Sistemi per la desalinizzazione dell’acqua di mare [35]

La desalinizzazione è il processo con cui si rimuovono i componenti minerali dall’acqua di mare. Gli impianti di desalinizzazione e di rigassificazione si trovano entrambi in aree costiere, rendendo quindi possibile in teoria un’integrazione tra i due sistemi, utilizzando il GNL per ridurre i consumi energetici della desalinizzazione. Allo stato attuale, le tecnologie più diffuse per la desalinizzazione dell’acqua di mare sono l’osmosi inversa (RO), un processo a membrane, ed i cosiddetti processi multi-stage flash, che sono invece processi termici. Oltre a queste due tipologie, il processo di freeze desalinization (FD), o desalinizzazione mediante congelamento, costituisce un approccio alternativo per rimuovere i minerali dall’acqua di mare, attraverso la formazione di cristalli di ghiaccio che rigettano i sali disciolti. La base teorica di questo tipo di processo consiste nel fatto che il calore latente per la formazione del ghiaccio (335 kJ/kg) è circa 7 volte più basso del calore latente di vaporizzazione (2260 kJ/kg), rendendo quindi il sistema decisamente meno energivoro se paragonato ai sistemi di desalinizzazione termica. E’ proprio all’interno di questa tecnologia che si può pensare concettualmente all‘integrazione con il GNL.

61 Figura 52: Freeze desalinization con utilizzo dell'exergia del GNL

Questo infatti può essere utilizzato per pre-raffreddare l’acqua di mare in ingresso e per fornire condizioni operative a bassa temperatura alla torre di ghiacciamento; contemporaneamente si può ottenere la rigassificazione del GNL impiegato.

Esistono alcuni studi riguardo all’integrazione tra il processo di rigassificazione e quello di desalinizzazione dell’acqua di mare. In particolare un sistema molto interessante è analizzato in un articolo riguardante [38] l’investigazione e l’ottimizzazione di un ciclo di potenza supercritico a CO2 alimentato ad energia solare, adatto a fornire energia ad un processo di desalinizzazione ad osmosi inversa (RO) tramite recupero dell’exergia del GNL, che in questo caso viene utilizzata all’interno del condensatore. E’ quest’ultima una soluzione interessante perché svincola il processo di rigassificazione dall’adozione della sola tecnologia di desalinizzazione per congelamento e permette di ottenere tre effetti utili contemporaneamente: potenza elettrica, gas naturale rigassificato ed acqua dissalata. La potenza generata viene in parte utilizzata per alimentare le pompe di circolazione dell’acqua marina, coprendo quindi i consumi energetici del processo di desalinizzazione.

62 Figura 53: Schema di un ciclo ORC supercritico a CO2 al servizio di un processo di desalinizzazione ad osmosi

inversa, alimentato ad energia solare e con utilizzo dell'exergia del GNL

Figura 54: Diagramma T-S ciclo ORC supercritico a CO2 alimentato con energia solare e con utilizzo dell'exergia del GNL

I parametri chiave del ciclo sono risultati essere la pressione di ingresso della CO2 nella turbina, la portata di olio circolante all’interno del generatore di vapore, la temperatura del condensatore e la pressione di ingresso alla turbina di espansione del gas naturale appena rigassificato. Ottimizzando questi parametri, e considerando l’effetto determinante della variazione giornaliera e mensile della radiazione solare, si è ottenuta una massima efficienza exergetica giornaliera del 4.9% ed una produzione di 2537 m3/day di acqua fresca nel primo giorno del mese di Giugno. In questa configurazione l’efficienza risulta penalizzata dalle notevoli perdite exergetiche registrate nei sottosistemi del GNL e del collettore solare. Un importante beneficio potrebbe essere garantito dall’introduzione di un sistema di accumulo energetico, che garantirebbe una continua produzione di acqua fresca nel lungo periodo.

63 𝜂_𝑒𝑥 =𝑊̇𝑛𝑒𝑡,𝐿𝑁𝐺+ 𝑊̇𝑛𝑒𝑡,𝐶𝑂2

𝐸̇_{𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟}+ 𝐸̇_𝐿𝑁𝐺

4.3.4 Sistemi criogenici per la cattura della CO2 [35]

I sistemi criogenici per la cattura della CO2 consentono di eliminare l’anidride carbonica dai fumi in uscita da un particolare impianto attraverso la sua liquefazione. I sistemi tradizionali richiedono un ciclo esterno di refrigerazione per raffreddare e liquefare la CO2; ciò comporta un significativo consumo di potenza in quanto la temperatura di liquefazione della CO2 viene comunemente realizzata in un range che va dai -40°C ai – 50°C. Anche in questa applicazione quindi, riuscendo ad integrare il sistema di rigassificazione a quello del “carbon capture”, utilizzando l’exergia del GNL e parte del gas rigassificato come combustibile, si potrebbe ottenere un sensibile “energy saving”, riducendo allo stesso tempo l’impronta di carbonio (“carbon footprint”) dell’impianto. Concettualmente quindi, il GNL viene sfruttato per raffreddare il flusso di gas in uscita dalla camera di combustione dell’impianto, fino a raggiungere una temperatura al di sotto del punto di rugiada della CO2 all’interno di un condensatore, in modo da ottenere CO2 liquida e separarla così dal resto del flusso gassoso. Allo stesso tempo il GNL viene rigassificato e potrebbe essere sfruttato direttamente come combustibile per alimentare il processo di combustione, realizzando così un ciclo chiuso. Sono state però già studiate soluzioni alternative in grado di combinare più effetti utili; in particolare Zhao et al. [39] hanno analizzato una tecnologia in grado di impiegare l’exergia del GNL sia per effettuare il processo di carbon capture sia per ottenere la generazione di potenza elettrica tramite cicli Rankine. Lo schema impiantistico di tale soluzione è illustrato nella seguente figura:

Figura 55: Design di un impianto combinato che sfrutta l'exergia del GNL per la generazione di potenza e per la cattura della CO2

64 Il sistema, studiato su un caso reale che coinvolge il GNL in arrivo al porto di Xiarendao e lo stabilimento industriale dell’area di Dashiqiao, sfrutta i gas di scarico proveniente dalla lavorazione industriale della magnesite come fonte di calore per fornire energia termica ad un doppio ciclo Rankine in parallelo; i due cicli impiegano come fluidi operativi rispettivamente R14 ed R290, ovvero due refrigeranti. Il GNL viene invece utilizzato come serbatoio di energia fredda per entrambi i cicli di potenza dopo essere stato pompato ad una opportuna pressione e, una volta rigassificato, viene espanso in una apposita turbina. Le basse temperature rese disponibili dal GNL e l’utilizzo dei refrigeranti consentono di abbassare notevolmente le temperature dei fumi fino a raggiungere il punto di liquefazione della CO2, che viene poi separata in una opportuno separatore.

Figura 56: Diagramma T-S del sistema di rigassificazione, generazione di potenza e cattura della CO2

Ottimizzando il funzionamento dell’impianto, considerando soprattutto la pressione di rigassificazione del GNL e la pressione a cui viene catturata la CO2, si è ottenuto un rendimento exergetico del 52%.

𝜂𝑒𝑥 =

𝐸̇_𝐶𝑂2+ 𝑊̇_𝑛𝑒𝑡 𝐸̇_𝐿𝑁𝐺+ 𝐸̇_𝑔𝑎𝑠

Realizzare la cattura della CO2 in sistemi criogenici che prevedano l’integrazione con il processo di rigassificazione può ridurre sensibilmente l’emissione di gas ad effetto serra sia dalla prospettiva dell’impianto di potenza sia da quella del terminale di rigassificazione. Tuttavia, l’incertezza della composizione della CO2 nei gas di scarico rende estremamente fluttuante la temperatura di uscita del gas naturale in coda al processo, il che porta a sensibili variazioni di efficienza della turbina, da che questa dipende dalla temperatura di ingresso del gas naturale. Inoltre anche in questa applicazione, la complessità impiantistica ed i costi di investimento sono aspetti critici da tenere in considerazione.

65 4.3.5 Sistemi di recupero NGL [10]

Recuperare NGL (“Natural gas liquids”), cioè quei componenti del gas naturale (idrocarburi leggeri) che possono essere separati e raccolti in forma liquida, è un processo che può portare grandi profitti. I tradizionali processi di recupero richiedono il raffreddamento del gas naturale attorno a temperature di -30°C o inferiori. Quindi, effettuando il recupero degli NGL mediante sfruttando l’exergia disponibile nel GNL al posto di un tradizionale ciclo refrigerante, può portare a risparmiare una sensibile quota di energia. Solitamente si distinguono due tipi di processi di recupero degli NGL, uno ad alta pressione ed uno a bassa pressione.

Figura 57: Schema di un impianto per il recupero dei NGL ad alta pressione mediante utilizzo dell'exergia del GNL

In particolare il GNL può essere impiegato all’interno di un condensatore, posto subito all’uscita di un deetanizzatore, per far condensare gli idrocarburi leggeri e, successivamente, per raffreddare la colonna di demetanizzazione dove avviene il processo di separazione vero e proprio dei composti leggeri, ed ottenere cosi il gas naturale rigassificato. Tuttavia, deve essere fatto presente che quando le composizioni degli idrocarburi come etano, propano e butano all’interno del gas sono basse, non è consigliabile utilizzare il GNL per questa applicazione, poiché i benefici economici diventano insufficienti per giustificare la redditività del processo.

Lo studio condotto da Gao et al. [40] ha confermato i buoni prospetti economici di un tale tipo di investimento; il processo a bassa pressione risulta inoltre esse migliore di quello ad alta pressione dal punto di vista economico, nonostante una maggiore complessità impiantistica, maggiori costi di installazione ed una maggiore superficie necessaria. Si è infatti ottenuto per il processo a bassa pressione un profitto netto di

66 9.5 milioni di euro annui, contro i 6.9 milioni di euro del processo ad alta pressione, con un tempo di ritorno dell’investimento inferiore ai 2 anni. Lo studio ha anche evidenziato, attraverso un analisi di sensitività sulla composizione, come il processo subisca una drastica riduzione dei profitti al diminuire della frazione molare di uno dei componenti del gas naturale, in questo caso etano, e al variare del prezzo di quest’ultimo in rapporto a quello del metano, rapporto identificato da un parametro a.

Figura 58: Andamento dei profitti dei processi di separazione degli NGL in funzione della frazione molare dell'etano e del rapporto tra il prezzo dell'etano e del metano