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Il GNL come "alternativa" agli alternativi: il processo di liquefazione e di rigassificazione

L’articolo affronta il tema della liquefazione e rigassificazione del Gas Naturale. Si espone pertanto sia il processo di liquefazione “on-shore” (a terra, in impianti detti comunemente “world scale”) che “off-shore”, nel quale la produttività è decisamente inferiore. Si argomenta poi il processo di rigassificazione e le sue applicazioni legate alla produzione di energia elettrica e di freddo per uso industriale.

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La Termotecnica, aprile 2017

Pubblicato
da Alessia De Giosa




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Tecnica LA TERMOTECNICA APRILE 2017 57 Combustibili & Ambiente INTRODUZIONE
La tematica energetica sempre al centro delle cronache odierne
pertanto diventa necessario un approfondito studio della situazione
attuale. Le fonti convenzionali hanno visto un calo dei consumi dovuto
a diversi fattori ambientali ed economici. I carburanti fossili, caratte-
rizzati da discreti valori di tonalit termica e facilit di stoccaggio, la
fanno ancora da padrone ma ci sembra essere destinato a finire per
le sempre pi restringenti norme antinquinamento e per la fiscalit par-
ticolarmente gravosa. Da qui la necessit di individuare altre fonti che
devono risultare efficaci come le precedenti ma pi pulite. Lo scenario
nazionale odierno vede ancora la maggior parte del fabbisogno sod-
disfatto da petrolio e derivati (34.5%), con trend nettamente negativo, e
una forte crescita delle fonti rinnovabili che si attestano al 21% ca. con
le relative problematiche di stabilit energetica che le caratterizzano e
che non possono essere affatto trascurate.
Il Gas Naturale valida alternativa perch ha buone propriet ener-
getiche e, rispetto agli altri combustibili, ha propriet molto green.
Solitamente questo combustibile viene trasportato e utilizzato allo stato
aeriforme: in tal caso opportuno riferirsi, come unit di misura, al
Nm3 o Sm3. In un Nm3 sono contenuti circa 35.88 MJ. Se liquefatto
la stessa quantit di energia sarebbe contenuta in un volume circa 600
volte inferiore. Da qui l'idea di liquefare il Gas Naturale per trasportar-
lo. La temperatura di ebollizione a seconda della composizione, oscilla
intorno ai -160C a pressione atmosferica dunque occorre che questa
temperatura sia mantenuta al di sotto di questi valori.
Il GNL una volta rigassificato pi 'leggero' e presenta una quantit
minore di impurit rispetto al corrispondente gas naturale prodotto
da giacimenti; ha una densit pari alla met di quella dell'acqua e a
contatto con questa pu dare luogo a una rapida transizione di fase
(RPT) oppure galleggiare prima di vaporizzare.
A livello mondiale (2013), la zona asiatica quella che maggiormente
usufruisce di GNL che fino ad oggi stato utilizzato per la produzione
di energia elettrica, per l'industria e per l'uso domestico per quelle
abitazioni che non hanno accesso ad una rete di distribuzione. L'altro uso nei trasporti marittimi e per l'autotrazione pesante. Particolare at-
tenzione va rivolta all'approvvigionamento e allo stoccaggio: lo 'small
scale LNG' (o SSLNG) si definisce come la modalit attraverso la quale
il GNL viene gestito direttamente in forma liquida (rispetto alla rigas-
sificazione operata in terminali dedicati e alla successiva immissione
del prodotto gassoso nella rete di trasporto). I servizi SSLNG possono
essere erogati mediante: terminali di rigassificazione, navi bunker, mini
impianti di liquefazione per la trasformazione allo stato liquido del gas
naturale proveniente dalla rete (utilizzati ad es. per rifornire autobotti),
autobotti che riforniscono navi alimentate a GNL (bunkeraggio) o stoc-
caggi locali (questi ultimi a loro volta vengono utilizzati per rifornire
altre autobotti, impianti di rifornimento per navi o veicoli alimentati a
GNL e depositi satelliti). Questo tipo di filiera particolarmente svi-
luppata in Spagna, Norvegia, Regno Unito e Olanda. Lo stoccaggio
di GNL studiato affinch possa essere mantenuto in fase liquida per
periodi prolungati attraverso sistemi di isolamento molto efficienti. La
fase di evaporazione mette a disposizione di eventuali accessori una
grande quantit di frigorie che possono essere impiegate in processi
produttivi o in utenze diverse aumentando l'efficienza energetica del
complesso industriale che lo impiega. La natura intrinseca del GNL e
le caratteristiche tecnologiche delle soluzioni di trasporto e stoccaggio
criogenico offrono ampie possibilit di 'parcellizzazione' dell'utenza.
L'attuale situazione logistica di approvvigionamento del GNL, per,
limita tali potenzialit rendendo particolarmente efficace l'alimentazio-
ne di utenze caratterizzate da consumi elevati e con una certa costanza
nel tempo del prodotto e fanno individuare come potenziali utenti finali
le attivit a maggiore consumo energetico.
Nel settore marittimo, infatti, le sempre pi restrittive norme antinqui-
namento hanno costretto l'industria dei trasporti a ripiegare su nuovi
combustibili tra cui proprio il GNL. A tal proposito d'obbligo citare
la direttiva 'DAFI' (direttiva 2014/94/UE) all'interno della quale viene
ampiamente trattata la problematica delle infrastrutture di distribuzio-
ne di combustibili alternativi sia sulla rete viaria (ovvero per quanto
riguarda veicoli marcianti su strada) sia costieri (per le navi). Per le di G. L. Vergineo, E. Frosina, A. Senatore, F. del Manso Il GNL come 'alternativa' agli alternativi: il processo
di liquefazione e di rigassificazione
L'articolo affronta il tema della liquefazione e rigassificazione del Gas Naturale. Si espone pertanto sia il processo di liquefazione 'on-shore' (a
terra, in impianti detti comunemente 'world scale') che 'off-shore', nel quale la produttivit decisamente inferiore. Si argomenta poi il processo di
rigassificazione e le sue applicazioni legate alla produzione di energia elettrica e di freddo per uso industriale. THE LNG AS AN 'ALTERNATIVE' TO THE ALTERNATIVE: THE LIQUEFACTION AND REGASIFICATION PROCESS
This article is about Gas Natural liquefaction and rigassification. As far as the liquefaction, both the 'on shore' process (which takes place in plants
commonly named 'world scale') and the 'off-shore' process (whose productivity is lower) are discussed. Then, we discuss the topic of the rigassification
process and its application in production of electricity and cold for industrial usage. Gian Luca Vergineo, Emma Frosina, Adolfo Senatore, Franco del Manso
Universit degli studi di Napoli Federico II Tecnica 58 LA TERMOTECNICA APRILE 2017 Combustibili & Ambiente prime, almeno per il nostro paese, previsto un rafforzamento basato
soprattutto sulla stima delle percorrenze minime dei veicoli con tale
alimentazione: in prima approssimazione stata stimata valere 400 km
ca.. Considerando che, almeno in fase iniziale, il combustibile debba
rendersi disponibile almeno lungo la rete centrale TEN-T (3.300 km
divisi in 3 principali corridoi), ci comporta che il numero di distributori
alimentati a GNL deve necessariamente non essere inferiore a 10. Per
quanto riguarda il trasporto marittimo, oltre alla direttiva sopracitata
che ci obbliga alla creazione di nuovi impianti costieri, bisogna tenere
in considerazione le restrizioni IMO contenute nell'Annex VI della con-
venzione Marpol. In questa vengono sanciti i limiti di Zolfo contenuto
nel combustibile (0.5% in massa a partire dal 2020 sia nelle zone ECA
che non) e dell'emissioni di NOx (< 2 g/kWh ca. per ogni regime di
rotazione del motore) che rendono il GNL un ottimo sostituto delle
tradizionali nafte pesanti stimolandone una loro conversione. LIQUEFAZIONE
Il processo di liquefazione avviato in prossimit della zona di estra-
zione ed il pi vicino possibile alle zone costiere. Tenendo conto del
punto di ebollizione del Gas Naturale a pressione ambiente, lo stesso
per essere liquefatto deve essere portato al di sotto della temperatura
di cui sopra (-160C). L'idea della liquefazione nasce dalla necessit di
portare il Gas Naturale in zone non servite dai tradizionali gasdotti: il
trasporto in pressione risulterebbe difficoltoso soprattutto per le elevate pressioni che i contenitori sarebbero costretti a sopportare (220 bar).
Risulta pi semplice utilizzarne di speciali tipologie opportunamente
coibentate (serbatoi criogenici) capaci di garantire il mantenimento del-
la temperatura per significativi periodi di tempo (per distanze superiori
ai 1000km). Gli impianti possono essere anche installati su piattaforme
off-shore, i quali presentano capacit produttive di GNL decisamente FIGURA 1 - Schema del processo citato FIGURA 2 - 'Cold composite curve' Tecnica LA TERMOTECNICA APRILE 2017 59 Combustibili & Ambiente pi basse: un impianto 'World-Scale' ha una capacit dell'ordine di
e 5 milioni di tonnellate per anno per ciascun treno di produzione (in
media ve ne sono installati almeno 3 (Pillarella)) contro quelli degli im-
pianti Off-shore (< 1 milione di tonnellate per anno). La trasformazione
viene effettuata raffreddando il Gas fino alla temperatura necessaria
con impianti frigoriferi: la differenza tra le diverse tipologie di impianto
dipende dal fluido refrigerante evolvente. In genere in impianti semplici
possibile trovare una sola sostanza (principalmente Azoto) miscelata
con uno o pi idrocarburi.
Le condizioni di alimentazione degli impianti, sia a terra che in mare,
rispecchiano quelle vigenti all'interno di un comune gasdotto: T = 50C
e P = 130 bar (13Mpa) (Q.Y. Li, 2010). Il processo SMR (Single Mixed
Refrigetant) stato messo a punto per la prima volta nell'impianto di
Skikda in Algeria: la prima versione fu costruita nel 1972 poi aggiornata
nel 1981. La versione attuale conta 6 treni di produzione che consentono
la produzione di ca. 6.5 milioni di m3 di GNL (Sonatrach, s.d.) dove
evolvono due fluidi refrigeranti: N2 e CH4. Particolarit di questo ge-
nere di impianto la presenza di un solo scambiatore di calore GNL e
che il fluido refrigerante sia separato dal flusso del GN/GNL. In figura
I riportato uno schema del processo citato. Il Gas Naturale entra nel
sistema alle condizioni di alimentazione (0), attraverso lo scambiatore
di calore viene messo in contatto con il fluido refrigerante uscendo in
condizioni di liquido sottoraffreddato (0-6). Il fluido viene laminato
attraverso una valvola (6-7) e liquefatto. Il refrigerante, dopo che questo
stato compresso e raffreddato attraverso diversi stadi (2-3), vaporizza
passando nello scambiatore GNL (3-4), raggiungendo la condizione
di vapore surriscaldato. Attraversando un'altra valvola di laminazione
(4-5) il fluido raggiunge la temperatura di -155C. Alla fine la miscela di
liquido refrigerante attraversa lo scambiatore di calore GNL all'interno
del quale vaporizza e raggiunge le condizioni di vapore surriscaldato
pronto per una nuova compressione permettendo di ricominciare il
ciclo(5-1). Prendendo in considerazione il flusso relativo al GN (0-6-7)
e quello relativo alla miscela refrigerante (3-4), questi vengono rag-
gruppati all'interno della 'Hot composite curve'; invece il refrigerante
freddo (5-1), forma la 'Cold composite curve' (figura II). Solitamente nei
trasferimenti di calore associati alla trasformazione del GNL, il 'pinch
point' ha un valore di ca. 1-3. (Mohd Shariq Khan, 2012). RIGASSIFICAZIONE
Liquefatto il GNL pu continuare il suo percorso come combustibile
liquido oppure come gas. In questo caso si procede alla sua rigassifica-
zione e all'immissione nella rete tradizionale. Il processo di liquefazione
richiede un dispendio energetico non trascurabile (ca. 30% (Mohd
Shariq Khan, 2012)), necessario trovare il modo di recuperare parte
di questa energia. Applicazioni consentono di sfruttare il freddo dispo-
nibile per ridurre i fabbisogni energetici della liquefazione dell'aria
ed ottenere: Azoto, Ossigeno, Argon. Altre con la liquefazione o la
produzione allo stato solido della CO2 consentono di ottenere acqua
dissalata mentre gli altri usi sono di tipo convenzionale e strettamente
legati all'ambito industriale. Uno degli utilizzi pi importanti la produ-
zione di energia elettrica: vengono usati speciali cicli combinati capaci
di operare a temperature criogeniche, sfruttando l'elio o anche l'azoto,
oppure impianti modulari costituiti da due cicli 'Brayton' con turbine
a gas. I metodi per la rigassificazione fanno uso di calore prodotto
attraverso il processo di combustione di GN oppure lo estraggono
dall'acqua di mare utilizzando circuiti aperti. Il primo metodo ha degli
elevati costi di esercizio poich impiega ca. il 2% delle quantit da tra-
sformare; il secondo richiede invece ingenti investimenti di capitale per
gli scambiatori di calore, per l'impianto di pompaggio, per il prelievo
dell'acqua di mare e il riscaldamento della stessa in inverno. Per la pro-
duzione di energia elettrica, si pu sfruttare l'acqua di mare affluente
da batterie 'Open Rack' per raffreddare il condensatore di un impianto
con turbina a vapore. Un secondo sistema prevede lo sfruttamento del
freddo disponibile dal processo di rigassificazione per refrigerare la
portata d'aria che va all'aspirazione del compressore di un impianto
a ciclo combinato con TG e TV in una centrale elettrica: questo sfrutta
una TG (40MW) ed una TV (11MW) alimentata dal vapore prodotto
con il recupero dei gas di scarico del primo sistema. Un terzo metodo
localizzato a Panigaglia, basato sull'utilizzo di un ciclo combinato
composto da due cicli 'Brayton': quello di Top di tipo aperto con TG
alimentata a Gas Natuale, quello Bottom che opera con Elio invece
chiuso ed riscaldato tramite il calore dei gas di scarico della TG del
ciclo di Top. Il calore di scarico di quest'ultimo serve per rigassificare il
GNL negli appositi scambiatori. La tecnologia attuale prevede diversi
altri sistemi a cicli 'CHP' combinati composti da 2 cicli Brayton in cui FIGURA 4 - Processo di rigassificazione FIGURA 3 - Propane pre-cooled mixed refrigerant cycle Tecnica 60 LA TERMOTECNICA APRILE 2017 Combustibili & Ambiente il Top opera con Elio o Azoto.
In Italia la pressione del sistema gasiero opera a p>70 bar, il GNL
deve essere immesso nella rete a pressioni simili. E' possibile (figura IV)
pompare il gas effluente da un processo di rigassificazione a pi basse
pressioni (AB'B''B'''D') sino a tale ordine di valori (D'D). La potenza di
pompaggio pu essere ridotta portando il GNL (in fase liquida, cio
prima della gassificazione) ad una pressione che sia compatibile con
quelle richieste nella spedizione. Si opera a pressioni molto vicine a
quelle ipercritiche (75-80 bar) e la potenza di pompaggio risulta essere
ca. 1/21 rispetto al caso precedente (Dispenza, 2007). Nella figura IV
il processo evolve lungo ABCD: operando a P vicine all'ipercriticit il
processo di trasmissione del calore efficace e affidabile.
L'impianto di rigassificazione pu anche essere usato per la cogene-
razione. Lo schema presenta un impianto con TG a scarico libero che
parte di un ciclo combinato in cui il ciclo di bottom rappresentato
da uno di tipo chiuso anch'esso con TG ma operante con Elio in fase
gassosa. I gas di scarico provenienti dalla TG del primo ciclo fungono
da fonte di calore per il secondo ciclo. La sorgente a bassa temperatura
costituita dal GNL che deve vaporizzare: il gas scaricato dalla turbina
del secondo ciclo (ossia Elio in fase gassosa) va allo scambiatore di
rigassificazione del GNL nel quale avviene in due tappe entrambe
in regime ipercritico. Poi, lo stesso viene compresso ed attraversa lo
scambiatore di calore a recupero installato sul percorso del primo ciclo
con TG: la compressione avviene a partire da temperature criogeniche
e si contraddistingue per l'elevata efficienza. Viste le prestazioni dei
moduli di rigassificazione, la scelta dell'elio come fluido di lavoro
risulta appropriata. La TG del ciclo di top opera con gas di lavoro ad
elevata temperatura di ingresso (>1000C). L'aria all'aspirazione del
compressore raffreddata con acqua resa disponibile all'uscita del
pacco batterie Open Rack: contribuendo a migliorare la resa del ciclo.
La pressione pi alta del ciclo 22,7 bar e quella pi bassa pari a
3 bar. La temperatura in ingresso alla turbina del ciclo di Bottom
579C, l'elio scaricato dalle turbine fornisce calore al GNL evolvente
negli scambiatori rigassificatori criogenici e si raffredda uscendo a -129C, successivamente attraversa il compressore Criogenico 'C2'
e si porta in mandata alla temperatura di 70C (Dispenza, 2007). Gli
scambiatori criogenici per la rigassificazione del GNL hanno una ma-
trice di scambio termico a fascio tubiero con superficie estesa all'esterno
la cui costruzione non solita a tali sistemi: presenta tegoli ondulati a
contatto con l'esterno dei tubi. Il GNL passa dal lato tubi: questi sono
riuniti in clusters con passo triangolare equilatero e all'interno degli
stessi ci sono organi che favoriscono l'instaurarsi di moti turbolenti.
Nella cavit tra i tubi di un cluster sono installate delle tie roads cave con
scanalature laterali che inducono un moto turbolento dell'elio, il quale
viene accresciuto dal miscelamento ottenuto tramite l'iniezione laterale.
Le utenze finali ricadenti in siti lontani dal Terminal di rigassificazione
e che si trovano in un range che va dal [1- 3] km, richiedono l'uso di
una rete speciale per il trasporto del freddo. Si fa affidamento allo
scambio di calore sensibile ed importante considerare il cambiamento
di viscosit alle basse temperature, il pericolo di congelamento e alle
elevate potenze di pompaggio. Sarebbe pi opportuno l'uso, come
fluidi secondari, di idrocarburi o di anidride carbonica in quanto tali
sostanze consentono di sfruttare meglio il cambio di fase. In uno studio
di fattibilit, si sono esaminati due possibili clusters di utenze dislocati in
media a 2-3 km dall'area del Terminal di rigassificazione: un complesso
di 10 industrie agroalimentari dove richiesto il freddo per processi di
surgelazione: questo stimato valere intorno ai 9 MW ad una T media
di -43C. Il secondo caso un Ipermercato per cui sono richiesti 7,5
MW (7,0 MW per il condizionamento dei locali e 0,5 MW per usi
del freddo per le celle frigorifere, banchi frigo, ecc. di cui 150 kW a
-35C e la parte rimanente a -15C) (Dispenza L. R., 2008). Il freddo
trasferito dal sito del Terminal presso le utenze finali con due pipeline
in cui passa la CO2: questa viene liquefatta all'interno dell'impianto
di rigassificazione e pompata nella pipeline di andata in fase liquida
consentendo per il cluster delle industrie agroalimentari una riduzione
della potenza di pompaggio di 30 volte rispetto al caso della CO2 di
ritorno che in fase aeriforme. Nella figure V mostrato uno schema del
processo di trasferimento del freddo con le pipeline in cui convogliata FIGURA 5 - Processo di trasferimento del freddo Tecnica LA TERMOTECNICA APRILE 2017 61 Combustibili & Ambiente la CO2 e delle utilizzazioni dal Terminale di rigassificazione verso il
cluster delle utenze per le industrie agro-alimentari. Nella stessa
anche mostrato uno schema con trasferimento del freddo con le pipe-
line in cui convogliata la CO2 e delle utilizzazioni dal Terminale di
rigassificazione verso il cluster delle utenze dell'Ipermercato. CONCLUSIONI
Il bacino del mediterraneo sar il baricentro di buona parte dello
sviluppo del GNL e l'Italia non potr non farne parte. Tuttavia il nostro
paese presenta una relativa immaturit del sistema con l'aggravante
della pressoch totale dipendenza dalle importazioni o dalla dispo-
nibilit di capacit di trasporto dei Paesi confinanti. Sul territorio
nazionale sono attivi 3 rigassificatori: uno a Panigaglia in esercizio
dal 1971. Il gas prodotto da questo Terminale vale ca. 2 miliardi m3
in un mercato che ogni anno ne vede la distribuzione di 80. Un altro
a Rovigo che, con una capacit di rigassificazione di 8 miliardi di
metri cubi annui copre il 10% della domanda nazionale di Gas; l'ultimo
un impianto Off-Shore e si trova a Livorno (a ca. 22 km): questo
costituito da una nave metaniera opportunamente modificata per
essere ancorata al fondale.
La quantit di GNL che viene rigassificata ogni anno si aggira intorno
ai 3.75 miliardi di m3 annui (ovvero 15 milioni al giorno) ed invece
quella che capace di stoccare conta 131.500 m3. Il trasporto del
prodotto ottenuto a valle del processo avviene tramite pipeline: per la
prima parte sottomarina (35km ca.) e, per la seconda, sotterranea (2
km). L'Italia potrebbe diventare snodo europeo del gas, sfruttando la
propria centralit geografica tra i Paesi produttori del Nord Africa e
del Medio Oriente e dei Paesi consumatori dell'Europa continentale,
riducendo al contempo la propria dipendenza dalle infrastrutture e dai
fornitori, con possibili benefici sul costo del gas per il consumo nazio-
nale. Il nostro paese ha le competenze ingegneristiche, petrolifere e
di gestione delle infrastrutture per giocare un ruolo primario in questo
processo di ridefinizione del settore del Gas. BIBLIOGRAFIA
1. Beccali, M. (2006). Rigassificatori: e se l'Italia diventasse lo snodo d'Europa' Bollettino dell'Ordine degli Ingegneri della Provincia di
Palermo, 18-19. 2. Dispenza, L. R. (2007). Rigassificazione del GNL: Recupero del freddo e produzione di energia elettrica. La Termotecnica, 58-63. 3. Dispenza, L. R. (2008). Recupero ed utilizzazione del freddo nella rigassificazione del GNL. La termotecnica, 73-77. 4. Mohd Shariq Khan, M. L. (2012). Design optimization of single mixed refrigerant natural gas liquefaction process using the parti-
cle swarm paradigm with nonlinear constraints. Energy. 5. Pillarella, Y.-N. L. (s.d.). The C3MRC liquefaction Cycle: Versatility for a fast growing ever changing LNG industry (Paper PS2-5). 6. Q.Y. Li, Y. J. (2010). Design and anlysis of liquefaction process for offshore associated gas resources. Applied thermal engineering. 7. Sonatrach. (s.d.). Tratto da http://www.sonatrach.com/en/ele- ments-histoire.html. 8. T.B. He, Y. J. (2012). Design and optimization of natural gas li- quefaction process by utilizing pipeline pressure energy. Applied
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