Il progetto CCS di Enel: l’esperienza del pilota di Brindisi

ENEL – Ingegneria e Ricerca S.p.A.

16 Maggio 2013

Agenda

• La produzione di energia elettrica e la CCS

• Focus sulla cattura della CO2

• Focus sullo stoccaggio geologico

• Cenni sui potenziali riutilizzi della CO2

• Progetto Dimostrativo ENEL

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LA CO2 e la produzione di energia – Un approccio Globale

A seguito delle evidenze scientifiche sull’effetto serra, l’attenzione internazionale si

è focalizzata sulla riduzione delle emissioni di CO2, con particolare attenzione al

settore della produzione di energia elettrica da fonti fossili (Carbone e Gas) – In

prospettiva è riconosciuto che l’approccio deve essere globale.

Produzione di energia elettrica per fonte e proiezioni - World Energy Outlook IEA 2010

La produzione di energia

elettrica da fonti fossili

sarà concentrata

sempre di più nei paesi

emergenti.

3

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

2010 2015 2020 2025 2030 2035

CO

2 G

t

450 Scenario

New Policies Scenario

Emissioni di CO2, proiezioni World Energy Outlook IEA 2012

La CCS, un contributo significativo

E’ riconosciuto che la CCS è una parte significativa della soluzione, assieme

all’efficienza energetica ed alle rinnovabili.

CO2 abatement 2020 2035

Activity 2% 2%

End-use efficiency 18% 13%

Power plant efficiency 3% 2%

Electricity savings 50% 27%

Fuel and technology

switching in end-uses 2% 3%

Renewables 15% 23%

Biofuels 2% 4%

Nuclear 5% 8%

CCS 4% 17%

Total (Gt CO2) 3.1 15.0

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Non possiamo rinunciare ad utilizzare il carbone, essendo questo il combustibile fossile più abbondante ed economico

È quindi necessaria una vera e propria rivoluzione tecnologica

• Le ciminiere non funzioneranno più in maniera tradizionale

• La CO2 sarà separata dai gas in uscita dalle centrali elettriche, da acciaierie, cementerie (e altre industrie pesanti) compressa e liquefatta

• Appositi condotti permetteranno il trasporto della CO2 dagli impianti a formazioni geologiche profonde dove la CO2 verrà sequestrata permanentemente

Cattura e Sequestro della CO2 (CCS)

Cos’è la CCS?

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Tecnologia della Carbon Capture and Storage (CCS)

Cattura

Post-combustion

Pre-combustion

capture

and IGCC

Oxy-fuel

combustion

Pipeline Ship Rail/truck tankers

Trasporto

• Onshore pipeline (già operative)

• Offshore pipeline (già operative)

• Comparabile al trasporto del gas liquefatto (GPL) via nave (già operativo)

• Comparabile al trasporto del gas metano e della CO2 per alimenti (già operativo)

Rimozione CO2 prima della combustione tramite gassificazione del carbone processo di assorbimento

Estrazione della CO2 dalla corrente gassosa derivante dalla combustione ad ossigeno invece di aria

Estrazione della CO2 dai gas di combustione tramite solventi

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Tecnologie della Carbon Capture and Storage (CCS)

• Campi petroliferi e riserve di gas in estrazione oppure esausti (Enhanced Oil/Gas Recovery)

• Bacini a carbone non minabili (Enhanced Coal Bed Recovery ECBM)

• Acquiferi salini: on-shore ed off-shore

Stoccaggio

Stoccaggio geologico

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Agenda

• La produzione di energia elettrica e la CCS

• Focus sulla cattura della CO2

• Focus sullo stoccaggio geologico

• Cenni sui potenziali riutilizzi della CO2

• Progetto Dimostrativo ENEL

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La scelta strategica di Enel per la cattura di CO2 Cattura Post-Combustione ad ammine

Scala Laboratorio

Centro Ricerche- Brindisi

Flue gas 2 Nm3/h

CO2 0.4 kg/h

• Valutazione Processo

• Sviluppo protocolli analitici

Scala Pilota

Centrale Brindisi

Flue gas 10˙000 Nm3/h

CO2 2˙500 kg/h

• Valutazioni performance

• Analisi Emissioni

• Tests su processi innovativi

Scala Demo

Centrale P.to Tolle

Flue gas 810˙000 Nm3/h

CO2 180˙000 kg/h

• Scale up tecnologia

Brindisi – Impianto Pilota Caratteristiche principali

Brindisi

Pilota industriale per la separazione della CO2 con

tecnologia ad ammine, installato sull’unità 4

della centrale Federico II di Brindisi.

Caratteristiche tecniche

• Portata fumi trattata: fino a 12000 Nmc/h

• Sezione di pretrattamento fumi

• Portata sorbente: 20 – 80 m3/h

• CO2 separata: 2.5 ton/h

Obiettivi principali

• Verifica delle performance energetiche ed ambientali

• Applicazione di soluzioni e sorbenti innovativi

• Sviluppo di strumenti modellistici per lo scale up.

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Pilot plant general flow diagram

Unità di separazione CO2

cooler

Cross Exchanger

Flue gas from

pre-treatement

Flue gas to stack

Reclaimer Reboiler

Filters

Condenser

Cooler

CO2

Steam Steam

Separator

Impianto pilota di Brindisi

Assorbitore

- 1.5 m diametro interno

- 3 sezioni di riempimento strutturato (22 m totali)

- Portata di solvente: da 20 a 80 m3/h

Colonna di strippaggio

- 1.2 m diametro interno

- 3 sezioni di riempimento

non strutturato (10 m

totali)

- Pressione di esercizio

fino a 2.5 bar

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11

Impianto Pilota CCU- Risultati MEA 20-30-40%

Primi risultati della sperimentazione

Campagna Gj/ton CO2 %

MEA 20 % 4,1 0

MEA 30 % 3,3 24

MEA 40 % 3,02 36

Completati i test con il sorbente di riferimento

(MEA): con monoetanolammina (MEA) al

40% è possibile abbattere la

penalizzazione energetica di circa 2%,

avvicinandoci quindi ad un valore del

12% (contro il 14% di progetto per PT)

Effettuati test con sorbenti commerciali

finalizzati al progetto di Porto Tolle

Guadagno d

i re

ndim

ento

ri

spett

o a

lla M

EA 2

0%

da p

roj

Consumo energetico

0,4%

0,8%

1,2%

1,6%

2,0%

MEA 20% da progetto

MEA 20% da test

MEA 30%

MEA 40%

Supplier 1

Supplier 2

2009/10 costruzione e start up.

2011 4000 ore di esercizio; 8000 tCO2 separate.

2012 3000 ore di esercizio; 6000 tCO2 separate.

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Sviluppi futuri - riduzione dell’impatto energetico

Diminuzione penalizzazione della tecnologia di cattura

Le tecnologie di prossimo sviluppo

15 10 5 20

Sorbenti amminici MEA

(impiegati a Brindisi e per

futuro PT)

Sorbenti liquidi

Tecnologie di attuale interesse per progetti di ricerca in

Enel

2

4

6

8

10

12

14

Pe

rdit

a e

ffic

ien

za

(%

)

Disponibilità della tecnologia (anni ancora necessari)

I sorbenti utilizzati nell’impianto di

Brindisi e Porto Tolle (con piccole

variazioni) sono gli unici che avranno

una maturità commerciale nel breve.

Lo sviluppo dei sorbenti liquidi utilizzati

in impianti post-combustione permetterà

di ridurre anche del 40%-50% l’impatto

della CCS sulla generazione (per

impianti commerciali costruiti dopo il

2025)

L’aumento di efficienza degli impianti di

generazione (Progetto ENCIO 700°C)

potrà compensare dopo il 2020 la

penalizzazione di rendimento.

Tecnologie di futuro sviluppo

I test sul pilota di Brindisi di sorbenti innovativi hanno l’obiettivo di verificare la loro effettiva prestazione energetica e gli associati costi di esercizio. Sono stati siglati

accordi bilaterali con maggiori tecnologi e centri di ricerca nazionali ed internazionali

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Agenda

• La produzione di energia elettrica e la CCS

• Focus sulla cattura della CO2

• Focus sullo stoccaggio geologico

• Cenni sui potenziali riutilizzi della CO2

• Progetto Dimostrativo ENEL

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Opzioni di stoccaggio

Dove e quanta CO2 possiamo immagazzinare nel sottosuolo?

• Campi petroliferi e riserve di gas esausti, campi di estrazione di Petrolio e Gas Naturale (Enhanced Oil/Gas Recovery EOR/EGR): 930 GtCO2

• Acquiferi salini on-shore ed off-

shore: ~ 10.000 GtCO21)

• Bacini di carbone non

sfruttabili (Enhanced Coal Bed Recovery ECBM): 30 GtCO2

Stoccaggio geologico

Fonte: IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change

1) Giga-Tonnellate di CO2, 1 Gt = 1 miliardo di tonnellate

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Come possiamo iniettare grandi quantità di CO2?

Quando viene iniettata nel sottosuolo,

la CO2 si trasforma in un fluido denso

supercritico a circa 800 m di

profondità.

Il suo volume si riduce drasticamente

da 1000 m3 in superficie sino a 2.7

m3 alla profondità di 2000 m.

Questa riduzione di volume è uno dei

fattori che rende interessante lo

stoccaggio geologico di ingenti

quantità di CO2.

Fonte: CO2GeoNet

800 m 800 m

17

17

Scala Bacino

Italia

Stima del potenziale di stoccaggio geologico in Italia con un focus sulle aree prossime alle maggiori sorgenti di CO2

Scala Regionale

Nord Adriatico

Scala Locale

Strutture di stoccaggio

A B

C

150 km

200 km

100 km

Centrale termoelettrica di

Porto Tolle

1

4

23

150 km

200 km

100 km

Centrale termoelettrica di

Porto Tolle

1

4

23

1

4

23

4

23

Viene effettuata una caratterizzazione dell’area selezionat in termini di modellazione statica e dinamica

La correlazione tra le informazioni provenienti da logs di pozzi esistenti e linee sismiche porta a una mappatura del reservoir in termini di profondità e spessore del caprock e reservoir.

Dati provenienti da progetto: • Cesi Ricerca • GeoCapacity EU

• Dati di estrazione mineraria Pubblici

• Dati proprietari • Dati acquisiti in campo

La scelta strategica di Enel per lo stoccaggio di CO2

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Agenda

• La produzione di energia elettrica e la CCS

• Focus sulla cattura della CO2

• Focus sullo stoccaggio geologico

• Cenni sui potenziali riutilizzi della CO2

• Progetto Dimostrativo ENEL

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Tipo di Progetto Retrofit

Potenza dell’unità 660 MWe

Combustibile Primario Carbone

Combustibile Secondario Biomassa

Tecnologia di Generazione USC-PC

% dei fumi trattati 40% (250 MW)

Penalizzazione energetica 12 pt% (se applicato al 100% dei fumi)

CO2 Capture Tech Post-combustione ad ammine

CO2 Stoccata Fino a 1 Mt/y

Efficienza di cattura CO2 90%

Stoccaggio della CO2 Salino acquifero profondo

Sito di stoccaggio geologico

Nord Adriatico

Tipo di stoccaggio Stoccaggio puro

Progetto dimostrativo di Porto Tolle Caratteristiche principali

Progetto selezionato e finanziato in ambito EEPR 2010-2014 (European Energy Programme for Recovery)

Le attività di ingegneria e di preventivazione del dimostrativo sono in fase di

completamento. Il completamento del progetto è soggetto all’ottenimento dell’autorizzazione della

ricorversione a carbone dell’impianto di Porto Tolle e al consolidamento del piano finanziario.

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