Il ciclo topping: Il modello del ciclo Brayton-Joule aperto

Una volta stabiliti i range di potenze elettriche e di portate di GNL da trattare, si è passati alla definizione delle configurazioni impiantistiche su cui impostare il lavoro di simulazione e di ottimizzazione, e alla scelta delle principali condizioni al contorno del processo. Dovendo l’impianto garantire un’elevata produzione di energia elettrica ed un ingombro relativamente ridotto, si è deciso di dotare ogni configurazione di un gruppo turbogas, funzionante secondo un ciclo Brayton-Joule aperto semplice, alimentato con una frazione del gas naturale rigassificato. Tale ipotesi potrebbe comportare problemi a causa di limitazioni normative che stanno alla base del funzionamento dei tradizionali rigassificatori e dei loro contratti di fornitura, come avviene ad esempio all’interno dell’Unione Europea.

Oggigiorno infatti gli impianti di rigassificazione sono dei veri e propri hub che forniscono un servizio, la rigassificazione appunto, e vengono pagati per questo secondo delle tariffe pubbliche regolate da appositi enti. Di fatto sono completamente trasparenti al trading di gas naturale e si limitano a svolgere un servizio per i quali vengono remunerati e regolati. In Italia ad esempio, l’ente predisposto alla regolazione delle tariffe di rigassificazione è Arera [53], ma lo stesso meccanismo viene adottato in numerosi altri paesi europei.

Volendo dare al caso oggetto di studio in questa trattazione una validità più generale, come già detto, ed esistendo comunque sia studi in letteratura che applicazioni

85 pratiche sull’utilizzo diretto del GNL rigassificato (Giappone), si è optato per l’utilizzo di questa tecnica, per cui si preleverà una frazione del gas naturale per alimentare la turbina a gas.

Figura 69: Schema semplificato di un gruppo turbogas e diagramma T-S del ciclo aperto Brayton-Joule reale ed ideale

Non essendo lo scopo di questa trattazione investigare gli effetti della composizione del GNL sulle prestazioni degli impianti, si è inoltre ipotizzato che il flusso in ingresso ai vari sistemi sia costituito da solo metano; è questa un’ipotesi accettabile in quanto il GNL è un prodotto che è già stato trattato durante il processo di liquefazione e la cui composizione % risulta essere composta da metano per valori compresi tra il 90% ed il 99%.

Composizione media GNL e gas naturale nazionale

% Molare GNL OLT Livorno GNL Panigaglia

Metano 94.092 91.577 Propano 3.729 6.429 Etano 0.993 1.131 Iso-Butano 0.134 0.043 Normal Butano 0.216 0.032 Iso-Pentano 0.098 0.065 Normal Pentano 0.010 0.029 Azoto 0.625 0.637 Anidride Carbonica 0.069 0.000

86 La scelta dell’impiego di un gruppo turbogas risulta giustificata per diversi aspetti:

 Il sistema con turbina a gas è in grado di generare elevati valori del lavoro specifico per unità di massa di fluido; nelle macchine moderne si hanno infatti valori prossimi a 450 kJ/kg. E’ quindi ideale per l’applicazione che si vuole studiare dato che consente la produzione di elevate potenze con portate moderate di fluido e, quindi, l’utilizzo di una portata minore di combustibile rispetto ad altri sistemi termici

 Un elevato valore del lavoro specifico, quindi portate minori, garantisce una costruzione più snella del turbogas, riducendo drasticamente gli ingombri rispetto ad altri sistemi termici, aspetto questo molto importante visto il sito su cui deve essere installato il sistema, nonché i costi fissi.

 I gruppi turbogas sono i sistemi più venduti al mondo, coprono un vastissimo range di taglie di potenza e presentano rendimenti termici elevati (superiori al 40% in configurazione semplice nelle macchine moderne), cosa quest’ultima che incide favorevolmente sul consumo specifico e sui costi di funzionamento. Permettono inoltre una grande flessibilità di funzionamento.

 L’elevata energia termica residua nei fumi di scarico ne permette un semplice accoppiamento, mediante scambiatore di calore, ad un ciclo bottom, permettendo così la realizzazione di un ciclo combinato, soluzione che garantisce potenza generata ed efficienza ancora maggiori. I fumi in ingresso alla turbina possono infatti raggiungere i 1200-1300°C nelle configurazioni moderne e, una volta effettuata l’espansione, si ha a disposizione una fonte di calore che può raggiungere i 600-650°C.

Al fine di rendere più realistica la simulazione per le varie configurazioni, si è deciso di ricorrere alla scelta di un gruppo turbogas reale disponibile in commercio, riportandone successivamente le caratteristiche all’interno del programma di simulazione. La scelta è ricaduta sul modello LM6000 distribuito dalla GE Group [54], alimentato a gas naturale e le cui caratteristiche in condizioni stazionarie ISO sono brevemente riassunte nella seguente tabella:

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GRUPPO TURBOGAS LM6000– Alimentato a gas naturale – Condizioni stazionarie ISO

Potenza prodotta 42.2 MW

Frequenza 50/60 Hz

Efficienza termica 41.1%

Rapporto di compressione 25

Portata gas esausti 125 kg/s

Velocità di rotazione 3600 giri/min

Temperatura gas di scarico 455°C

Tabella 8: Caratteristiche gruppo turbogas LM6000 DLE (Fonte GE)

E’ questa una turbina a gas industriale compatta, estremamente flessibile, di facile installazione e manutenzione, presenta tempi di messa a regime molto brevi ed un basso impatto ambientale in termini di emissioni grazie al sistema DLE. Assieme ad una levato rendimento termico ed una buona potenza massima ottenibile in condizioni stazionarie, presenta tutte le caratteristiche necessarie per l’installazione negli impianti di generazione di potenza ed ha già maturato esperienze di installazione nei settori riguardanti il GNL.

Con l’obiettivo di provare a migliorare le prestazioni dei sistemi si è scelto di introdurre, in ogni configurazione, un sistema di raffreddamento dell’aria in ingresso sfruttando l’exergia fisica del GNL. Utilizzando un circuito intermedio alimentato con una miscela acqua-glicole etilenico (50% in volume), il GNL raffredda la miscela fino a temperature inferiori ai -30°C, facendo attenzione a non scendere oltre la temperatura di ghiacciamento, pari a circa -36°C; da qui, mediante due scambiatori, si ha trasferimento di exergia all’aria in ingresso che viene così raffreddata fino a -20°C. Sfruttando il diagramma di Mollier, si è inserita una piccola percentuale in peso di acqua all’interno della composizione dell’aria; la conseguente umidità formatasi a causa del raffreddamento in due stadi, viene eliminata mediante l’impiego di due separatori verticali. Ipotizzando una temperatura di ingresso durante l’anno di 20°C ed un umidità relativa del 50%, valori medi usuali per la maggior parte dei climi temperati, la composizione massica dell’aria in ingresso al sistema di raffreddamento e di quella in ingresso al compressore sono risultate le seguenti:

88 Tabella 9: Composizione massica aria in ingresso al circuito di raffreddamento e al compressore

La scelta di introdurre il sistema di raffreddamento è stata fatta soprattutto per due ragioni principali:

 Ridurre il lavoro specifico di compressione richiesto dal compressore ed aumentare l’efficienza termica della turbina. Una diminuzione sensibile della temperatura ambiente in ingresso può influenzare positivamente anche il lavoro utile realizzato dal ciclo Brayton; infatti abbassando la temperatura di ingresso il compressore può elaborare una portata maggiore di aria (densità maggiore), realizzare rapporti di compressione maggiori, e, a parità di temperatura in ingresso alla turbina o di quantità di calore immessa in camera di combustione, ciò giustifica una diminuzione della temperatura allo scarico. La riduzione della temperatura dell’aria in ingresso rende quindi possibile allontanare la temperatura media di compressione dalla temperatura media di espansione, migliorando così lavoro specifico e rendimento.

Figura 70: Confronto tra un ciclo Brayton con raffreddamento dell'aria in ingresso (ciclo rosso) e cicli senza raffreddamento, a parità di temperatura dei gas in ingresso alla turbina o a parità di calore introdotto in camera di combustione.

Composizione aria

(% massica) Ingresso al sistema Ingresso al compressore

Azoto 0.7619 0.7672

Ossigeno 0.2306 0.2322

89 Tuttavia le turbine sono solitamente dimensionate per produrre la potenza fornita in condizioni ISO per cui nella pratica l’abbassamento della temperatura dell’aria in ingresso non incide su un sensibile aumento di potenza utile prodotta ma, riducendo il lavoro assorbito dal compressore, permette di realizzare la stessa potenza in uscita impiegando una portata minore di combustibile. Da qui risulta come il vantaggio di questo sistema risulta nel miglioramento del rendimento termico della turbina, in quanto si ottiene lo stesso output con un minore input in ingresso.

 Attuare un nuovo sistema di scambio di calore verso il GNL e di exergia in senso opposto, verso la miscela acqua-glicole, in modo da sfruttare attivamente tale fonte e ridurre l’energia “sprecata” nei vaporizzatori ad acqua di mare. L’introduzione del circuito intermedio è stata considerata per ragioni di sicurezza; infatti effettuare uno scambio di calore diretto tra l’aria ed il GNL in fase di rigassificazione può essere pericoloso a causa della possibile formazione di miscele esplosive aria-metano in caso di perdita all’interno dello scambiatore. Di contro tale scelta penalizza l’efficienza dello scambio termico, in quanto si ha la presenza di due scambiatori aggiuntivi aria-liquido.

La scelta di non ricadere sulla sola installazione di un gruppo turbogas è stata fatta per non esagerare con la taglia, e quindi con i costi di acquisto ed installazione, e per non vincolare la produzione elettrica ad un solo sistema. Inoltre l’eventuale presenza del solo gruppo turbogas significherebbe lo spreco di una grande parte della componente exergetica a disposizione nel GNL, con conseguente necessità di un largo utilizzo dei vaporizzatori ad acqua di mare e l’ottenimento di una bassa efficienza di secondo principio dell’impianto. Proprio con l’obiettivo di assicurare un elevato sfruttamento della fonte GNL, si è scelto di dotare ogni sistema di un ciclo bottom sottoposto a quello Brayton-Joule, in modo da sfruttare il calore residuo nei fumi in uscita dalla turbina.