COME FUNZIONA UN IMPIANTO PER LA PRODUZIONE DI E-FUEL

Le possibili soluzioni da adottarsi rientrano principalmente nelle seguenti tre categorie:

Elettrificazione, mediante utilizzo di energia elettrica rinnovabile, delle forniture a bassa, media e alta temperatura tramite utilizzo di pompe di calore o riscaldatori elettrici, finalizzata ad evitare le emissioni di CO₂ generate all’interno degli impianti di raffinazione dall’utilizzo di combustibili o stream di processo di origine fossile per sopperire alle esigenze termiche degli impianti stessi

Carbon Capture and Storage (CCS) della CO₂ generata dagli impianti di raffinazione

Carbon Capture and Utilisation (CCU) della CO₂ generata dagli impianti di raffinazione per la produzione di e-fuel mediante l’utilizzo di energia elettrica rinnovabile

Esse possono essere adottate alternativamente, in funzione delle caratteristiche dell’impianto e del sito dove questo opera, per ridurre l’impronta carbonica della produzione di combustibili fossili, che rimangono comunque il principale prodotto della raffineria. Per una più sostanziale decarbonizzazione della produzione è necessario considerare invece la produzione di e-fuel a partire da CO₂ catturata da sorgenti emissive non evitabili (ad esempio dalla produzione della calce), da sorgenti biogeniche (ad esempio dalla produzione di biometano) o direttamente dall’atmosfera.

La disponibilità di idrogeno verde e di un impianto per la produzione di combustibili sintetici rappresentano in ogni caso gli elementi chiave per la potenziale riconversione di una raffineria. Per questa ragione il Progetto E-fuels, coordinato da Innovhub Stazioni Sperimentali per l’Industria e tecnicamente sviluppato dai gruppi GECOS e Energy & Strategy, afferenti entrambi al Politecnico di Milano, ha avuto come principale obiettivo lo studio di fattibilità per la realizzazione di un impianto pilota per la produzione di e-fuel liquidi, in grado di rappresentare una alternativa diretta a benzina, gasolio e jet fuel di origine fossile, tramite il processo Fisher Tropsch (FT).

Due diverse alternative impiantistiche sono state valutate e confrontate:

Nella soluzione e-fuel, il fuel gas di raffineria, viene bruciato per produrre calore utile e successivamente ne viene catturata la CO₂. Questa viene poi miscelata con idrogeno verde; la miscela viene alimentata alla sezione di sintesi, dove viene prodotto un generico combustibile e-fuel.
È inoltre possibile sfruttare della CO₂ addizionale derivante dai processi di raffineria, in modo da regolare la composizione del gas entrante la sintesi e/o aumentare la produttività del combustibile e-fuel.

Nella soluzione er-fuel (dove “er” si riferisce a “electrified reforming”), il fuel gas viene alimentato ad una sezione di reforming elettrificato con lo scopo di produrre un syngas ricco di H₂ e CO. Il syngas può essere poi miscelato con CO₂ addizionale derivante dai processi di raffineria. Il syngas viene infine inviato alla sezione di sintesi per la produzione del generico combustibile er-fuel. In questa casistica non è presente la caldaia convenzionale ed è dunque necessario introdurre un boiler elettrico in modo da compensare il mancato calore prodotto in origine dalla combustione del fuel gas.

La sezione di sintesi differisce in parte a seconda della configurazione adottata, in particolare:

Nell’ipotesi e-FT, la CO₂ catturata a valle della combustione del fuel gas è inviata ad un reattore insieme all’idrogeno verde per convertirla in CO. Nella sintesi FT l’idrogeno e il monossido di carbonio reagiscono per produrre idrocarburi di varia lunghezza, che prendono il nome di syncrude. Gli idrocarburi pesanti e in fase liquida alle condizioni operative di sintesi possono essere estratti dal fondo del reattore, mentre la frazione rimanente del syncrude deve essere raffreddata e frazionata ulteriormente per produrre idrocarburi di media lunghezza, idrocarburi leggeri e separare l’acqua generata nella sintesi dagli altri composti. In questo modo è possibile ottenere efficienze del carbonio (carbon efficiency CE) prossime all’unità. Il calore necessario a sostenere il reattore deriva da riscaldamento elettrico.

Nell’ipotesi er-FT, il fuel gas viene compresso e inviato ad un reattore di pre-reforming insieme a vapore acqueo e CO₂ addizionale derivante da processi di raffineria, per convertire in metano tutti gli idrocarburi presenti; quindi il syngas viene inviato ad un reattore di Steam Methane Reforming (SMR) elettrificato, per convertire il metano in H2 e CO. A seguito del raffreddamento e della rimozione dell’acqua condensata, il syngas entra in una sezione di lavaggio in modo da rimuoverne la CO₂ non convertita, che viene separata e ricircolata al reformer. Il syngas entra poi nel reattore FT da cui viene prodotto il syncrude, che viene quindi frazionato come nell’impianto e-FT.

Dai bilanci energetici condotti risulta che gli impianti er-fuel sono sempre caratterizzati da rendimenti energetici superiori rispetto alle controparti e-fuel, in quanto questi ultimi sono penalizzati dall’elevato consumo elettrico dell’elettrolizzatore e dalle sue perdite. La carbon efficiency (CE) risulta elevata e di circa il 90% in tutti gli impianti. Gli impianti er-fuel ottengono CE leggermente inferiori a causa del metano non convertito nel processo di reforming, che si comporta da inerte nell’unità di sintesi.

Su queste basi è possibile immaginare il percorso che una raffineria potrebbe intraprendere verso una progressiva decarbonizzazione:

Realizzazione di un impianto per la produzione di er-fuel mediante FT, così da ridurre immediatamente le proprie emissioni di CO₂ incrementando al contempo la produzione e riducendo la propria impronta carbonica nel caso di utilizzo di energia rinnovabile, non necessariamente prodotta sul posto

Realizzazione di un impianto di produzione di idrogeno verde mediante l’adozione di elettrolizzatori di nuova generazione ad alta efficienza e inizio della transizione alla produzione parziale di e-fuel

Progressivo incremento della produzione di e-fuel mediante l’acquisizione di CO₂ di diversa provenienza (altri impianti industriali, atmosfera)

Un simile percorso può ovviamente risultare più o meno fattibile e costoso in funzione di una innumerevole serie di fattori che incidono in misura variabile sul bilancio finale. D’altro canto, molte sono anche le possibili soluzioni tecnologiche, processistiche e impiantistiche adottabili, che possono rendere percorribili strade alternative, ma tutte finalizzate al medesimo obiettivo di decarbonizzazione del settore della raffinazione e, con esso, fornire un significativo contributo alla decarbonizzazione dell’intero comparto trasporti a livello globale.