Clean Coal Technologies
Obiettivo
Le alternative tecnologiche attualmente disponibili per la
produzione di energia elettrica dal carbone sono
molteplici e si differenziano tra loro per la tipologia dei
sistemi di combustione, di trattamento dei gas combusti e
di generazione elettrica; queste alternative sono anche
caratterizzate da differenti livelli di sviluppo industriale,
garanzia di affidabilità e disponibilità commerciale.
Accanto alla classica tecnologia degli impianti a vapore
subcritici (utilizzata dalla maggior parte delle centrali
elettriche a carbone attualmente in funzione a livello
mondiale), sono oggi intervenute sul mercato diverse
alternative tecnologiche che vengono identificate con
l’acronimo CCT ovvero le Clean Coal Technologies.
Definizione
Col termine “Clean Coal Technologies” intendiamo
l’insieme di tecnologie rivolte all’utilizzo del carbone
in maniera cosiddetta “pulita”, cioè in modo efficiente
e allo stesso tempo nel rispetto dell’ambiente.
Si classificano in tecnologie :



di pre-combustione
simultanee alla combustione
di postcombustione
PCC - “pulverized coal combustion”
La tecnologia




La soluzione tecnologica più diffusa nel settore degli impianti per la
produzione di energia elettrica a partire dai combustibili solidi è
rappresentata sicuramente dagli impianti a vapore a polverino di
carbone;
Gli impianti a polverino di carbone lavorano generalmente secondo un
comune ciclo di Hirn subcritico : ovvero con una pressione massima
del vapore inferiore a 223,3 bar e con un solo risurriscaldamento del
vapore;
Tutti gli impianti PCC sono contraddistinti da rendimenti energetici
abbastanza bassi, dell’ordine del 40% e talvolta anche inferiori, con
conseguenti elevate emissioni di CO2 (circa 800-900 g/kWh);
Le emissioni di ossidi di zolfo e di azoto, anche se pur inferiori ai
presenti limiti normativi, sono in ogni caso suscettibili di significativi
margini di riduzione attraverso l’utilizzo di tecnologie di conversione
energetica più avanzate.
Schema generale di un
impianto PCC
Descrizione del ciclo
tecnologico
1)
2)
3)
4)
Il carbone di alimentazione viene triturato, tramite
mulini, fino ad arrivare ad una classe granulometrica
molto fine;
Il polverino di carbone così ottenuto è insufflato, assieme
ad una parte dell’aria comburente, alla caldaia per mezzo
degli ugelli del bruciatore;
La combustione avviene ad una temperatura di circa
1300-1700°C, in relazione al tipo di carbone utilizzato. Il
tempo di permanenza delle particelle nella caldaia varia
dai 2 ai 5 secondi e le loro dimensioni devono essere
sufficientemente piccole per conseguire un’efficiente
combustione;
Il vapore originato nella caldaia è inviato all’ingresso di
una turbina.
Prestazioni ambientali - PCC
Negli impianti PCC il controllo delle emissioni
inquinanti in atmosfera viene realizzato attraverso
l’adozione di misure tese a diminuire la formazione
degli inquinanti durante la combustione e mediante
l’installazione di una apposita sezione per la
rimozione degli inquinanti dai gas combusti.
Le tecnologie per il controllo delle emissioni
inquinanti utilizzate negli impianti a vapore operano
nei confronti dei tre principali inquinanti considerati
dalle normative, ovvero particolato, ossidi di zolfo e
ossidi di azoto.
Particolati




I particolati sono particelle solide di piccolissime dimensioni,
provocate da una cattiva combustione delle parti carboniose
del combustibile, che tendono a rimanere in atmosfera.
La quantità e le caratteristiche delle polveri volanti dipendono
non solo dal contenuto minerale del carbone, ma bensì anche
dal sistema di combustione e dalle condizioni operative della
caldaia.
I particolati più pericolosi sono quelli di dimensioni inferiori ai
10 m che possono rivestirsi di composti solforati e di
composti policiclici aromatici che sono nocivi e cancerogeni.
Le tecnologie comunemente utilizzate per il controllo delle
emissioni di particolato nei gas combusti sono rappresentate
dai precipitatori elettrostatici e dai filtri a manica.
Precipitatori elettrostatici e
filtri a maniche


Il principio di funzionamento dei precipitatori
elettrostatici o ESP è basato sull’idea che i fumi caldi
sono elettrostaticamente carichi, per cui quando
passano attraverso un campo elettrico, le particelle
solide si depositano su delle lastre a cui è applicata una
differenza di potenziale.
Il funzionamento dei filtri a maniche invece, consiste
nel passaggio forzato dei fumi attraverso degli speciali
filtri (che permettono l’intercettazione delle particelle di
particolato) sospesi all’interno di un grande contenitore
metallico (baghouse) provvisto di opportuni sistemi per
l’ingresso e l’uscita del gas, per la raccolta delle polveri
e per la pulizia degli elementi filtranti.
Ossidi di zolfo (1)



L’esistenza di significativi tenori di zolfo implica
un’elevata concentrazione di ossidi di zolfo nei gas
combusti, infatti più del 90% dello zolfo contenuto nel
carbone è emesso come SO2;
Il diossido di zolfo, prodotto dalla corretta ossidazione
dello zolfo presente nel combustibile, è il principale
responsabile della formazione di acido solforico che a
sua volta è responsabile delle famose “piogge acide”;
La rimozione degli ossidi di zolfo avviene generalmente
attraverso l’impiego di specifici sorbenti basici introdotti
sia durante il processo di combustione sia a valle del
sistema di combustione.
Ossidi di zolfo (2)

Tra tutti i metodi rivolti all’eliminazione degli SOx, ovvero che
utilizzano le tecnologie FGD (Flue Gas Desulphurization), quelli
che hanno trovato una effettiva diffusione su scala industriale
sono :
“spray dry scrubbers” - lavaggio a semi-secco
 “dry scrubbers” - lavaggio a secco
 “wet scrubbers” - lavaggio a umido
 processi di rimozione combinata di SOx e di NOx


Le efficienze di rimozione degli SOx sono 70-95% per i processi
a semisecco, 50-70% per quelli a secco contro 95-99% per
quelli ad umido.
Ossidi di azoto



Durante la combustione, gli ossidi di azoto vengono prodotti per
ossidazione dell’azoto presente nell’aria comburente e nel
combustibile stesso, tale evento è favorito in corrispondenza di
elevate temperature di combustione e di un’elevata disponibilità di
azoto e ossigeno.
I NOx possono portare a disturbi respiratori legandosi con acqua e
formando acido nitrico, inoltre in presenza di raggi solari danno
luogo alla formazione di ozono, energico ossidante che irrita le
mucose e limita la crescita delle piante.
Per il controllo delle emissioni di NOx sono impiegate sia misure
primarie volte a ridurre la formazione di tali inquinanti durante il
processo di combustione, quali bruciatori a basse emissioni di
NOx, il frazionamento dell’aria comburente, il ricircolo dei gas
combusti e la ricombustione, sia sistemi di riduzione selettiva
catalitica (SCR) o non catalitica (SNCR) basati sull’iniezione di
ammoniaca.
Ossidi di azoto (2)
Interventi di controllo della combustione


Combustione a stadi con frazionamento dell’aria (staged combustion) :
questa tecnica prevede la creazione di una zona dove la combustione
avviene in condizioni prossime a quelle stechiometriche, seguita da
un’altra zona dove la combustione viene terminata in eccesso d’aria, in
sintesi nella prima zona si ha una combustione parziale in difetto d’aria
anche in presenza di temperature elevate, mentre il completamento della
combustione avviene nella seconda zona con abbondanza di aria ma con
minori temperature.
Combustione a stadi con frazionamento del combustibile (reburning) :
questa tecnica realizza il processo di combustione in tre fasi, con due
immissioni di combustibile localizzate in zone diverse del generatore di
vapore : nella zona di combustione primaria il combustibile si ossida in
condizioni circa stechiometriche, mentre nella zona secondaria il
combustibile secondario brucia in difetto d’aria generando radicali
idrocarburici che, come nei bruciatori a bassa produzione di NOx,
reagiscono con l’NO trasformandolo in azoto molecolare e in piccole
quantità di ammoniaca. La combustione viene poi ultimata nella terza
zona per effetto dell’introduzione del over fire air, dove la formazione degli
NOx risulta frenata a causa della bassa temperatura.
Ossidi di azoto (3)
Interventi di controllo della combustione

Ricircolazione dei gas combusti : in questa tecnica circa il 20-30% dei
fumi allo scarico ad una temperatura di 350-400°C sono immessi
nuovamente in circolazione in camera di combustione e mixati con l’aria di
combustione; in questo modo, diminuendo il contenuto totale di ossigeno
a disposizione per la combustione, si riduce la temperatura di fiamma e la
produzione di NOx. Questa tecnica da sola permette di raggiungere
efficienze di rimozione al di sotto del 20%.
Ossidi di azoto (4)
Interventi di controllo dei fumi postcombustione


Riduttore catalitico di denitrificazione SCR (selective
catalytic reduction) : viene realizzato attraverso l’iniezione
di ammoniaca nei gas combusti, che in presenza di
ossigeno e anche di un opportuno catalizzatore, reagisce
con i NOx producendo azoto molecolare e acqua secondo
complesse reazioni chimiche  efficienza 75-85%
Riduttore non catalitico di denitrificazione SNCR
(selective non-catalytic reduction) : Viene realizzato
attraverso l’iniezione di opportuni reagenti chimici, ma
tuttavia senza ricorrere all’uso di catalizzatori. I reagenti
(ammoniaca o urea), vengono immessi all’interno del
generatore di vapore dove ad alte temperature reagiscono
con gli ossidi di azoto formando azoto molecolare e acqua
come nei processi SCR  efficienza 30-50%
IGCC - “integrated gasification
combined cycle”
Per processo di gassificazione s’intende
l’insieme delle trasformazioni chimicofisiche attraverso le quali si converte un
combustibile primario (nel nostro caso il
carbone, alimentato al gassificatore in fase
solida o liquida) in un combustibile di
sintesi in fase gassosa, il cosiddetto Syngas.
L’impiego del Syngas, prodotto dal processo
di gassificazione, in un impianto a ciclo
combinato da origine ad un impianto IGCC
(integrated gasification combined cycle).
La tecnologia



La gassificazione del carbone non è affatto recente : già
negli anni trenta negli Stati Uniti esistevano circa 11000
gassificatori anche se di modeste dimensioni e limitata
efficienza;
L’efficienza degli impianti IGCC è generalmente variabile
in base alla particolare configurazione adottata, al
combustibile usato ed alle esigenze operative, per questi
motivi i valori di rendimento sono compresi tra il 40 e il
47%;
Gli impianti IGCC sono convenienti se si hanno a
disposizione combustibili primari di bassa qualità e di
basso costo perchè è possibile miscelare tali combustibili
con biomasse, rifiuti industriali etc..
La tecnologia (2)
Un impianto IGCC è organizzato secondo quattro sezioni
fondamentali :




La sezione di preparazione del combustibile e dell’ossidante
composta dai sistemi di stoccaggio, trasporto e macinazione del
carbone e dall’unità di frazionamento criogenico dell’aria.
La sezione di gassificazione comprendente il gassificatore e il
sistema di alimentazione del combustibile.
La sezione di condizionamento e depurazione del Syngas che ha
lo scopo di raffreddare il gas di sintesi per mezzo di opportuni
scambiatori di calore detti anche Syngas coolers, oppure per
quench, ossia per il semplice miscelamento con acqua o Syngas
freddo, recuperandone l’energia termica, e di depurarlo dalle
sostanze inquinanti.
La sezione di potenza formata da un impianto a ciclo combinato
gas-vapore alimentato con il Syngas depurato.
Schema generale di un
impianto IGCC
Tipi di gassificatori
In base al loro assetto fluodinamico, i processi di gassificazione possono
suddividersi in 3 categorie, sebbene allo stato attuale quella che possiede
maggiore penetrazione dimostrativa è quella a letto trascinato.
Tipi di gassificatori (2)
GASSIFICATORE
LETTO FISSO
LETTO FLUIDO
VANTAGGI
SVANTAGGI
tecnologia semplice
bassi costi di gestione
lavora anche in piccola scala
assenza di C nelle ceneri
tollera alta umidità
applicabile a grande scala
alti coefficienti di scambio termico
elevate velocità di reazione
temperatura uniforme
sconsigliabile per grandi scale
bassa efficienza
applicabile a grande scala
LETTO TRASCINATO
grande versatilità
bassissima produzione di TAR
completa conversione del carbonio
alta produzione di particolato
media produzione di TAR
richiede pezzatura fine
tecnologia complessa
presenza di carbone nelle ceneri
alta produzione di scorie
richiede combustibile fine
tecnologia complessa
alti costi di gestione
Descrizione del ciclo
tecnologico
1) Il gas di sintesi viene generato ad una temperatura di circa 1400°C
e raffreddato per mezzo di scambiatori di calore a recupero (i
cosiddetti “Syngas coolers”) con produzione di vapore saturo ad alta
pressione, utilizzato nell’impianto a vapore per la produzione di
energia elettrica.
2) Il gas di sintesi viene in seguito depurato dal particolato e da tutti
gli altri inquinanti solubili in acqua per opera di un sistema di
lavaggio con acqua. Mediante tale sistema di lavaggio, il Syngas
presenta ridottissime concentrazioni di particolato che, oltre a
consentirne l’impiego come combustibile nella turbina a gas,
determinano anche limitate concentrazioni finali di particolato.
3) L’eliminazione dei composti dello zolfo avviene con processi di
desolforazione del Syngas a bassa temperatura, basati sull’utilizzo di
processi fisici di assorbimento che consentono di rimuovere circa il
99% dello zolfo presente nel Syngas.
Descrizione del ciclo
tecnologico (2)
4) Lo zolfo viene poi recuperato come zolfo elementare attraverso
l’utilizzo di un processo tipo Claus-SCOT. Il gas di sintesi purificato
e pre-riscaldato viene quindi inviato ad una turbina a gas di ultima
generazione (operante a circa 1300-1400°C).
5) I gas di scarico della turbina a gas vengono impiegati in un
generatore a vapore a recupero a tre livelli di pressione integrato
con i Syngas coolers della sezione di gassificazione.
6) Il raffreddamento del condensatore dell’impianto a vapore può
realizzarsi attraverso l’utilizzo di una torre evaporativa con lo scopo
di eliminare l’utilizzo dell’acqua del mare, cioè mediante l’utilizzo di
un circuito aperto che richiede una portata d’acqua di circa 64000
metri cubi all’ora, valutata per una differenza di temperatura di
8°C.
Prestazioni ambientali
Rispetto ai tradizionali impianti a combustione, negli impianti
IGCC l’eliminazione delle sostanze inquinanti avviene in
prevalenza sul Syngas, ovvero sul combustibile piuttosto che sui
prodotti della combustione. Il processo di depurazione del
Syngas può essere suddiviso in tre fasi :
1.
2.
3.
una sezione di rimozione del particolato, costituita da un ciclone che
opera una rimozione delle particelle di maggiori dimensioni, seguita
da una torre di lavaggio che elimina le particelle più piccole insieme
ad altri inquinanti solubili in acqua.
una sezione di rimozione dei composti dello zolfo, utilizzante processi
di assorbimento fisico-chimico dell’ H2S.
una sezione di trattamento degli effluenti gassosi generati dalla
sezione precedente, composta da un processo CLAUS per il recupero
dello zolfo elementare seguito da un processo SCOT per un’ulteriore
trattamento dei gas uscenti dallo stesso processo CLAUS.
P otenza termica
P otenza condensatore
P otenza lorda
P otenza netta
Rendimento netto
P roduzione di energia
Consumo carbone
Carbone Sulcis
Carbone importazione
Rimozione SOx
Rimozione NOx
Rimozione P TS
Concentrazione SOx
Concentrazione NOx
Concentrazione P TS
Emissioni totali SOx
Emissioni totali NOx
Emissioni totali P TS
Emissioni totale CO2
P roduzioni ceneri
Consumo calcare
P roduzione gesso
P roduzione residui
P roduzione H2SO4
P roduzione di zolfo
MWt
MWt
Mwe
Mwe
%
GWh/anno
t/anno
t/anno
t/anno
%
%
%
mg/Nm^3
mg/Nm^3
mg/Nm^3
t/anno
t/anno
t/anno
Mt/anno
t/anno
t/anno
t/anno
t/anno
t/anno
t/anno
P CC - SNOX
1512
699
691
650
43
4875
1804803
980721
824122
98,32
95
99,95
150
20
5
2388
318
80
3,9
237908
/
/
/
227794
/
P CC - FGD
1512
699
691
650
43
4875
1804803
980721
824122
98,32
75
99,95
150
100
5
2388
1592
80
3,9
237908
266673
423991
/
/
/
IGCC
1585
569
765
650
41
4875
1892884
1028561
864323
98,98
/
99,8
150
100
5
1520
1013
80
4,1
224557
/
/
2458
/
73822
PCC
IGCC
Esperienza industriale
ampia
pochi impianti
Potenza impianto
> 1000 MWe
100-550 MW
Rendimento netto
42-47%
40-44%
Costo totale
1100-1500 Euro/kW
1400-1800 Euro/kW
Tempo di costruzione
3-4 anni
4-5 anni
Complessità impiantistica
media
elevata
Disponibilità
ottima e provata
limitata esperienza
Tipo prevalente di utilizzo carichi di base e di punta
carichi di base
Richiesta di spazio
vasta
molto vasta
Combustibili utilizzati
tutti i carboni
carboni, biomasse, residui e rifiuti
Portata acqua di raffreddamento 150-200 (m^3/h)/MW
50-100 (m^3/h)/MW
Produzione di ceneri
ceneri secche
scorie vetrificate
Produzione residui liquidi
si
si
Produzione residui solidi
gesso commerciale
molto ridotta
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
1.
In relazione al rendimento netto di conversione dell’energia, a parità
di potenza netta prodotta (abbiamo assunto 650 MW) e di qualità
della miscela di carbone in ingresso (50% di carbone Sulcis), la
tecnologia degli impianti a vapore alimentati con polverino di
carbone (PCC) può oggi garantire i migliori risultati (circa il 43%).
Le altre soluzioni riuscirebbero ad offrire rendimenti simili a prezzo
di maggiori complicazioni impiantistiche (come ad esempio per
l’IGCC) che comunque prospettano ancora alcuni problemi sul
fronte della affidabilità e del costo di investimento. Le differenze fra
i rendimenti delle diverse soluzioni impiantistiche si traducono in
differenti consumi di carbone, che passano dai circa 1,8 milioni di
tonnellate annue delle due soluzioni più efficienti (PCC-SNOX e
PCC-FGD) ai circa 2 milioni di tonnellate annue per quella meno
efficiente (IGCC).
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
2.
Le differenze in termini di rendimento e di ciclo termodinamico
adoperato dalle alternative impiantistiche esaminate determinano
una significativa variazione della potenza termica da smaltire al
condensatore della sezione a vapore. La potenza termica più elevata
compete alla soluzione impiantistica basata sul meno efficiente
impianto a vapore (circa 700 MW), mentre la potenza termica
minore è relativa all’impianto IGCC (circa 570 MW). Nel caso di
raffreddamento del condensatore con acqua di mare in circuito
aperto le portate richieste variano da un massimo di circa 200
(m^3/h)/MW (PCC) ad un minimo di circa 50 (m^3/h)/MW (IGCC).
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
3.
Le emissioni degli SOx sono una diretta conseguenza del
rendimento dell’impianto e quindi dell’efficienza del sistema di
desolforazione adottato. Per tutte le alternative tecnologiche è stata
assunta una concentrazione finale di 150 mg/Nm3. Dall’analisi
risulta che le emissioni più basse sono quelle relative all’impianto
IGCC (circa 1.520 t/anno) grazie principalmente all’elevata
efficienza del processo di separazione dei composti dello zolfo dal
Syngas (circa il 99%). Per le altre due alternative tecnologiche
l’efficienza di rimozione degli SOx è ovviamente la stessa (98,3%),
mentre le emissioni complessive annue differiscono
fondamentalmente a causa del diverso rendimento netto
dell’impianto, cosicché le emissioni totali annue più elevate
competono alla configurazione PCC (circa 2.388 t/anno).
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
4.
Le emissioni totali di NOx derivano in parte dal rendimento dell’impianto,
ma principalmente dalla tecnologia di controllo utilizzata. In tal senso, le
emissioni più basse sono quelle relative all’impianto a vapore dotato del
processo SNOX per la rimozione degli SOx e degli NOx (circa 320
t/anno), il quale permette di conseguire efficienze di rimozione degli NOx
più elevate (circa il 95%) rispetto ai processi SCR (circa il 75%), e quindi
anche minori concentrazioni finali (di circa 20 mg/Nm3). Le emissioni
complessive annue più elevate (circa 1590 t/anno) spettano invece allo
stesso impianto a vapore subcritico, ma dotato del processo SCR, per il
quale il maggiore rendimento netto non è sufficiente a compensare le
maggiori emissioni intrinseche di NOx dei generatori di vapore
convenzionali rispetto agli impianti IGCC, nei quali le basse
concentrazioni allo scarico di NOx sono ottenute attraverso misure di
controllo primarie durante la combustione nella turbina a gas.
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
5.
Le emissioni totali di particolato totale sospeso (PTS) sono
fondamentalmente allineate per le tre alternative impiantistiche
esaminate. Difatti i valori di concentrazione conseguibili dalle
tecnologie di controllo impiegate (filtri a manica e torri di lavaggio)
sono comunque allineate su valori molto simili (5 mg/Nm3 nel caso
considerato), cui corrispondono in ogni caso efficienze di rimozione
molto alte (circa il 99,8-99,95%), tanto che le differenze di
rendimento netto fra le tre alternative impiantistiche non
influiscono, se non in misura marginale, sulle emissioni totali annue
di PTS in atmosfera. Queste risultano infatti pari a circa 80 t/anno
per tutte le soluzioni.
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
6.
Le emissioni totali annue di anidride carbonica dipendono anch’esse
direttamente dal rendimento netto dell’impianto, e risultano quindi
massime (e pari a circa 4,1 milioni di tonnellate l’anno) nel caso
della alternativa impiantistica IGCC, mentre sono minime nel caso
delle alternative tecnologiche basate sugli impianti a vapore PCC
(pari a circa 3,9 milioni di tonnellate l’anno).
7.
Le alternative impiantistiche PCC-SNOX, PCC-FGD e IGCC
presentano una produzione totale annua di ceneri molto simile
(rispettivamente circa 238.000 t/anno e circa 225.000 t/anno), anche
se tali ceneri sono generate in forma secca dai generatori di vapore
convenzionali e sotto forma di scorie vetrificate dal gassificatore.
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
8.
Il consumo di calcare è presente solo nell’alternativa impiantistica
dotata di processo FGD, e risulta pari a circa 267.000 t/anno nel
caso dell’impianto PCC-FGD nel quale non è presente la
desolforazione interna.
9.
La produzione di gesso di qualità commerciale è anch’essa presente
solo nell’alternativa impiantistica provvista di processo FGD, e
risulta pari a circa 424.000 t/anno nel caso dell’impianto PCC-FGD
nel quale non è presente la desolforazione interna.
10.
L’impianto IGCC produce invece circa 2.500 t/anno di fanghi
derivanti dal processo di lavaggio del Syngas.
CONSIDERAZIONI SULLE DIVERSE
ALTERNATIVE IMPIANTISTICHE TRATTATE
11.
Le alternative impiantistiche PCC-SNOX e IGCC non producono
né residui da smaltire in discarica né gesso; esse non necessitano
nemmeno di calcare per il processo di desolforazione. Lo zolfo
rimosso dai gas combusti viene infatti restituito sotto forma di acido
solforico di qualità commerciale nel caso del processo SNOX (circa
228.000 t/anno) e sotto forma di zolfo elementare nel caso
dell’impianto IGCC (circa 74.000 t/anno).
12.
Nessuna delle tre alternative tecnologiche confrontate presenta
significanti rilasci di effluenti liquidi nell’ambiente in quanto l’unità
di trattamento delle acque in ogni caso richiesta per i processi FGD
e IGCC opera sostanzialmente un completo recupero delle stesse.
CCS – “carbon capture and storage”
Definizione
Attualmente circa un terzo delle emissioni di CO2 dovute
all’attività umana proviene da combustibili fossili utilizzati
per produrre energia. Lo sviluppo di tecnologie innovative per
la cattura e lo stoccaggio nel sottosuolo della CO2 (le CCS)
costituisce un elemento chiave nell’ambito delle strategie per
la riduzione delle emissioni di gas serra a livello globale, e
rappresenta un’interessante opportunità di business che,
solo per il settore del “carbone pulito” (le Clean Coal
Technologies), è stimato per il Regno Unito in 75 miliardi di
Euro. La CCS si basa sull’utilizzo di tecnologie in grado di
impedire al biossido di carbonio, emesso da impianti per la
produzione di energia elettrica, di raggiungere l’atmosfera
attraverso la cattura ed il suo successivo stoccaggio in
formazioni geologiche a centinaia di metri al di sotto della
superficie terrestre.
CCS – “carbon capture and storage”


I costi delle CCS sono elevati, ma potrebbero scendere
sotto i 25 dollari per tonnellata di CO2 entro il 2030.
E’ stato calcolato che l’impiego di queste tecnologie
potrebbe ridurre del 90% le emissioni provenienti
dalla produzione di energia elettrica da combustibili
fossili.
Ma…
Quanta CO2 è possibile stoccare nel sottosuolo?
C’è una tecnologia disponibile?
Qual è il rischio ambientale?
Qual è l’impatto economico sul costo di
produzione dell’energia?
CCS – “carbon capture and storage”
Lo stoccaggio dell’anidride carbonica
nelle formazioni sotterranee

Una stima sui volumi di CO2 sequestrabile rispetto alle
emissioni in atmosfera proiettate al 2050 sono : i campi
già sfruttati potrebbero stoccare fino al 45% delle
emissioni di CO2 previste al 2050.

La tecnologia per stoccare la CO2 in formazioni
sotterranee deve garantire che le operazioni di iniezione
nel sottosuolo siano condotte in maniera efficiente e a
basso costo, e che il sito di stoccaggio sia a livelli
adeguati di sicurezza per centinaia di anni.
La sicurezza è, per ovvie ragioni, un punto
cruciale !!
Linee di sviluppo delle CCT
I punti cardine per la ricerca e lo sviluppo
devono essere :






Miglioramento dell’efficienza;
Riduzione dei costi di capitale;
Miglioramento della flessibilità del combustibile;
Riduzione delle emissioni;
Recupero e sequestro di CO2;
Controllo, ottimizzazione e integrazione dei
sistemi.