Cattura della CO2

CSI è una società leader nell'innovazione per la cattura della CO2 promossa da enzima, perseguendo lo sviluppo e la commercializzazione della tecnologia asservita al trattamento di effluenti industriali. La tecnologia di CSI abbatte la soglia dei costi di post-combustione per la cattura di CO2 abilitandone il sequestro e consentendone il riutilizzo per l'ottenimento di nuovi prodotti commercializzabili. La tecnologia sviluppata negli ultimi vent'anni da scienziati e ingegneri canadesi e supportata dai Governi del Canada, degli Stati Uniti e dell'Unione Europea, si basa su un innovativo processo enzimatico di cattura della CO2 che non richiede impiego o immissione di prodotti tossici, dimostrato su scala industriale (30 tonnellate-CO2 al giorno) e validato da terze parti accreditate raggiungendo lo stadio di commercializzazione (TRL-8).

Energy storage. Attualmente la riserva maggiore è rappresentata dalle fonti fossili Alternative sono volano, batterie, aria compressa (CAES), pompaggio dell'acqua nei bacini idroelettrici (PHS) e stoccaggio in H2 o CH4. A parte la riserva fossile, la maggior parte dei metodi di stoccaggio sono limitati nel tempo o di bassa capacità o costi elevati. Abbiamo sviluppato e brevettato un processo di cattura della CO2 da biogas (up-grading).

(in lingua inglese) - Saipem has the capability in terms of innovation, engineering, construction and installation to take care of the whole EPCI CCUS value chain; - Proprietary CO2 separation process schemes are under development and will be ready for start up and demonstration testing in 2-3 year time; - Namely Saipem has executed in the past years a number of different initiatives in terms of studies, Front Ends a EPC projects related to CO2 capture, transportation and injection; - Synergies with large scale H2 production are envisioned for CCS: SAIPEM offers a single-point responsibility for complex integrated solutions; - INDUSTRY 4.0 offers opportunities with high economic potential associated with digital interconnection through innovation, efficiency, sustainability, supply chain management and manufacturing.

Il presente studio ha riguardato l’analisi economica di un impianto a ciclo combinato gas-vapore con sistema di cattura della CO2 per assorbimento chimico. È stata in particolare valutata l’influenza dei parametri operativi dell’impianto integrato sugli indici di prestazione economica, tra cui il costo unitario di produzione dell’energia elettrica (COE) ed il costo della CO2 evitata. L’analisi dei risultati ha messo in luce che il grado di ricircolo dei gas esausti (EGR) ed il fattore di cattura della CO2 (φ) incidono in maniera significativa sul COE. L’incremento del COE rispetto al caso dell’impianto in assenza di rimozione (48.7 €/MWh) è minimo per EGR=35%, risultando compreso tra il +38% (φ=80%) ed il +47% (φ=95%).

Il presente studio ha avuto l'obiettivo di valutare le prestazioni energetiche di un impianto a ciclo combinato gas-vapore integrato con un sistema di cattura della CO2, basato su un processo di assorbimento chimico con monoetanolammina. L'integrazione termica tra i due sottosistemi, al fine di soddisfare le richieste energetiche per la rigenerazione del solvente, è realizzata per mezzo di una estrazione di vapore a monte della turbina di bassa pressione dell’impianto di potenza. Per limitare i fabbisogni energetici e la taglia del sistema di cattura, è inoltre operato un parziale ricircolo dei gas esausti, che permette di incrementare la concentrazione di CO2 e diminuire la portata dei fumi da trattare.

(in lingua Inglese) - Study cases and main design bases - Key design features: SC-PC with CO2 capture: Cansolv process, Oxy-combustion and CPU, IGCC with CO2 capture: UOP process (Selexol) - Performance & TPC: Power production with and without CO2 capture, Specific Total Plant Cost, Hydrogen and Power co-production, - Financial Analysis: CO2 avoidance cost, LCOH (for price of electricity= ~ 115 €/MWh), Near zero emission cases, Sensitivity of LCOE, - Summary considerations

Le analisi eseguite evidenziano che sul territorio nazionale esistono le condizioni geologiche idonee allo stoccaggio della CO2 prodotta ad esempio dalle centrali di generazione elettrica e alimentate coi combustibili fossili. Le analisi svolte su un rilevante set di pozzi profondi e di linee sismiche 2D a riflessione hanno consentito di individuare le aree con formazioni geologiche argillose che possono svolgere il ruolo di caprock ed evitare le fuoriuscite della CO2 e i relativi serbatoi di stoccaggio. Questi ultimi si trovano nelle potenti serie sedimentarie prevalentemente sabbiose, conglomeratiche e flyschoidi del Pliocene e del Messiniano superiore e anche informazioni carbonatiche più antiche come ad esempio la formazione del Calcare Massiccio (o equivalente) specialmente nelle zone dolomitizzate.

La filiera della cattura e stoccaggio di CO2 consiste nella separazione della CO2 dal gas di scarico di una centrale elettrica, spesso a carbone, da una raffineria, da un cementificio, da un impianto a biomasse ovvero da tuti quegli impianti che producono carbonio. Una volta separata la CO2 viene compressa e trasportata sui pipeline fino al sito di stoccaggio dove viene iniettata a più di 800mt di profondità in acquiferi salini o in depositi depleti di olio o di gas. Laddove c’è ancora petrolio da estrarre la CO2 non fa altro che fluidificarlo facendolo uscire meglio oppure, se in profondità vi sono letti di carbone, la CO2 rimane imprigionata producendo metano.

Le Geoscienze hanno un ruolo cruciale nei diversi stadi del processo industriale dello stocaggio della CO2 nel sottosuolo. Le specifiche applicazioni geologiche sono maggiormente legate alla ricostruzione del reservoir, e quindi sono implicate discipline classiche come la sedimentologia (o, meglio detta, stratigrafia in s.l.), la tettonica (o, meglio detto, la geologia strutturale in s.l.), naturalmente la geochimica, e, last but not least, la geostatistica e la geomatematica. Nel vasto campo della geofisica si realizzano applicazioni legate agli studi sismologici, e svariate applicazioni più fisiche s.s., come il processing e la modellizzazione di attributi sismici per il riconoscimento delle numerose fasi (liquide e/o gassose) nel sottosuolo.

I risultati ottenuti dopo tre settimane di sperimentazione su 6 linee di prova indipendenti, non hanno mostrato una sostanziale differenza di comportamento imputabile alla presenza della miscela idrogeno/metano. Due delle 6 linee (una con metano puro ed una con miscela) hanno mostrato una lenta ma decisa diminuzione della pressione, probabilmente dovuta ad un errore di installazione delle flange e/o a difetti realizzativi delle guarnizioni. Le restanti linee non hanno mostrato sostanziali variazioni di pressione, indice di assenza di perdite significative. Questi risultati consentono di concludere che, almeno sul breve periodo, i materiali di cui sono costituite le guarnizioni spirometalliche installate (AISI 316 + grafite) non evidenziano una particolare permeabilità all’idrogeno.