Slides presentate in occasione del convegno "Le strategie europee di de-carbonizzazione - Quale ruolo per la Cattura e Stoccaggio della CO2?" organizzato il 16/05/2013 da WEC Italia e AIDIC in collaborazione con Energia Media

1. Il progetto CCS di Enel:
l’esperienza del pilota di Brindisi
ENEL – Ingegneria e Ricerca S.p.A.
16 Maggio 2013

2. 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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3. 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.
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4. 20
22
24
26
28
30
32
34
36
38
2010 2015 2020 2025 2030 2035
CO2Gt
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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5. 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?
5

6. 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
6

7. 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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8. 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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9. 9
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

10. 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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11. 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
SteamSteam
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
11

12. 11

13. 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
Guadagnodirendimento
rispettoallaMEA20%daproj
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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14. Sviluppi futuri - riduzione dell’impatto energetico
Diminuzione penalizzazione della tecnologia di cattura
Le tecnologie di prossimo sviluppo
15105 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
Perditaefficienza(%)
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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15. 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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16. 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 GtCO2
1)
• 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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17. 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 m800 m
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18. 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
2
3
150
km
200
km
100
km
Centrale termoelettrica di
Porto Tolle
1
4
2
3
1
4
2
3 4
2
3
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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19. 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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20. 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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21. 20