Equipment cost

Il costo iniziale dell’impianto è stato ottenuto sommando i costi dei singoli componenti riportati negli schemi di processo. Le relazioni fondamentali utilizzate per la stima dei costi di ogni componente, escluso il gruppo turbogas, sono state riprese dal manuale di Richard Turton “Analysis, Synthesis and Design of Chemical Process” [57].

6.2.2.1.1 Costo del gruppo turbogas GE LM6000 DLE [53]

Il costo del gruppo turbogas è stato ricavato direttamente dal listino prezzi della GE. Per macchine di questa taglia, il prezzo di listino è stato fissato pari a 20 milioni di euro.

6.2.2.1.2 Costo di turbine radiali e compressori centrifughi [57]

Per le restanti turbine radiali e per il compressore del ciclo ad azoto, si è ricorsi alla seguente relazione:

140 - 𝐶𝑝0 È il costo del singolo componente in acciaio al carbonio e operante alla

pressione di 1 bar, espresso in $;

- 𝑘1, k2, k3 sono dei coefficienti tipici del componente considerato;

- 𝐴 È il parametro caratteristico di dimensionamento del componente considerato, fornito dal software Aspen Hysys.

Componente k1 k2 k3 A

Compressore 2.290 1.360 -0.1027 Potenza [kW]

Turbina radiale 2.248 1.496 -0.1618 Potenza [kW]

Tabella 17: Parametri economici caratteristici per compressori e turbine radiali

Il costo dei generatori elettrici accoppiati alle turbine è stato calcolato mediante la seguente relazione [58]:

Dove P è la potenza del componente a cui è associato il generatore, espressa in kW. 6.2.2.1.3. Costo dei separatori (solo pre-raffreddamento) e delle pompe [57]

Anche per l’analisi dei costi dei due separatori, nella configurazione con pre- raffreddamento, e delle pompe si è utilizzata la relazione:

In questo caso il parametro caratteristico A per i separatori è rappresentato dal volume [m3], volume che deve essere determinato mediante un opportuno dimensionamento. Per tale dimensionamento, considerando dei separatori verticali, si è adottato il metodo di Lazalde-Crabtree (1984), una combinazione di teoria e relazioni empiriche [60]. Le dimensioni di interesse sono altezza e diametro del separatore. Le dimensioni caratteristiche dei separatori sono date in termini del diametro del tubo in ingresso, in base alla seguente relazione:

Dt e At rappresentano rispettivamente il diametro e la sezione trasversale del tubo di ingresso al separatore, mentre Qv e vt rappresentano la portata volumetrica del fluido operativo (aria) e la sua velocità.

141 Noto il diametro del tubo in ingresso al separatore (Dt), tramite i valori della tabella 18 (da[60]), i cui parametri fanno riferimento alla figura 115, è possibile ricavare le dimensioni dei separatori, ovvero diametro D ed altezza (LT + LB), in relazione alla portata di aria circolante.

Figura 115: Separatore verticale utilizzato per la separazione dell'umidità dell'aria

142 Ipotizzando una velocità di 25 m/s dell’aria nel circuito, si riportano nella seguente tabella le dimensioni caratteristiche dei due separatori:

Parametri caratteristici Simbolo Separatore 1 Separatore 2

Portata massica aria [kg/s]

𝑚̇𝑎 123.08 122.58

Portata volumetrica

[m3/s]

𝑄̇𝑣 86.98 82.16

Velocità flusso aria [m/s] v 25 25

Diametro tubo in ingresso [m] Dt 2.10 2.05 Diametro separatore [m] D 6.9 6.7 Altezza separatore [m] H (LB+LT) 21 20.4 Volume separatore [m3] V 784 719

Tabella 19: Risultati dimensionamento dei separatori

Componente k1 k2 k3 A

Pompa 3.389 0.0536 0.1538 Potenza [kW]

Separatore 3.497 0.4483 0.1074 Volume [m3]

Tabella 20: Parametri economici caratteristici per pompe e separatori verticali

6.2.2.1.4. Costo degli scambiatori di calore [57]

Per quanto riguarda l’analisi dei costi degli scambiatori presenti nelle varie configurazioni, si è ipotizzato innanzitutto che questi siano sempre del tipo shell and tube, in modo da uniformare i parametri caratteristici, e dato che non è oggetto di questa esposizione l’analisi in dettaglio del dimensionamento; è necessario infatti soltanto calcolare l’area di scambio effettiva necessaria allo scambio termico tra i vari fluidi. Componente k1 k2 k3 A Scambiatori shell and tube 4.831 -0.8509 0.3170 Area di scambio [m2] Tabella 21: Parametri economici caratteristici per gli scambiatori di calore shell and tube

143 Per determinare l’area di scambio di ogni scambiatore, si è partiti dall’equazione:

Il prodotto UA viene fornito direttamente dal programma Aspen cliccando sullo specifico scambiatore; stimando quindi un opportuno coefficiente globale di scambio U (W/m2K) è possibile calcolare direttamente l’area di scambio A (m2) con una semplice divisione. Per una stima dei coefficienti di scambio tra i vari fluidi si è utilizzato il grafico seguente [60]:

Figura 116: Coefficienti di scambio per diversi fluidi operativi

I processi studiati all’interno dei sistemi comportano necessariamente dei cambiamenti di fase di alcuni fluidi operativi all’interno degli scambiatori, soprattutto per quanto riguarda il GNL. Per tenere conto di tali cambiamenti si sono elaborati, all’interno della funzione Spreadsheet di Aspen, delle tabelle di calcolo che tengano conto dei diversi coefficienti di scambio tra una fase e l’altra.

Impostando sul programma la suddivisione dello scambio termico in un certo numero di punti, che altro non rappresentano una piccola frazione dello scambio totale, si sono riportati in tabella i valori del prodotto UA, le frazioni di vapore del fluido soggetto a cambiamento di fase ed i coefficienti di scambio relativi alle diverse fasi.

144 Per ogni punto si è quindi costruito un metodo di calcolo che associ alla frazione di vapore corrispondente il rispettivo coefficiente di scambio.

Dividendo poi il prodotto UA di ogni punto per il coefficiente di scambio appropriato, si è ottenuta l’area di scambio di ognuna delle frazioni in cui è stato diviso il processo; facendo la somma si è ottenuta l’area di scambio totale dello scambiatore. Ovviamente non è detto che in ogni scambiatore per cui si è imposta questa procedura debba avvenire il passaggio di stato di almeno uno dei fluidi; è soltanto una procedura cautelativa per tenere conto di tutte le varie possibilità che si possono presentare.

Fluidi coinvolti Fluido con possibile cambio fase

Stato fluido Coefficiente di scambio [W/m2K]

Azoto-GNL GNL GNL (liquido) 92

GNL (evapor.) 96

Gas naturale 75

CO2-Gas combusti CO2 CO2 (liquido) 90

CO2 (evap.) 95

CO2 (gas) 75

CO2-GNL GNL GNL (liquido) 680

GNL (evapor.) 750

Gas naturale 136

CO2-CO2 CO2-CO2* CO2(g)-CO2(liq) 195

CO2(evap)-CO2 (cond) 545 CO2(liq)-CO2(gas) 195 GNL-Glicole GNL GNL (liquido) 500 GNL (evapor.) 555 Gas naturale 230 Azoto-Gas combusti / / 75 GNL-Acqua di mare GNL GNL (liquido) 455 GNL (evapor.) 570 GNL (Gas) 230 Aria-Glicole / 77 GNL-Olio GNL GNL (liquido) 500 GNL (evapor.) 615 Gas naturale 240 Olio-Gas / / 93

*si può avere cambio di fase in entrambi i fluidi

Tabella 22: Riassunto di tutte le possibili combinazioni di scambio termico e relativi valori del coefficiente globale di scambio

145 Una volta stimati i vari coefficienti di scambio e completata la procedura sui singoli Speadsheet, per la stima del costo iniziale si è utilizzata la relazione già vista in precedenza per gli altri componenti, utilizzando l’area di scambio calcolata come parametro di stima dei costi.