= C) X g Acquisire esperienza di base per g Sorbenti per ossigeno g Sistemi di controllo avanzati g Generazione sostenibile Y la progettazione di tali impianti g Sistemi di produzione di O2 g CLC (Chemical Looping di elettricità: ZE Combustion g Realizzare designated oxy-fuel ad alta temperatura Combustion) per il carbone turbine system g Scambiatori di calore ad alta g Nuovi cicli g Numerosi impianti g Economia di scala per la temperatura operanti con CCS produzione criogenica di O2 g Nuovi sistemi di reattori integrati

71 Problematiche di R&S sulle tecnologie CCS CATTURA ATTIVITA DI R/S ATTIVITA ORIZZONTALI Solventi chimici Ammine, nuove ammine Solventi fisici Liquidi ionici Pre combustion Sorbenti chimici Sorbenti con ammine Strutt. Organ. metalliche Membrane N2/CO2 Ibridi membrane/ammine Prpcessi enzimatici Sorbenti fisici Strutture organiche metalliche Integrazione con l impianto-base Compressione della CO2 Post combustion Produzione Ossigeno Oxy combustion Solventi chimici Ammine Sorbenti chimici Membrane Polimeriche, ceramiche, nuovi materiali di supporto Produzione criogenica di O2 Membrane a trasporto ionico Oxyfuel con ricircolo Membrane a trasporto di O2 Chemical looping Solventi fisici Liquidui ionici, Glicol, metanolo, Sorbenti fisici Strutture organiche metalliche Idrati Storage della CO2 Qualityà dell O2 (oxy e post combustion) Qualità della CO2: (autorizzazioni/trasporto Ricilo dei gas combusti (postcombustion) G. Girardi Pag. 71 di 53

72 Pag. 72 di 53 gli impianti basati sulle tre tipologie di cattura della CO2: livelli di sviluppo Stato dell arte Laboratorio Dimostrativo Commerciale Post-combustione Caldaia e impianto di potenza Desolforazione DeNOx Cattura CO2 Nuovi Solventi Trattamento CO2 Pre-combustione ASU Gassificazione Reforming Trattamento syngas Cattura CO2 Trattamento CO2 Turbine a H2 Ossicombustione ASU Caldaia e impianto di potenza Ciclo Vapore/Depolverazione Desolforazione Condensazione fumi Trattamento CO2

73 Pag. 73 di 53 principali caratteristiche delle tre classi di tecnologie per la cattura della CO2 Post Combustion Pre Combustion Oxy Firing Separation Task CO 2 / N 2 CO 2 / H 2 O 2 / N 2 Main Technology Amine Scrubber Physical Solvent Scrubber Air Separation Unit (e.g. Selexol, Rectisol) Air Separation Unit Technology Development underway New/advanced Solvents H2 Gasturbine H2 Membranes Burners Membrane Separation Gasifier Energy Penalty (actual designs) about 14 % about 12 % about 12 % Hydrogen Production no yes no Proven Technology yes, but not at this scale partly no CO 2 Capture rate 90 % 90 % >95 % Possible Cycles: Coal Gas Biomass RC Rankine Cycle; CC Combined Cycle RC CC RC CC CC CC RC CC RC

74 Pag. 74 di 53 Costo energetico della cattura della CO2 Efficienze energetiche (LHV) 60% 50% 40% senza cattura CO2 con cattura CO2 30% 20% 10% 0% NGCC PC IGCC

75 Pag. 75 di 53 Confronto tecnico-economico GTCC IGCC SC OXY* COSTI RIF. /kw di con catt. /kw INVESTIMENTO var % 86,2 34,8 71,7 46,8 RIF. % 55,4 42,7 41,8 41,8 EFFICIENZA con catt. % 48,2 35,6 31,4 36,8 var % -13,0-16,6-24,9-24,9 EMISSIONI RIF. kg/mwh di con catt. kg/mwh CO2 var % -88,5-82,0-80,0-83,0 VALUTAZIONI TECNICO ECONOMICHE Situazione attuale Costo combustibili: Gas: 6 $/GJ Carbone: 1.55 $/GJ RIF. c /kwh 5,40 5,32 4,72 4,72 COE con catt. c /kwh 7,33 7,1 8,16 6,91 var % 35,7 33,5 72,9 46,4 MC MC /tonco2 64,5 32,4 59,9 37,6

76 Pag. 76 di 53 Confronto tecnico-economico GTCC IGCC SC OXY* COSTI rif $/kw di concat $/kw INVESTIMENTO var % 80,1 39,2 70,0 45,4 rif % 62,0 50,0 51,0 51,0 EFFICIENZA concat % 53,9 41,7 39,6 43,2 var % -13,1-16,6-22,4-15,3 EMISSIONI rif kg/mwh di concat kg/mwh CO2 var % -88,4-82,1-80,7-82,3 VALUTAZIONI TECNICO ECONOMICHE Proiezioni al 2020 Costo combustibili: Gas: 7 $/GJ Carbone: 2 $/GJ rif c$/kwh 5,55 5,32 4,72 4,72 COE concat c$/kwh 7,42 7,20 8,02 6,90 var % 33,7 35,4 69,9 46,2 MC MC $/tonco2 69,7 37,2 64,8 43,1

77 Pag. 77 di 53 Analisi dei costi al variare del prezzo del combustibile attuale maturità COE in funzione del costo del combustibile - tecnologia attuale costo attuale del carbone USC IGCC OXY costo attuale del gas 10 NGCC COE c /kwh ,5 3 4,5 6 7,5 9 10,5 12 costo combustibile /GJ IGCC con capt IGCC senza capt NGCC con capt NGCC senza capt OXY USC con capt USC senza capt

78 Pag. 78 di Analisi dei costi al variare del prezzo del combustibile alta maturità COE in funzione del costo del combustibile - alta maturità commerciale 14 costo attuale del carbone costo attuale del gas COE c /kwh ,5 3 4,5 6 7,5 9 10,5 12 USC IGCC OXY costo combustibile /GJ IGCC con capt IGCC senza capt NGCC con capt NGCC senza capt OXY NGCC USC con capt USC senza capt

79 Pag. 79 di 53 Analisi dei costi al variare dell EUA European Unit Allowance = quota di emissione 10 COE in funzione del valore EUA - costo coal 3 /GJ, gas 9 /GJ tecnologia attuale valore attuale EUA 9 USC COE c /kwh OXY IGCC IGCC con capt IGCC senza capt NGCC con capt NGCC senza capt OXY USC con capt USC senza capt EUA /tonnco2 NGCC

80 EUA di switch to CCS in funzione del costo del combustibile 80 Andamento dell' EUA di switch a CCS in funzione del costo combustibile - tecnologia attuale 70 NGCC USC EUA /tco OXY IGCC valore attuale EUA costo attuale carbone costo attuale gas IGCC NGCC OXY USC 0 1,5 3 4,5 6 7,5 9 10,5 12 costo combustibile /GJ G. Girardi Pag. 80 di 53