L. Mancuso - Foster Wheeler Italiana - Power Division

Convegno ANIMP/ATI Trasporto e Stoccaggio Energia –11 Luglio 2011© Foster Wheeler 2011. All rights reserved.

L. Mancuso - Foster Wheeler Italiana - Power Division N. Ferrari - Foster Wheeler Italiana - Power Division

J. Davison - IEA Greenhouse Gas R&D Programme

Lo stoccaggio di energia negli impianti CCSMaggiore flessibilità operativa e miglior ritorno economico

Lo stoccaggio di energia negli impianti CCS

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Premessa

IEA GHG R&D ProgrammeOrganizzazione internazionale (19 nazioni, EC, OPEC e 25 sponsors) finalizzata allo studio delle tecnologie per limitare le emissioni di gas serra

Background dello studioGli impianti di produzione d’energia elettrica devono necessariamente far fronte alla richiesta variabile del mercato, alla luce anche di un incremento significativo delle fonti rinnovabiliAnche gli impianti futuri con CCS dovranno rispondere a questa richiesta

Principali obiettiviIdentificare i maggiori fattori che limitano la flessibilità degli impianti CCSValutare la fattibilità tecno-economica di stoccaggio dell’energia, come mezzo per migliorare la flessibilità operativa ed il ritorno economico


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Agenda

Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali

Flessibilità operativa degli impianti convenzionali (no CCS)

Stoccaggio di energia in impianti CCS

Conclusioni


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Introduzione: lo scenario energetico attuale nei paesi industriali

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 economicaElevata flessibilità operativa richiesta agli impianti

Variazione della richiesta dell’energia elettrica Partecipazione ai servizi di rete


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Introduzione: richiesta di EE per impianti a combustibile fossile

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Plant load (Monday to Friday1)

NGCC

PC-IGCC

Off peak hours

Peak hours

Note 1: NGCCs @ 0% load during week-end.IGCC, USCPC and OXY-USCPC @ 50% load during week-end

Peak: 80 ore/settimana

Off-peak: 88 ore/settimana


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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)


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Stoccaggio di energia nei futuri impianti CCS

Maggiore generazione durante i periodi di picco

Maggiore capacità di rispondere alle variazioni di carico

OBIETTIVO: Mantenere inalterata la flessibilità operativa

Lo stoccaggio di energia è una strategia fondamentale :


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Forma di stoccaggio dipende dalla tipologia di impianto

Stoccaggio di idrogeno o combustibile ad elevato contenuto di idrogenoIGCC con cattura pre-combustione della CO2

Stoccaggio di ossigenoIGCC con cattura pre-combustione della CO2,Impianti con combustione ad ossigeno

Stoccaggio di solventeImpianti con cattura post-combustione della CO2

(NGCC, USC PC)


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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


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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


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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 in eccesso a stoccaggio (in parte a PSA)

• Peak

• Off - peak

Syngas ricco di H2 proveniente dallo stoccaggio alimentato a TG


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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

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Impatto dello stoccaggio intermedio del syngas ricco di H2 in 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

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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


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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

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Back-up Oxygen volume



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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

Impatto dello stoccaggio di ossigeno in impianti Oxy-fuel tradizionali

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Scenario 1Scenario 2



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Stoccaggio di solvente negli impianti con cattura post combustione: schema


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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


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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 CO2 costante

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


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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


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Scenario 2 - lean solvent

Scenario 2 - semi-lean solvent

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Carico ridotto del’unità di rigenerazione (50%)

Capacità rigeneratore ridotta (75%)TIC + 20-23%

Minimizzazione stoccaggioTIC + 18-20%

EE = +6÷8%


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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%


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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


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Conclusione

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

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

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