Il progetto CCS di Enel

Il Progetto CCS di Enel

Brindisi, 1 marzo 2011

1 marzo 2011 Il Progetto CCS di Enel

Le emissioni di CO2 nel mondo (2010)

Fonte: US Energy Information Administration


1. Fonte: IEA 2010, World Energy Outlook 2010

Contesto: il cambiamento climatico Emissioni di CO2 e gli obiettivi UE di riduzione

• Obiettivi di Kyoto: -8% in Europa delle emissioni di gas serra nel periodo 2008-2012 rispetto ai livelli del 1990

• Obiettivi Unione Europea

• Riduzione delle emissioni di gas serra

-20% rispetto ai valori del 1990

• Incremento da fonti rinnovabili

20% dei consumi energetici finali

• Incremento dell’uso di bio-combustibili

10% utilizzo bio-combustibili nel settore dei trasporti

• Incremento dell’efficienza

-20% rispetto ai consumi tendenziali di energia primaria al 2020 (non vincolante)

OBIETTIVI DI KYOTO/EU 2020SCENARIO INERZIALE IEA 1

UEAltri Cina+India USA

29,3

GtCO2 +45%

2008

11,9

3,8

8

5,6

17,2

16,7

3,5

5,2

2035

42,5

Un obiettivo globale richiede un approccio globale


Nel caso di “business as usual” (Current Policies Scenario) si raggiungeranno valori di concentrazione di CO2 superiori a 450 ppm: per non superare questo valore è necessario ridurre le emissioni globali di CO2 di circa il 50% nel 2035.

Il contributo della cattura (CCS) peserà per il 19% ed avrà la stessa importanza delle rinnovabili per la riduzione della CO2

Gli scenari dell’IEA (2010)

4

> 6°C

~ 2°C


Non possiamo rinunciare ad utilizzare il carbone, essendo questoil 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 verràsequestrata permanentemente

Cattura e Sequestro della CO2 (CCS)

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Cos’è la CCS?

1 marzo 2011 Il Progetto CCS di Enel 6

Soluzioni possibili

Catturapre-

combustione

Catturapost-

combustione

Opzioni Cattura

Combustione in

ossigeno

1

2

3

Compressione e stoccaggio

CO2CarboneAria

CO2

CarboneOssigeno

CO2 / H2O

ricircolo

Ciclo ST

Combustione(gen. vapore)

Condensaz.Trattamento

fumi

Pulizia e compressione

della CO2

Trasporto e stoccaggioCO2

Caldaia USC convenzionale

CombustibileOssigeno

Gassificazione Pulizia fumi e CO shift

Cattura CO2

CO2

Trattamento fumi

Cattura CO2

Ciclo combinato con turbina a idrogeno

Cattura della CO2


Opzioni di stoccaggio

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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


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.

8

Fonte: CO2GeoNet

800 m800 m


Meccanismi di cattura

9

Cosa accade alla CO2 una volta che si trova nel sito di stoccaggio?

1 10 100 1000 100000 %

100 %

Intrappolamento strutturale

Intrappolamento nei pori (residuale)

Intrappolamento per dissoluzione

Intrappolamento minerale

anni


Cattura post-combustione

10


La cattura postcombustione

11

Dalla cattura a valle della centrale allo stoccaggio

CO2 path

Unità TE

Cattura mediante assorbimento con composti amminici

CO2

Iniezione Acquifero salino Compressione

e trasporto

Cap rock - strato impermeabile

1 km


Applicazione

Misure specialistiche

- Verifica principi di base- Messa a punto metodiche

analitiche

- Verifica performance- Analisi delle emissioni- Test processi innovativi- Sviluppo e validazione

modelli componente e pocesso

- Dimostrazione commerciale- Scale-up del progetto-Trasferimento know-how ad ingegneria per utilizzo nella realizzazione riduzione del rischio e del costo

Impianto di laboratorio (Brindisi)

Pilota industriale C.le Brindisi Sud

Porto Tolle

Fumi : 10.000 Nm3/hCO2 : 2500 kg/h

Fumi : 810.000 Nm3/hCO2 : 180.000 kg/h

Modellistica matematica

Fumi : 2 Nm3/hCO2 : 0.4 kg/h

Impianto DemoImpianto PilotaLaboratorio

La strategia di sviluppo della tecnologia di cattura


Presso i laboratori del centro Ricerche di Brindisi è stato realizzato un pilota da 2 Nm3/h, basato sulla tecnologia di cattura della CO2 con sorbenti liquidi.

Si tratta di un prototipo altamente versatile, concepito per permettere di testare sorbenti di natura diversa prima che questi vengano utilizzati sull’impianto da 10.000 Nm3/h della centrale Federico II.

Effettuati ad oggi test di assorbimento/stripping

della CO2 da gas simulato su soluzioni di MEA fino

al 40%,w

In corso test su sorbenti di tipo innovativo

Impianto pilota da laboratorio


IL 21 ottobre 2008, Eni ed Enel hanno firmato un accordo di

collaborazione strategico per sviluppare tecnologie per la cattura, il

trasporto e lo stoccaggio geologico della CO2 e per accelerare lo sviluppo

della CCS.

L’obiettivo di questa collaborazione è:

Realizzare il primo progetto integrato in Italia che, utilizzando

infrastrutture esistenti, combini il pilota di cattura dell’Enel a Brindisi ed

il pilota Eni per l’iniezione in un campo di gas esausto a Cortemaggiore

(Piacenza), per fare un test su tutte le fasi del processo e verificarne le

problematiche autorizzative.

Sviluppare uno studio di fattibilità dettagliato per la realizzazione di un

impianto dimostrativo integrato di cattura nella centrale di Porto Tolle

Sviluppare una valutazione il più possibile accurata delle potenzialità di

stoccaggio della CO2 in Italia

Accordo strategico Eni – Enel sulla CCS

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Attività R&D di supporto al progetto


CORTEMAGGIORE

BRINDISI

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Cattura – Impianto pilota di Brindisi di cattura post-combustione in esercizio sperimentale da febbraio 2011, in grado di trattare 10.000 Nm3

di fumi e di separare fino a 8.000 t/a di CO2

Liquefazione – Liquefazione della CO2 e sistema di stoccaggio criogenico da installare a Brindisi per il trattamento della CO2 prodotta dall’impianto pilota di cattura

Trasporto – Pipeline pilota per prove di trasporto della CO2 da installare a Brindisi.

Stoccaggio – Negli stoccaggi di gas dell’ENI a Cortemaggiore (Piacenza).

Progetto pilota integrato Eni - Enel

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/f/fd/Piacenza_mappa.png

http://images.google.it/imgres?imgurl=http://www.disegnidacolorare.com/disegni/vari/autocisterna.gif&imgrefurl=http://www.disegnidacolorare.com/disegni/vari/slides/autocisterna.html&usg=__zuW3zD03fb00TItN2c5fqgrznCQ=&h=337&w=659&sz=27&hl=it&start=1&tbnid=NbPK3aFZLqdxkM:&tbnh=71&tbnw=138&prev=/images?q=autocisterna&gbv=2&hl=it&sa=G


Impianto pilota di cattura della CO2

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Schema del processo

Desolforatore

Desolfora-zione e

abbattimento particolato

Sezione di prelievo

CO2 – Posttrattamento

Separazione CO2: Assorbimento e

strippaggio

Camino

Fumi

• Portata di gas trattata: 10.000 Nm3/h

• Capacità: 2,5 ton/h ; circa di 8.000 ton CO2 per anno.

• Tecnologia di cattura: post combustione con ammine

• Efficienza di abbattimento CO2 : 90%

• Realizzazione e Commissioning: 2009-2010

• Entrata in esercizio sperimentale: feb. 2011


Impianto pilota di cattura della CO2

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Sezione di prelievo fumi

Desolfora-zione

Abbattimentoparticolato

Assorbimento CO2

Assorbitore

-1.5 m diametro interno

-3 sezioni di riempimento

strutturato (22 m totali)

Strippaggio CO2

Colonna di strippaggio

- 1.2 m diametro interno

- 3 sezioni di riempimento non

strutturato (10 m totali)

Lay-out


Riduzione dell’impatto energetico

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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

Perd

ita e

ffici

enza

(%)

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 2015

• Il test di questi sorbenti su scala commerciale ci permetterà di avere un know-how competitivo in vista dell’utilizzo industriale

• 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)

Tecnologie di futuro sviluppo (es. membrane)

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


A Brindisi la Ricerca Enel guarda al futuro, ad una serie di tecnologie non ancora mature, ma che appaiono essere premettenti alternative al processo di cattura con sorbenti liquidi, per la riduzione delle penalitàenergetiche

Processi a membrana: la CO2 viene separata dal fumo attraverso una sorta di “filtro“ , costituito da materiali diversi,che lascia passare la CO2 e trattiene gli altri componenti gassosi

Sorbenti solidi: la CO2 viene separata dal fumo attraverso una sorta di “setaccio molecolare “che interagisce fisicamente o chimicamente con la CO2 e la intrappola

permeato

retentato

DendrimeriNanotubi di carbonio

Tecnologie innovative di catturaSorbenti solidi e membrane


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Nell’ambito dei processi di sequestro della CO2, quelli biologici sembrano essere degni di attenzione e di studio.

La CO2 viene utilizzata per la produzione di biomassa algale attraverso il processo naturale della fotosintesi: il carbonio contenuto nell’anidride carbonica viene convertito in composti organici ad opera delle microalghe, utilizzando il sole come fonte di energia.

La biomassa prodotta attraverso questo processo può essere utilizzata come combustibile (es. produzione di biodiesel) oppure per l’estrazione di principi attivi di interesse farmaceutico

Tecnologie innovative di catturaSequestro biologico della CO2

Impianti pilota per la coltivazione delle microalghe presso il Centro Ricerche di Brindisi

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• Portata di gas trattata: 810.000 Nm3/h,40% di 660 MWe

• Capacità: 1 Mt circa di CO2 per anno (equivalente a un gruppo da 250 MWe)

• Tecnologia di cattura: post combustione con ammine

• Efficienza di abbattimento CO2 : 90%

• Stoccaggio: off-shore in acquifero salino profondo (a c.a 100 km dalla centrale)

• Entrata in servizio: 2015

Porto Tolle

3 unità a carbone

USC da 660 MWe,

efficienza 45%

Impianto dimostrativo di postcombustione

Impianto demo di cattura postcombustione

Centrale Enel di Porto Tolle


Impianto dimostrativo di post-combustione

ABSORBERFGD

STRIPPERS

STORAGE TANKS

REBOILER

COAL UNIT 150 km

200 km

12

100 km

Centrale termoelettrica di Porto Tolle

150 km

200 km

12

100 km

12

Porto TollePower plant

150 km

200 km

12

12

100 km

Centrale termoelettrica di Porto Tolle

150 km

200 km

12

100 km

12

Porto TollePower plant

Impianto a carbone di Porto Tolle

Possibili aree di stoccaggio

Enel ha ricevuto un finanziamento di 100 M€ per questo progetto dal Programma

Europeo EEPR (European Energy Progran for Recovery) ed ha presentato una

domanda di finanziamento in ambito NER (New Entrant Reserve)22

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Scelta del processo e sviluppo del conceptual design

Selezione dei potenziali fornitori mediante survey a livello mondiale (con supporto di EPRI)

Definizione di una scoring matrix e selezione delle 4 migliori tecnologie su base oggettiva mediante questionario

• Sviluppo di 4 FEED per la sezione di cattura e compressione

• Verifica dei progetti e ranking delle tecnologia su base tecnico- economica e selezione della tecnologia piùidonea

• Test e verifica sull’impianto pilota da 10.000 Nm3/h di Brindisi del solvente impiegato dal tecnologo selezionato

Front End Engineering Design (FEED)

- AKER Clean Carbon AS- Fluor S.A.- HTC PureEnergy- Mitsubishi Heavy Industry Europe LTD

CO2 path

Unità TE Cattura

CO2


e trasporto


1 km

CO2 path

Unità TE Cattura

CO2


e trasporto


1 km

Impianto dimostrativo di post-combustioneSelezione della tecnologia di cattura

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Linea di trasporto

• Richiesta di autorizzazione e realizzazione della survey del tracciato on e off-shore

• Sviluppo dei FEED per le linee on e off-shore

Sistema di iniezione

• Studio di fattibilità della struttura di superficie e sistema di iniezione (in ambito accordo Enel-eni)

• Sviluppo del FEED della piattaforma e sistema di iniezione

Pozzo esplorativo

• Sviluppo del FEED

• Richiesta permesso esplorativo

• Esecuzione e test

CO2 path

UnitàTE Cattura

CO2


e trasporto

Caprock -strato impermeabile

1 km

CO2 path

UnitàTE Cattura

CO2


e trasporto

Caprock -strato impermeabile

1 km

Punto di iniezione

Impianto dimostrativo di post-combustioneSviluppo del progetto per il trasporto e l’infrastruttura di iniezione


Collaborazioni internazionali

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Collaborazioni internazionali su attività di ricerca

Enel collabora con altre organizzazioni operanti nel campo della ricerca

sulla cattura post-combustione:

Enel è membro del consorzio CLEO/CESAR, un progetto europeo

coordinato da TNO, continuazione del precedente progetto

CASTOR, focalizzato sullo sviluppo di solventi innovativi

Enel ha firmato con IFP (Francia) un accordo bilaterale di

cooperazione sulle tecnologie di cattura della CO2 (attività che

sarà condotta presso il pilota Enel di Brindisi)

Enel partecipa al un programma di ricerca e sviluppo dell’EPRI

sulle tecnologie di cattura potenzialmente applicabili nel medio e

lungo periodo (“chilled ammonia” e adsorbimento con sorbenti

solidi)

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Cooperazione tra Italia e Cina sulla CCS

In data 5 maggio 2009 il Ministero Cinese della Scienza e Tecnologia, il Ministero Italiano dell’Ambiente ed Enel hanno firmato un MoU per lo sviluppo di uno studio di fattibilità finalizzato alla realizzazione, presso una centrale a carbone cinese, di un impianto per la cattura della CO2 prodotta e la sua iniezione in un giacimento petrolifero.

Il progetto è già in una fase operativa. E’ stata scelta la centrale di Tongchuan, 600 MWe, una delle più recenti realizzazioni di Huaneng nella provincia carbonifera dello Shaanxi. Enel scambierà il know-how con Huaneng, importante societàcinese operante nel settore elettrico, e con prestigiose università e centri di ricerca cinesi.

Il governo italiano finanzierà con circa 1,5 milioni di euro la prima fase del progetto che si concluderà nel 2011 e che porterà ad uno studio di fattibilitàpropedeutico allo sviluppo di successive fasi di progettazione e realizzazione di una centrale a carbone a “emissione zero” integrata con un campo petrolifero. L’impianto che si studia avrà la capacità di catturare 1 milione di tonnellate l’anno di CO2. Quanto alle modalità di stoccaggio di CO2 sequestrata, il progetto prevede che sia iniettata nei giacimenti petroliferi per agevolare l’estrazione dell’olio dai pozzi in esaurimento dalla Shaanxi Yangchuang Petroleum.

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Collaborazione tra Enel e Kepco (Corea del Sud)e tra Enel e GCCSI (Australia) sulla CCS

• Collaborazione tra Enel e Kepco

– Kepco è la maggiore utility della Corea del Sud

– Enel e Kepco hanno firmato un Memorandum of Understanding per cooperare nello sviluppo delle tecnologie CCS

– Enel e Kepco si sono impegnate a scambiarsi informazioni utili allo sviluppo delle tecnologie CCS e a collaborare nella progettazione, costruzione e gestione operativa dell’intero processo di cattura della CO2. E’ anche prevista un’attività congiunta di test presso impianti pilota

• Collaborazione tra Enel e GCCSI

– Il GCCSI è un’organizzazione nata su iniziativa del Governo australiano che ha l’obiettivo di favorire lo sviluppo commerciale, normativo e l’accettazione delle tecnologie CCS, attraverso risorse pubbliche messe a disposizione del Governo Australiano

– Enel è uno dei soci fondatori del GCCSI, l’adesione a questa organizzazione consentirà ad Enel di raccogliere informazioni sui progetti e sulla normativa al di fuori dell’ambito europeo, di partecipare alla rete di alleanze tecnologiche e industriali che si svilupperanno

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Maturità della tecnologia e progetti

CCS nel mondo

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La CCS oggiLista dei progetti in corso e previsti nel mondo


Company Project Process Size[Nm3/h]

Start-up

DONG Esbjerg (DK) Ammine (Castor project) 5.000 2006

JPower Matsushima Ammine (MHI) 1.750 2006 - 2007

Huaneng Shanghai Ammine ~60.000 2010

ENEL Brindisi Sud Ammine 10.000 2010

AEP Mountaineer Chilled Ammonia (Alstom) 30.000 2010

Vattenfall /Statoil Gas-Mongstad (N) Chilled Ammonia (Alstom) 60.000 Stand-by

Dong/Statoil Gas-Mongstad (N) Ammine 60.000 Stand-by

PGE /Alstom Belchatow (PL) Ammine 60.000 In costruzione

Scottish & Southern En. Ferrybridge (UK) Ammine (HTC – Doosan) 100 TPD of CO2 In costruzione

E.ON. Wilhelmshaven (D) Ammine (Fluor) 14.000 In costruzione

E.ON. Ammine (Cansolv) 20.000 In costruzione

Gassnova Mongstad (N) Ammine (Aker) 220 TPD of CO2 In costruzione

Southern Company Barry P.S. (USA) Ammine (MHI) 500 TPD of CO2 In costruzione

La CCS oggiLista dei più significativi impianti pilota di cattura


PGE EBSA (.)Post Combustion 250MWAquifero salino Onshore

VattenfallOxyfuel 250 MWPost-combustionCampo a gas esauritoAquifero salinoOnshore

Enel I &IPost Combustion 250 MWAcquifero salinoOffshore

ENDESAOxyfuel e letto fluido 320MWAquifero salino Onshore

E.ON BeneluxPost Combustion 250MW Campo a gas esauritoOffshore

Powerfuel Power Ltd.IGCC 900 MWCampo a gas esauritoOffshore

PGE EBSA (.)Post Combustion 250MWAquifero salino Onshore

VattenfallOxyfuel 250 MWPost-combustionCampo a gas esauritoAquifero salinoOnshore

Enel I &IPost Combustion 250 MWAcquifero salinoOffshore

ENDESAOxyfuel e letto fluido 320MWAquifero salino Onshore

E.ON BeneluxPost Combustion 250MW Campo a gas esauritoOffshore

Powerfuel Power Ltd.IGCC 900 MWCampo a gas esauritoOffshore

La CCS oggiI programmi di finanziamento in EU e nel mondo

I progetti finanziati in ambito European Energy Programme for Recovery (EEPR), primo step di finanziamento della EU

Il progetto dimostrativo di Porto Tolle è stato scelto come uno dei progetti finanziati nell’ambito EEPR ed è stata presentata la richiesta di finanziamento NER (New Entrant Reserve)

La situazione nel mondo

• Australia, Canada, Giappone, Corea, UK e US, oltre alla EU, hanno avviato programmi di finanziamento per la CCS

• Totale dei fondi messi a disposizione: 20-27 Mld EUR dedicati a un numero di progetti variabile tra 19 e 43 (entrambi funzione ancora della definizione dei prossimi bandi)

• La EU, dopo il bando ERP, ha bandito il bando NER (New Entrant Reserve) dove, in caso di assegnazione, per un progetto tipo Porto Tolle è prevista l’assegnazione di fondi fino a circa 350 Mln EUR


Progetto Società Località Sorgente CO2Portata e

destinazione CO2

Sleipner(1996)

Statoil Mare del Nord Norvegia

Purificazionegas naturale

1.000.000 t/a

Acquiferoprofondo

Snohvit(2008)

Statoil Mare del Nord Norvegia


700.000 t/a

Acquiferoprofondo

Weyburn(2000)

Pan Canadian Saskatchewan Canada

Gassificazionedel carbone

3.000.000 t/a

EOR

Wasson Denver(1983)

Shell WesternTexasUSA


8.200.000 t/a

EOR

In Salah(2004)

BP Algeria Purificazionegas naturale

1.200.000 t/a

Giacimento digas esausto

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La CCS oggiAlcune importanti esperienze di stoccaggio geologico

Il progetto CCS di Enel

Technology

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