L’elaborazione si è svolta nell’ambito di quanto delineato dall’Accordo Di Programma al tema: Analisi del processo di produzione di combustibili liquidi da carbone. Il presente studio riporta la valutazione della fattibilità tecnico-economica di un impianto di produzione dei combustibili liquidi integrato con tecnologie di cattura della CO2. L’analisi di sistema è stata sviluppata con l’ausilio del codice di simulazione impiantistica Aspen Plus. Pertanto si è analizzato un impianto di tipo dimostrativo collegato alle potenzialità della miniera del Sulcis e si è stimata una taglia impiantistica di circa 9000 barili/giorno di combustibili liquidi prodotti equivalenti ad un consumo di circa 4500 tonn/giorno di carbone. La valutazione della configurazione impiantistica si è sviluppata attraverso l’integrazione delle differenti sezioni al fine di ottimizzare gli scambi energetici. Si sono quindi stimate le prestazioni in termini di bilanci in massa ed energia di due tipologie di impianti senza CCS e con CCS, con l’obiettivo di analizzare l’impatto sull’efficienze dell’inserimento della cattura della CO2. I risultati indicano che più del 47 % dell’input energetico viene convertito in energia elettrica e prodotti liquidi con una differenza di due punti percentuali tra i due casi, ed un resa in combustibili liquidi del 40 %. ) Relativamente alla resa di prodotti liquidi si è ottenuta una selettività pari a SC5+ =0,82. L’analisi economica e finanziaria è stata svolta stimando l’attualizzazione dell’investimento ovvero il valore attuale netto, il TIR ed il pay back. La struttura finanziaria e le assunzioni utilizzate scelte sono quelle tipiche per la valutazione di fattibilità economica in impianti di potenza. Considerato il petrolio come il prodotto concorrenziale si è stimata la convenienza delle due configurazioni analizzate individuando il valore minimo del prezzo del greggio al fine di ottenere un TIR del 18 %. I risultati indicano valori del costo di investimento dell’ordine di $95.300/bbl/giorno in linea con quanto riportato in letteratura, che si incrementano leggermente se si aggiunge la sezione di cattura. La redditività dell’iniziativa presenta tassi interni di rendimento dell’ordine del 18 % per valori del barile di petrolio di $98/bbl, con un costo specifico di produzione del combustibile raffinato di circa $84/barile. L’impianto equipaggiato con le tecnologie CCS mostra una redditività (TIR al 18 %) per valori del barile di petrolio dell’ordine dei $105/bbl. In conclusione questo lavoro presenta i risultati di una prefattibilità tecnico-economica di un impianto di poligenerazione, individuando le condizioni di mercato per la sua convenienza. Si può desumere che la poligenerazione risulta un scelta conveniente in quanto presentando una flessibilità dell’impianto risponde più adeguatamente alle richieste diversificate dei prodotti energetici del mercato. Inoltre la localizzazione dell’impianto a bocca di miniera presenta il beneficio di un basso costo di approvvigionamento del combustibile e di un basso costo del trasporto della CO2 che viene stoccata onsite.

Modellazione ed analisi tecnico economica di un impianto Coal to Liquid integrato con tecnologie CCS

Deiana, Paolo;Bassano, Claudia
2012

Abstract

L’elaborazione si è svolta nell’ambito di quanto delineato dall’Accordo Di Programma al tema: Analisi del processo di produzione di combustibili liquidi da carbone. Il presente studio riporta la valutazione della fattibilità tecnico-economica di un impianto di produzione dei combustibili liquidi integrato con tecnologie di cattura della CO2. L’analisi di sistema è stata sviluppata con l’ausilio del codice di simulazione impiantistica Aspen Plus. Pertanto si è analizzato un impianto di tipo dimostrativo collegato alle potenzialità della miniera del Sulcis e si è stimata una taglia impiantistica di circa 9000 barili/giorno di combustibili liquidi prodotti equivalenti ad un consumo di circa 4500 tonn/giorno di carbone. La valutazione della configurazione impiantistica si è sviluppata attraverso l’integrazione delle differenti sezioni al fine di ottimizzare gli scambi energetici. Si sono quindi stimate le prestazioni in termini di bilanci in massa ed energia di due tipologie di impianti senza CCS e con CCS, con l’obiettivo di analizzare l’impatto sull’efficienze dell’inserimento della cattura della CO2. I risultati indicano che più del 47 % dell’input energetico viene convertito in energia elettrica e prodotti liquidi con una differenza di due punti percentuali tra i due casi, ed un resa in combustibili liquidi del 40 %. ) Relativamente alla resa di prodotti liquidi si è ottenuta una selettività pari a SC5+ =0,82. L’analisi economica e finanziaria è stata svolta stimando l’attualizzazione dell’investimento ovvero il valore attuale netto, il TIR ed il pay back. La struttura finanziaria e le assunzioni utilizzate scelte sono quelle tipiche per la valutazione di fattibilità economica in impianti di potenza. Considerato il petrolio come il prodotto concorrenziale si è stimata la convenienza delle due configurazioni analizzate individuando il valore minimo del prezzo del greggio al fine di ottenere un TIR del 18 %. I risultati indicano valori del costo di investimento dell’ordine di $95.300/bbl/giorno in linea con quanto riportato in letteratura, che si incrementano leggermente se si aggiunge la sezione di cattura. La redditività dell’iniziativa presenta tassi interni di rendimento dell’ordine del 18 % per valori del barile di petrolio di $98/bbl, con un costo specifico di produzione del combustibile raffinato di circa $84/barile. L’impianto equipaggiato con le tecnologie CCS mostra una redditività (TIR al 18 %) per valori del barile di petrolio dell’ordine dei $105/bbl. In conclusione questo lavoro presenta i risultati di una prefattibilità tecnico-economica di un impianto di poligenerazione, individuando le condizioni di mercato per la sua convenienza. Si può desumere che la poligenerazione risulta un scelta conveniente in quanto presentando una flessibilità dell’impianto risponde più adeguatamente alle richieste diversificate dei prodotti energetici del mercato. Inoltre la localizzazione dell’impianto a bocca di miniera presenta il beneficio di un basso costo di approvvigionamento del combustibile e di un basso costo del trasporto della CO2 che viene stoccata onsite.
Utilizzo pulito combustibili fossili;Cattura e sequestro CO2
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Utilizza questo identificativo per citare o creare un link a questo documento: https://hdl.handle.net/20.500.12079/6457
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