TECNOLOGIE POWER-TO- GAS E RUOLO NEL BILANCIAMENTO DELLE FONTI RINNOVABILI - Anigas
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TECNOLOGIE POWER-TO-GAS E RUOLO NEL
BILANCIAMENTO DELLE FONTI RINNOVABILI
Stefano Campanari, Giulio Guandalini
Dipartimento di Energia
Politecnico di Milano
WORKSHOP ANIGAS
“Le tecnologie Power-to-gas: dall’idrogeno al metano per la flessibilità del sistema
energetico”
Milano, 28 maggio 2018
La «Roadmap» europea verso il 2050
EU Commission, Energy Roadmap 2050 :
Riduzione delle emissioni GHG (primariamente CO2)
dell’80% sotto ai livelli 1990, entro il 2050
• Transizione verso una “low carbon economy”
• Azioni richieste in tutti i settori Servono più rinnovabili: FV, eolico,
biomasse …
Servono più veicoli elettrici, a H2 , SNG…
EU Environment Agency,
«Current policy» = in linea con EU energy strategy 2020 Electric vehicles in Europe
Maggiori emettitori (2015):
Settore Power 25%
Settore trasporti 20%
Ruolo dell’Italia: 10% delle emission GHG Europee (EU‐27)
S. Campanari, Maggio 2018 2/21
Problematiche
In presenza di grandi quantità di RES non programmabili (eolico, FV)
aumentano i problemi di regolazione e mantenimento della stabilità
rete:
Bilanciamento dei carichi
Programmazione del dispacciamento
Perdite di energia (distacco impianti in caso di congestione di
rete): la quota di energia persa tende a crescere con l’aumento
della potenza di RES non programmabili installata.
S. Campanari, Maggio 2018 3/21
La rete elettrica, del gas e della mobilità tenderà ad evolversi ed
integrarsi
Residential
loads
import
import
Natural gas infrastructure
Pumped
hydro RES
Power grid power plants
NG
coal
Conventional crude oil
EE Refineries
power plants
biomass NG
storage
oil‐derived fuels
& waste
Industrial H2
SMR
loads
Transport sector
• Situazione attuale: impianti convenzionali e rinnovabili connessi alla rete elettrica e del
gas, settore trasporti alimentato a combustibili fossili
• Accumulo elettrico tramite impianti idroelettrici di pompaggio + accumulo stagionale NG
S. Campanari, Maggio 2018 4/21
Il sistema Power-to-gas e la produzione idrogeno • Con il Power‐to‐gas si punta a produrre H2 da fonti rinnovabili, in particolare da energia elettrica in eccesso (rispetto alla domanda) prodotta da impianti FV, eolici o di altro tipo • Ciò avviene per via elettrochimica, mediante elettrolisi: → • Le celle elettrolitiche possono essere di diversi tipi, tra cui alcaline e PEM S. Campanari, Maggio 2018 5/21
Il sistema Power-to-gas e la produzione idrogeno
Il tipo PEM presenta vantaggi prospettici in termini di compattezza e flessibilità di
impiego; oltre a elevata purezza dell’idrogeno prodotto, possibilità di
funzionamento pressurizzato
Stack elettrolizzatore PEM da 2 MW (ITM Power, WHEC 2016)
1
→
2
Rendimento di conversione da energia elettrica a idrogeno (rif. PCI): 65‐75%
S. Campanari, Maggio 2018 6/21
L’accumulo di energia ed il Power-to-gas (P2G) Pompaggio idroelettrico Per alti tempi Volani, supercapacitori P2G e produzione idrogeno e gas di scarica / Batterie (Ni‐MH, Li‐ion, redox..) naturale sintetico (SNG) alta energia Aria compressa (CAES) Per bassi tempi di scarica / energie limitate S. Campanari, Maggio 2018 7/21
La rete elettrica, del gas e della mobilità tenderà ad evolversi ed
integrarsi: sfruttando power-to-gas ed accumulo elettrico
Residential
loads
import
import
Power‐to‐gas Methanation
SNG
P2G CH4
Fuel
Natural gas infrastructure
cells biomethane
H2
Electrolysis
Pumped storage
hydro RES
Power grid power plants
NG
coal
Conventional crude oil
EE Refineries
Battery power plants biomass
storage
biomass NG
storage
oil‐derived fuels
& waste
Industrial
SMR
loads
biofuels
H2 to
mobility
EE to mobility
Transport sector
• L’idrogeno entra nel quadro come vettore energetico pulito, affiancato da biometano e
SNG; la rete gas mantiene un ruolo importante.
• Nuovi accumuli elettrici batterie (su reti AT/MT/BT ed anche su plug‐in EVs)
S. Campanari, Maggio 2018 8/21
Quante rinnovabili dovrebbero essere installate in Italia?
scenari per l’evoluzione elettrica e mobilità di lungo termine
Tramite modelli di simulazione è possibile stimare la disponibilità di produzione H2
da P2G, in base a previsioni di evoluzione delle rinnovabili e di richiesta della rete
elettrica, confrontandola con le attese di sviluppo della mobilità elettrica (BEV) ed
a idrogeno (FCEV)
Electricity: 2050 RES technical potential
scenario * Maximum feasible PV & wind
capacity Mobility: 2050 IEA scenario *
220 311.3 315 High alternative automobiles penetration forecast
200
(% for EU4 – UK+D+F+ITA, scaled to ITA)
Installed capacity [GW]
180 305
160 295.7 100% 37.5
Millions
Number of automobiles
295
Load [TWh]
140
110.2
80%
120 283.8 37.0
285
100 60%
Share
80 59.3 275 36.5
60 40%
40 49.1
18.6 26.7 265 36.0
20 8.7 20%
0 255
2014 2030 2050 0% 35.5
2015 2030 2050
Geothermal Hydro Wind PV Load
Conventional Electric Hydrogen Automobiles fleet
* P. R. Defaix et al., Technical potential for photovoltaics on buildings in the EU‐27, 2012
RE‐Shaping Project, Long Term Potentials and Costs of RES, 2011
* IEA, H2&FC Technology Roadmap, 2015
S. Campanari, Maggio 2018 9/21
I risultati dello scenario 2050 più ambizioso
Copertura della richiesta Copertura della richiesta di I risultati sono buoni, ma il target
elettrica (rete + EV) energia primaria (rete+ tutti i del ‐80% resta estremamente
inclusi trasporti*)
difficile (servono altre RES, altre
tecnologie quali CCS, nucleare…)
Da notare che scenari
35.8%
37.0%
50.4%
‘estremi’ con l’adozione di
54.9%
sola mobilità elettrica o sola
1.7% 10.6%
mobilità H2 peggiorano il
3.1%
5.1%
1.4%
risultato ‐> servono entrambe
* nei trasporti, 81% della richiesta H2 (circa 735 kt/anno)
risulta coperta da RES, con 26.2 GW di capacità P2G installata
GHG reduction EU target Result
Power grid ‐90.5 to ‐98.6% ‐41.1 %
2015 ‐ 2050
Automobiles ‐59.7 to ‐71.1% ‐58.6 %
Da: P. Colbertaldo, G. Guandalini, S. Campanari “Modelling the integrated power and transport energy system: The role of power‐to‐gas and
hydrogen in long‐term scenarios for Italy”, Energy, Vol. 154, p. 592‐601, doi.org/10.1016/j.energy.2018.04.089, 2018
S. Campanari, Maggio 2018 10/21L’idrogeno può essere utilizzato in diversi modi
SOLUZIONE DI
LUNGO TERMINE
Mobilità
Cogenerazione
distribuita
Idrogeno per
l’industria
chimica (green
chemistry)
SOLUZIONE INIZIALE SOLUZIONE INTERMEDIA
Metanazione per risolvere Iniezione in rete gas
limiti tecnici sulla rete gas
S. Campanari, Maggio 2018 11/211) Iniezione H2 in rete gas
Non manca la capacità: con il 10‐20% di H2 (vol.)
si sarebbe già non distanti dall’uso dell’intera
disponibilità odierna di EE da FV ed eolico
Trasporto gas Potenzialità Produzione
naturale P2G elettrica da
1%vol H2 FV e eolico
(109 Nm3/y)1 (TWhel/y)2 (TWh/y)3
Germania 85 4.4 74.0
Italia 78 4.0 31.7
Spagna 34 1.7 61.0
UK 83 4.3 22.0
1 data from IEA Gas Market Report 2012
2 with 60% efficiency (H2,LHV/Eel)
3 data from BP Statistical Review of World Energy 2013
SNAM RETE GAS (2017)
Transportation: 76 billions of Nm3
Storage: 16 billions of Nm3
S. Campanari, Maggio 2018 12/21Esperienze passate: il gas di città
Non dimentichiamo il passato: la produzione di ‘gas di città’ usato per
riscaldamento, illuminazione e scopi vari è stata pratica molto diffusa…
Fino agli anni ’60 il gas per usi domestici in Italia apparteneva a questa categoria,
per poi essere convertito al gas naturale (più economico, pulito e ampiamente
disponibile; importazioni da Russia, Algeria, giacimenti nel Mare del Nord, …).
Il gas di città era per quasi il 50% costituito da idrogeno
H2 CO Idrocarburi Altri gas
~ 50 % ~ 10 % ~ 40 % ~1%
S. Campanari, Maggio 2018 13/21I limiti tecnologici dell’iniezione in rete gas
Il miscelamento H2+NG è stato studiato in progetti specifici (es. NaturalHy , EU FP6)
tramite valutazioni di rischio e sperimentazioni in ambito domestico e su grandi condotte
di trasporto, con indicazione di piena compatibilità fino ad almeno 20% H2 (vol.)
Vi sono tuttavia problematiche di adattamento di utilizzatori industriali (es. motori,
turbine a gas) che in assenza di interventi limitano la tollerabilità a pochi % (es. 3‐5%).
A seconda della provenienza del gas naturale, si
hanno poi limiti per garantire i parametri di LHV
e WI previsti dal codice di rete gas
Ulteriori problematiche riguardano il ‘quality
tracking’ della rete gas in presenza di variabilità
di iniezione e prelievo
Da: G. Guandalini, P. Colbertaldo, S. Campanari “Dynamic modeling of natural gas quality within
transport pipelines in presence of hydrogen injections”, Applied Energy,
10.1016/j.apenergy.2016.03.006 , 2017.
S. Campanari, Maggio 2018 14/212) L’alternativa della metanazione, con impiego di CO2
CO 2 4 H 2 CH 4 2 H 2O ∆H0298K = ‐206.28 kJ/mol
CO 3H 2 CH 4 H 2O ∆H0298K = ‐41.16 kJ/mol
Il Processo Sabatier è il processo che permette la metanazione, secondo le reazioni di
idrogenazione dell’anidride carbonica e del monossido di carbonio (Sabatier & Senderens,
1902)
Si tratta di reazioni esotermiche (producono calore) favorite a basse temperature ed alte
pressioni. Si lavora solitamente intorno a 300÷400°C e pressione elevata (40÷60 bar).
Il processo ha un’efficienza pari a circa 80 % (PCIgns/PCIsyn); il calore prodotto dalla reazione
può essere recuperato tramite produzione di vapore ad alta pressione.
Lo scopo di questo processo è ottenere un gas naturale sintetico (SNG) che rispetti le
specifiche richieste per l’immissione nella rete di distribuzione nazionale.
S. Campanari, Maggio 2018 15/212) L’alternativa della metanazione, con impiego di CO2
CO 2 4 H 2 CH 4 2 H 2O ∆H0298K = ‐206.28 kJ/mol
CO 3H 2 CH 4 H 2O ∆H0298K = ‐41.16 kJ/mol
Sono necessari catalizzatori per migliorare la selettività del processo ed evitare reazioni
alternative (es. water gas shift). Il catalizzatore più utilizzato è Ni supportato su allumina (in
aggiunta, si studiano catalizzatori più selettivi e robusti es. Rh/SiO2, Fe/SiO2, Rh/Y zeolite).
A livello industriale sono diffuse le tecnologie TREMP™ (Topsoe), HICOM (British Gas), Lurgi,
CONOCO, Linde.
Es. schema tecnologia
Topsoe TREMPTM
S. Campanari, Maggio 2018 16/21La CO2 utilizzata può provenire (ad esempio) da biomasse S. Campanari, Maggio 2018 17/21
Metanazione – utilizzo di CO2 da upgrading di biogas
Biogas da
Biogas da GN Mare Limiti GN Limiti GN Limiti GN
Specie digestori
rifiuti del Nord Italia Germania Svezia
anaerobici
CH4 [%vol] 35÷65 53÷70 87 n.a. n.a. 95÷99
H2 [%vol] 0÷3 n.a. n.a. n.a.Nel complesso l’idrogeno può avere diversi ruoli
In alternativa ad iniezione in rete e/o metanazione, l’idrogeno può essere
trasportato in forma pressurizzata o liquida per diversi usi finali, da quelli
stazionari (CHP, green chemistry, power generation) fino alla mobilità
Solar
Power Water
Electrolysis Micro‐CHP
Wind
Power
Power
Hydrogen
Hydrogen
Fuel Cells Industrial
Hydrogen applications
Hydrogen
Power
Power Hydrogen Hydrogen
Power CHP plants
Grid
Power Road
transport
Heat
Fuels
refuelling
station
District
Heating
* FCHJU, Development of Water Electrolysis in the European Union, 2014
S. Campanari, Maggio 2018 19/21L’uso diretto per mobilità
Esempi di proposte recenti nel settore mobilità
Toyota Mirai
• Fuel cell da 114 kW (153 CV)
• Due serbatoi idrogeno per 5 kg H2 @ 700 bar (peso serbatoi
87.5 kg), autonomia 500 km
• Con batterie per recupero di energia in frenata
• Può produrre energia per la rete in caso di black‐out
Leasing 36 mesi
499 $/mese
o
acquisto 57 k$
(Giappone / USA)
Hyundai Tucson (ix‐35)
• Fuel cell da 100 kW (136 CV)
• Due serbatoi H2, totale 5.6 kg H2 @ 700 bar, autonomia 600 km
+ Numerose sperimentazioni di applicazioni su autobus e da
parte di altre case costruttrici
S. Campanari, Maggio 2018 20/21Impianti P2G nel mondo
Mappa interattiva su:
www.europeanpowertogas.com
/demonstrations
Circa 20 impianti in esercizio al 2015, 80 installati o
previsti al 2018 principalmente in Germania, USA,
Canada, Spagna e UK, Cina, Giappone, Francia.
Alcuni impianti immettono H2 nella rete del gas
naturale: Falkenhagen (2013), Werlte (2013,
metananazione). Altri alimentano stazioni di
rifornimento o effettuano P2P.
S. Campanari, Maggio 2018 21/21Due esempi tra i primi impianti P2G Falkenhagen Power‐to‐Gas Plant (Germania, Uniper) Collocazione: Falkenhagen, Brandenburg. Progetto iniziato a Ottobre 2013, prima iniezione in rete a Agosto 2014 Tecnologia: Elettrolisi PEM (2 MWel) Produzione: ca. 360 m³/h di idrogeno, iniezione nella rete regionale di distribuzione gas tramite pipeline H2 da 1.6 km S. Campanari, Maggio 2018 22/21
Due esempi tra i primi impianti P2G ZSW Werlte Synthetic Natural Gas Power‐to‐Gas Plant (Germania) Collocazione: Werlte, Niedersachsen. Progetto iniziato a Giugno 2013 Tecnologia: Elettrolisi PEM (6 MWel) Produzione: ca. 1300 m³/h di idrogeno, a cui corrispondono circa 300 m³/h di gas naturale sintetico (CO2 proveniente da impianto biogas adiacente) http://www.powertogas.info/power‐to‐gas/interaktive‐projektkarte/audi‐e‐gas‐projekt.html S. Campanari, Maggio 2018 23/21
GRAZIE PER L’ATTENZIONE
stefano.campanari@polimi.it
http://www.energia.polimi.it/ ‐ http://www.gecos.polimi.it/
www.gecos.polimi.it/laboratories/micro‐cogeneration.htmlPuoi anche leggere
