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Analisi tecno-economica di sistemi integrati per la produzione di energia elettrica e la rigassificazione del GNL in area portuale

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Academic year: 2021

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(1)

UNIVERSITÀ DI PISA

SCUOLA DI INGEGNERIA

Tesi di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica

Analisi tecno-economica di sistemi integrati per la

produzione di energia elettrica e la rigassificazione del

GNL in area portuale

Relatori:

Candidato:

Dott. Andrea Baccioli

Francesco Migliarini

Dott. Gianluca Pasini

Dott. Aldo Bischi

Dott. Davide Fioriti

(2)

0. Introduzione 1

1. Il settore del Gas Naturale 4

1.1. Composizione e Proprietà del Gas Naturale 4

1.2. La situazione energetica attuale 5

1.3. Il Gas Naturale 8

2. Il Gas Naturale Liquefatto 11

2.1. Composizione, caratteristiche e proprietà del GNL 11

2.2. Lo scenario mondiale del GNL 11

2.3. Prospettive future del mercato del GNL 12

2.4. Processi di liquefazione del Gas Naturale 14

3. La Rigassificazione del GNL 16

3.1. Impianti di rigassificazione 22

3.2. Tecnologie di rigassificazione 22

4. L’energia disponibile nel GNL: sistemi di recupero criogenico 26

4.1. L’energia “fredda” del GNL 32

4.2. Analisi exergetica ed exergia del GNL 32

4.3. Tecnologie di recupero dell’exergia del GNL 34

4.3.1. Sistemi per la generazione di potenza 39

4.3.2. Sistemi per la separazione criogenica dell’aria 41

4.3.3. Sistemi per la desalinizzazione dell’acqua di mare 59

4.3.4. Sistemi criogenici per la cattura della CO2 60

4.3.5. Sistemi di recupero NGL 63

4.3.6. Sistemi di accumulo dell’energia fredda 65

4.4. Scenario globale e prospettive future 66

4.4.1. Il Giappone e l’impianto di Senboku 68

4.4.2. La situazione in Europa 68

4.4.3. Vantaggi e svantaggi riguardo l’utilizzo dell’exergia del GNL 73 5. Analisi di sistemi integrati: elettrificazione e rigassificazione del GNL in area

portuale 75

5.1. Il contesto europeo e le norme comunitarie per l’elettrificazione 76

5.2. L’integrazione tra GNL e produzione elettrica in un porto 76

5.3. I Layout Impiantistici 80

5.3.1. Le strutture portuali di riferimento: Livorno e Panigaglia 82

5.3.2. Le Caratteristiche generali degli impianti Proposti 82

5.3.2.1. Il ciclo top: Il modello del ciclo Brayton-Joule aperto 84

5.3.2.2. Il ciclo bottom 84

5.3.2.3. Il sistema di recupero dell’exergia di pressione 89

6. Simulazioni termodinamiche ed economiche 90

(3)

6.1.3. Dati preliminari ed ipotesi di partenza 101

6.1.4. Ottimizzazione termodinamica 110

6.1.5. Risultati simulazioni termodinamiche 112

6.1.5.1. Risultati delle simulazioni nel caso senza

pre-raffreddamento 116

6.1.5.2. Risultati delle simulazioni nel caso con pre-raffreddamento 117

6.1.5.3. Analisi delle migliori simulazioni ottenute 121

6.1.6. Discussione risultati simulazioni termodinamiche 127

6.2. Simulazioni economiche 134

6.2.1. Metodo di stima dei costi 137

6.2.2. Calcolo TCI 137

6.2.2.1. Equipment cost 139

6.2.2.2. Bare Module Factor 139

6.2.3. Calcolo degli altri parametri 145

6.2.3.1. Costi di manutenzione 148

6.2.3.2. Tariffa di rigassificazione 148

6.2.3.3. Costo del gas naturale 149

6.2.3.4. Costo dell’energia elettrica 150

6.2.3.5. Tasso di sconto 151

6.2.3.6. Ore operative 151

6.2.3.7. Configurazione con impianti separati 152

6.2.4. Ottimizzazione economica 152

6.2.5. Risultati simulazioni economiche 154

6.2.5.1. Risultati simulazioni nel caso senza pre-raffreddamento 154 6.2.5.2. Risultati simulazioni nel caso con pre-raffreddamento 169

7. Conclusioni 172

8. Appendice: schemi di processo su Aspen Hysys 175

(4)

Figura 1: Contributo % delle varie regioni alla crescita dell’energia primaria nel 2018

[2] 5

Figura 2: Mix energetico globale 2018 per singole fonti [2] 6

Figura 3: Correlazione tra crescita dei consumi energetici e crescita delle emissioni di

carbonio in atmosfera [2] 7

Figura 4: Principali consumatori e produttori di gas naturale nel 2018 e maggiori

incrementi annuali registrati per la produzione di Gas Naturale [3] 9

Figura 5: Prospettive del Gas Naturale in Europa fino al 2030 [4] 10

Figura 6: Convenienza economica del trasporto di gas in funzione del volume

prodotto e della distanza 12

Figura 7: Capacità nominale di liquefazione dei principali paesi esportatori nel 2017

[6] 13

Figura 8: Capacità nominale di rigassificazione dei principali paesi importatori nel

2017 [6] 14

Figura 9: Schema di un tipico impianto di trattamento e liquefazione del Gas Naturale

[8] 17

Figura 10: Schema di un tipico impianto di liquefazione in cascata 18

Figura 11: Curva di raffreddamento del Gas Naturale e di evaporazione a tre stadi dei

fluidi 19

Figura 12: Schema dell’impianto di liquefazione APCI C3MR 20

Figura 13: Schema ciclo DMR [9] 21

Figura 14: Schema di un ciclo Brayton inverso per la refrigerazione [9] 21 Figura 15: Catena di approvvigionamento del Gas Naturale con trasporto via mare 22 Figura 16: Schema tipico del processo di rigassificazione del GNL [10] 24

Figura 17: Immagine di una struttura GBS 25

Figura 18: Schema di funzionamento di un sistema FRSU 26

Figura 19: Schema semplificato impianto ORV 27

Figura 20: Schema semplificato impianto SCV 28

Figura 21: Schema semplificato impianto AAV 29

Figura 22: Schema semplificato impianto IFV 30

Figura 23: Schema impianto IFV con acqua e glicole come fluido intermedio 30 Figura 24: Schema impianto IFV con idrocarburi come fluido intermedio 31 Figura 25: Processo di rigassificazione e potenziale utilizzo dell’energia fredda del

GNL 33

Figura 26: Variazione dell’exergia del GNL in funzione della temperatura ambiente e

della pressione 34

Figura 27: Bilancio exergetico di un sistema aperto con ingressi ed uscite multiple

(5)

Figura 29: Sistemi di recupero diretti ed indiretti dell’exergia del GNL [14] 40 Figura 30: Schema dell’impianto ad espansione diretta integrato per rigassificazione

del GNL e recupero energetico [16] 42

Figura 31: Ciclo Rankine Organico con utilizzo dell’exergia del GNL 43 Figura 32: Esempio di schema di un impianto supercritico a CO2 alimentato da

energia solare [17] 43

Figura 33: Schema di un ciclo ORC con e senza rigeneratore 44 Figura 34: Diagramma termodinamico del ciclo ORC con e senza rigeneratore 44 Figura 35: Diagramma T-S per fluidi bagnati, asciutti ed isoentropici 46 Figura 36: Confronto curve di saturazione tra fluidi organici ed acqua 47 Figura 37: Configurazione schematica di cicli Rankine Combinati [20] [21] 48 Figura 38: Schemi semplificati di alcuni cicli Brayton: A) BC aperto con

raffreddamento aria in ingresso; Figura B) BC chiuso + espansione diretta [22] [23] 50

Figura 39: Diagrammi T-Q sullo scambio di calore tra il GNL ed il fluido operativo nel

caso di un Ciclo Brayton e di un Ciclo Rankine 50

Figura 40: Schemi semplificati di alcuni cicli Brayton: A) BC chiuso con due stadi di

compressione ed interrefrigerazione intermedia; Figura B) BC aperto con “mirror gas

turbine” [24] [25] 51

Figura 41: Schema impiantistico di un sistema con due cicli Brayton in serie tra loro

per lo sfruttamento dell’exergia del GNL + sistema ad espansione diretta del Gas

Naturale [27] 53

Figura 42: Schema di un ciclo combinato con doppia fase di compressione dell’aria in

ingresso al TG, integrato con la rigassificazione del GNL [28] 53

Figura 43: Schema impiantistico di un ciclo combinato alimentato con parte del GNL

rigassificato e con utilizzo del GNL nel condensatore [30] 54

Figura 44: Schema di un ciclo combinato composto da: BC chiuso, RC con

rigeneratore ed espansione diretta [31] 55

Figura 45: Profilo di temperatura nello scambio tra la miscela acqua-ammoniaca ed il

GNL 55

Figura 46: Schema di un impianto di potenza a ciclo combinato con miscela

acqua-ammoniaca e recupero del calore da un processo industriale [32] 56

Figura 47: Schema di un tradizionale ciclo Kalina integrato con l’utilizzo del GNL [33] 57 Figura 48: Schema di un ciclo Kalina con miscela di CF4 e C3H8, con sfruttamento

exergetico del GNL [34] 58

Figura 49: Confronto diagramma T-S tra il ciclo Kalina ed un ciclo a propano con le

stesse temperature estreme 58

Figura 50: Schema di un impianto per la separazione dell’aria con sfruttamento

exergetico del GNL [35] 59

Figura 51: Schema di flusso del processo criogenico di separazione dell’aria a singola

(6)

desalinizzazione ad osmosi inversa, alimentato ad energia solare e con utilizzo

dell’exergia del GNL [38] 62

Figura 54: Diagramma T-S ciclo ORC supercritico a CO2 alimentato ad energia solare e

con utilizzo dell’exergia del GNL [38] 62

Figura 55: Design di un impianto combinato che sfrutta l’exergia del GNL per la

generazione di potenza e per la cattura della CO2 [39] 63

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

cattura della CO2 [39] 64

Figura 57: Schema di un impianto per il recupero dei NGL ad alta pressione mediante

utilizzo dell’exergia del GNL [10] 65

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

[40] 66

Figura 59: Schema semplificato di un sistema di accumulo dell’energia fredda tramite

utilizzo dell’exergia del GNL 67

Figura 60: Schema del processo sviluppato presso il terminale I dell’impianto di

Senboku dal 2006 69

Figura 61: Utilizzo dell’energia fredda del GNL nel terminale di Senboku I in funzione

della domanda di Gas Naturale 70

Figura 62: Integrazione del terminale di Senboku I con il vicino impianto di

produzione dell’etilene 70

Figura 63: Valutazione del pericolo di carenza di energia fredda nel terminale di

Senboku I in funzione della domanda di Gas Naturale 71

Figura 64: Confronto tra i rendimenti exergetici dei vari processi del terminale di

Senboku I 71

Figura 65: Panoramica dei porti in cui si è installato un sistema di elettrificazione

delle banchine [47] 78

Figura 66: Schema semplificato del funzionamento di una banchina elettrificata 78 Figura 67: Architettura elettrica generica di un sistema di elettrificazione delle

banchine portuali (cold ironing) 80

Figura 68: Trend di utilizzo della capacità di rigassificazione del terminale di

Panigaglia negli ultimi tre anni [51] 83

Figura 69: Schema semplificato di un gruppo turbogas e diagramma T-S del ciclo

aperto Brayton-Joule reale ed ideale 85

Figura 70: Confronto tra un ciclo Brayton con pre-raffreddamento dell’aria in

ingresso ed un ciclo tradizionale senza pre-raffreddamento 88

Figura 71: Esempio di accoppiamento tra le curve di scambio lato fumi caldi nel caso

di: A) Acqua; B) Fluido organico 90

Figura 72: Diagramma di stato dell’anidride carbonica 91

(7)

cascata [54] 94 Figura 76: Schema semplificato di un ciclo Brayton-Joule chiuso 94 Figura 77: Caratteristiche tecniche e termodinamiche del Therminol VP-1 [55] 97 Figura 78: Modellazione del sistema ad espansione diretta per il sistema con ciclo

ORC tramite software Aspen Hysys 99

Figura 79: Modellazione del sistema ad espansione diretta per il sistema con circuito

ad olio diatermico tramite software Aspen Hysys 99

Figura 80: Schermata Aspen Hysys Properties 100

Figura 81: Aspen Hysys-Control Valve 102

Figura 82: Aspen Hysys-Separator 102

Figura 83: Aspen Hysys-Heat Exchanger 103

Figura 84: Aspen Hysys-Pump 103

Figura 85: Aspen Hysys- Compressor 104

Figura 86: Aspen Hysys-Expander 104

Figura 87: Aspen Hysys-Conversione Reactor 104

Figura 88: Aspen Hysys-TEE 105

Figura 89: Schema impiantistico “Progetto 1” 106

Figura 90: Schema impiantistico “Progetto 2” 107

Figura 91: Schema impiantistico “Progetto 3” 108

Figura 92: Schema impiantistico “Progetto 4” 109

Figura 93: Influenza della temperatura ambiente sulla potenza e sul rendimento di

una turbina a gas 111

Figura 94: Schema a blocchi della versione base dell’algoritmo PSO 116 Figura 95: Andamento rendimento di secondo principio in funzione del rapporto tra

potenza del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse

configurazioni senza pre-raffreddamento 117

Figura 96: Andamento della potenza utile totale in funzione del rapporto tra potenza

del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse configurazioni senza

pre-raffreddamento 118

Figura 97: Andamento potenza utile dei soli cicli bottom nelle diverse configurazioni

senza pre-raffreddamento, in funzione del rapporto tra potenza del gruppo turbogas

e portata di GNL rigassificata 119

Figura 98: Andamento rendimento di generazione elettrica in funzione del rapporto

tra potenza del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse

configurazioni senza pre-raffreddamento 120

Figura 99: Andamento rendimento di secondo principio in funzione del rapporto tra

potenza utile del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse

configurazioni con pre-raffreddamento 121

Figura 100: Confronto rendimento exergetico per il Progetto 1 nei casi con e senza

(8)

Figura 102: Confronto rendimento exergetico per il Progetto 3 nei casi con e senza

pre-raffreddamento 123

Figura 103: Confronto rendimento exergetico per il Progetto 4 nei casi con e senza

pre-raffreddamento 123

Figura 104: Andamento rendimento di generazione elettrica in funzione del rapporto

tra potenza del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse

configurazioni con pre-raffreddamento 125

Figura 105: Andamento potenza utile totale in funzione del rapporto tra potenza del

gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, per le diverse configurazioni con

pre-raffreddamento 126

Figura 106: Andamento potenza utile prodotta dai soli cicli bottom in funzione del

rapporto tra potenza del gruppo turbogas e portata di GNL rigassificata, nelle diverse

configurazioni con pre-raffreddamento 126

Figura 107: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra GNL e CO2 elaborato

da Aspen Hysys nella configurazione senza pre-raffreddamento (Progetto 1) 128

Figura 108: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra GNL e CO2 elaborato

da Aspen Hysys nella configurazione con pre-raffreddamento (Progetto 1) 128

Figura 109: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra GNL e CO2 elaborato

da Aspen Hysys nella configurazione senza pre-raffreddamento (Progetto 2) 130

Figura 110: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra GNL e CO2 elaborato

da Aspen Hysys nella configurazione con pre-raffreddamento (Progetto 2) 130

Figura 111: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra olio diatermico e GNL

elaborato da Aspen Hysys nella configurazione senza pre-raffreddamento 132

Figura 112: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra olio diatermico e GNL

elaborato da Aspen Hysys nella configurazione con pre-raffreddamento 132

Figura 113: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra azoto e GNL

elaborato da Aspen Hysys nella configurazione senza pre-raffreddamento 133

Figura 114: Diagramma T-Q per le curve di scambio termico tra azoto e GNL

elaborato da Aspen Hysys nella configurazione con pre-raffreddamento 134

Figura 115: Separatore verticale utilizzato per la separazione dell’umidità dell’aria 141 Figura 116: Coefficienti di scambio per diversi fluidi operativi 143 Figura 117: Fattori materiali per i componenti in base alle caratteristiche e al

materiale di costruzione [57] 147

Figura 118: Tariffa di rigassificazione per l’utilizzo del terminale di Panigaglia-Società

GNL Italia SPA [52] 148

Figura 119: Esiti e prezzi del mercato del gas naturale nell’ultimo anno-GME [62] 149 Figura 120: Andamento del prezzo del Gas Naturale all’ingrosso negli ultimi anni 150 Figura 121: Andamento storico prezzo energia elettrica negli ultimi anni (valori medi

(9)

Figura 123: Potenza utile prodotta nelle simulazioni economiche al variare della

portata di GNL. 6000 ore di funzionamento 155

Figura 124: Confronto investimento iniziale tra impianti integrati ed impianti

separati. 7000 ore di funzionamento 156

Figura 125: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

7000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 80 €/MWh 157

Figura 126: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

6000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 80 €/MWh 158

Figura 127: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

7000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 72 €/MWh 159

Figura 128: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

7000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 64 €/MWh 159

Figura 129: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

6000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 72 €/MWh 160

Figura 130: Confronto VAN finale tra impianti integrati, senza pre-raffreddamento, ed

impianti separati, in funzione della portata di GNL rigassificata. Funzionamento per

6000 h e prezzo dell’energia elettrica venduta in rete pari a 64 €/MWh 160

Figura 131: Prezzi energia elettrica per utenze industriali nei vari paesi dell’Unione

Europea 162

Figura 132: Confronto valori del TIR tra sistemi integrati e sistemi separati in funzione

della portata di GNL. Funzionamento per 7000 ore e prezzo dell'energia elettrica

venduta in rete di 80 €/MWh 165

Figura 133: Confronto valori del TIR tra sistemi integrati e sistemi separati in funzione

della portata di GNL. Funzionamento per 6000 ore e prezzo dell'energia elettrica

venduta in rete di 80 €/MWh 165

Figura 134: Confronto valori del TIR tra sistemi integrati e sistemi separati in funzione

della portata di GNL. Funzionamento per 7000 ore e prezzo dell'energia elettrica

venduta in rete di 72 €/MWh 166

Figura 135: Confronto valori del TIR tra sistemi integrati e sistemi separati in funzione

della portata di GNL. Funzionamento per 6000 ore e prezzo dell'energia elettrica

venduta in rete di 72 €/MWh 166

Figura 136: Confronto valori del TIR tra sistemi integrati e sistemi separati in funzione

della portata di GNL. Funzionamento per 7000 ore e prezzo dell'energia elettrica

(10)

venduta in rete di 64 €/MWh 167 Figura 138: Confronto VAN finale per il Progetto 1 nelle configurazioni con e senza

pre-raffreddamento per diverse ore di funzionamento 169

Figura 139: Confronto VAN finale per il Progetto 2 nelle configurazioni con e senza

pre-raffreddamento per diverse ore di funzionamento 169

Figura 140: Confronto VAN finale per il Progetto 3 nelle configurazioni con e senza

pre-raffreddamento per diverse ore di funzionamento 170

Figura 141: Confronto VAN finale per il Progetto 4 nelle configurazioni con e senza

(11)

Tabella 1: Composizione e caratteristiche del Gas Naturale immesso in Italia [3] 5 Tabella 2: Proprietà termofisiche dei fluidi operativi per sistemi BC 51 Tabella 3: Impianti criogenici per la generazione di potenza in Giappone 68 Tabella 4: Tecnologie applicate oggi per l’utilizzo dell’exergia del GNL in differenti

paesi 73

Tabella 5: Capacità di rigassificazione e disponibilità di energia fredda stimata nel

2018 per varie regioni [45] 74

Tabella 6: Capacità aggiuntiva di potenza elettrica necessaria entro il 2040 al Porto di

Livorno [48] 82

Tabella 7: Composizioni medie del GNL in arrivo nei porti di Livorno e Panigaglia [3] 85

Tabella 8: Caratteristiche gruppo turbogas LM6000DLE 87

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

compressore 88

Tabella 10: Tabella riassuntiva Component list e Property package nella sezione

Aspen Properties 101

Tabella 11: Elenco delle variabili considerate per ciascuna configurazione

impiantistica 114

Tabella 12: Parametri di funzionamento turbina a gas nelle due configurazioni con e

senza pre-raffreddamento 124

Tabella 13: Confronto risultati delle simulazioni termodinamiche ottimali per il

Progetto 1 127

Tabella 14: Confronto risultati delle simulazioni termodinamiche ottimali per il

Progetto 2 129

Tabella 15: Confronto risultati delle simulazioni termodinamiche ottimali per il

Progetto 3 131

Tabella 16: Confronto risultati delle simulazioni termodinamiche ottimali per il

Progetto 4 133

Tabella 17: Parametri economici caratteristici per compressori e turbine radiali 140 Tabella 18: Parametri di dimensionamento dei separatori definiti con relazioni

empiriche 141

Tabella 19: Risultati dimensionamento dei separatori 142

Tabella 20: Parametri economici caratteristici per pompe e separatori verticali 142 Tabella 21: Parametri economici caratteristici per gli scambiatori di calore shell and

tube 142

Tabella 22: Riassunto di tutte le possibili combinazioni di scambio termico e dei

relativi valori del coefficiente globale di scambio 144

Tabella 23: Parametri caratteristici dei componenti per il calcolo del fattore Fp 145 Tabella 24: Definizione dei coefficienti B1, B2 ed Fm per i vari componenti 146

Tabella 25: Valori dell’indice CEPCI 147

Tabella 26: Riassunto risultati del VAN per le simulazioni economiche in tutte le

configurazioni analizzate al variare del prezzo dell’energia elettrica venduta in rete 161

Tabella 27: Pay-back Period per i sistemi separati, presi come riferimento, e

confronto con gli anni necessari in più ai sistemi integrati per rientrare

(12)

1 Il gas naturale è la forma più pulita tra i combustibili fossili ed il suo utilizzo sta continuamente crescendo in virtù della sempre maggiore importanza acquisita dai sistemi di conversione energetica a basso impatto ambientale. Il gas naturale liquefatto (GNL) e le tecnologie via pipeline sono due metodi presenti per il trasporto del gas naturale tra i paesi esportatori e quelli importatori. Questa trattazione presenta lo studio e la possibile applicazione di alcuni sistemi adatti a produrre energia elettrica mediante l’integrazione con la catena di approvvigionamento del GNL, in particolare con il suo stadio finale, ovvero il processo di rigassificazione. Di fatti, le tecnologie di utilizzo dell’energia “fredda” contenuta nel GNL, fornita tramite il processo di liquefazione, stanno ricevendo un’attenzione sempre più significativa nell’ultimo decennio in quanto consentono la possibilità di: produrre più effetti utili contemporaneamente, energia elettrica e gas per le rete nazionali ad esempio; migliorare l’efficienza dei processi termodinamici, grazie alla presenza di una fonte fredda di alta qualità; garantire la possibilità di realizzare strutture e processi integrati che forniscano particolari servizi alle comunità ed alle attività di un dato territorio; realizzare dei sistemi a basso impatto ambientale, in grado di ridurre sensibilmente le emissioni inquinanti, dato che il GNL è un combustibile già trattato durante il processo di liquefazione ed è più pulito del tradizionale gas naturale; ridurre l’impatto sui sistemi marini e sui consumi di un tradizionale impianto di rigassificazione, riducendo l’impiego dei vaporizzatori ad acqua di mare o a fiamma sommersa.

(13)

2 del gas naturale dal punto di vista dei consumi e degli impieghi odierni, della produzione e delle riserve, quali sono i paesi più coinvolti nel mercato mondiale e quali sono le previsioni future per questa fonte fossile. Successivamente si è introdotto il GNL, la sua composizione e le sue caratteristiche, i processi di liquefazione con cui viene ottenuto ed infine il suo sviluppo presente e futuro all’interno del mercato mondiale ed Europeo, la cui sensibile crescita recente e le grandi prospettive lo pongono al centro della strategia economica e di approvvigionamento di molti paesi membri dell’UE, compresa l’Italia. Si è poi considerato il processo finale della catena del GNL, ovvero la rigassificazione, presentandone le funzioni, le varie tipologie di impianti e le tecnologie impiegate per effettuare il passaggio di stato da liquido a gas, concentrandosi in particolare sui diversi tipi di vaporizzatori impiegati tradizionalmente. Nel quarto capitolo si sono introdotti i concetti base di un tipo di analisi molto efficace per gli impianti basati sull’impiego del GNL, ovvero l’analisi di secondo principio, definendone principi, metodi ed obiettivi; tali impianti presentano infatti caratteristiche peculiari, le quali verranno indagate successivamente, che fanno del rendimento di secondo principio un parametro fondamentale per valutarne le prestazioni, l’applicabilità in casi reali e l’impatto ambientale. Si è poi esposta una dettagliata sintesi di tutti i possibili i sistemi energetici, studiati in letteratura o implementati in casi reali, che coinvolgono l’integrazione con il processo di rigassificazione del GNL, riportandone alcuni esempi, tipi di analisi condotte, prestazioni, pregi e difetti.

Si è poi considerata lo stato dell’arte attuale di queste tecnologie, considerando in particolare il caso del Giappone, paese leader da decenni nell’applicazione di questi sistemi, e nello specifico della Centrale di Senboku I, unico impianto al mondo capace di effettuare una rigassificazione completa senza l’utilizzo delle tradizionali sezioni di vaporizzazione; inoltre si è esposta la situazione ed i possibili sviluppi per quanto riguarda le applicazioni in Europa.

(14)

3 combinato di produzione elettrica e rigassificazione all’interno di una struttura portuale generica. Partendo dal dibattito attuale sulle elevate emissioni nell’aree portuali causate dalle grandi navi merci e da trasporto e sulla necessità dell’elettrificazione delle banchine per alimentare le navi in sosta con motori spenti, si sono valutate le caratteristiche preliminari di questi sistemi e si sono analizzate le caratteristiche generali dei layout impiantistici scelti per l’analisi. Non ci si è riferiti ad uno specifico caso di dimensionamento di un porto reale, ma si è solo studiata l’applicabilità di tali sistemi ad una struttura generica, in modo da verificarne una futura integrazione per rendere i porti dei veri centri strategici di produzione e di fornitura di particolari servizi agli utenti, oltre a risolvere l’annoso problema dell’inquinamento. Negli ultimi due capitoli, grazie all’utilizzo del Software Aspen Hysys, sono state condotte due tipologie di analisi sugli impianti considerati: una di tipo termodinamico, riguardante il rendimento di secondo principio, ed una tipo economico, analizzando l’andamento ed il valore finale del VAN, oltre al tempo di rientro dell’investimento, per ogni configurazione. In entrambe le simulazioni è stato effettuato un confronto prestazionale degli impianti valutando o meno la presenza di un sistema di pre-raffreddamento dell’aria in ingresso al gruppo turbogas installato, ottenuto mediante impiego di un circuito acqua-glicole e sfruttamento dell’energia del GNL. Le simulazioni sono state condotte in condizioni standard di progetto, senza considerare un’analisi specifica o su un funzionamento offdesign degli impianti al variare delle condizioni esterne di riferimento. In questo modo ci si è quindi concentrati su una modalità generale di funzionamento, al fine di definire delle prestazioni e dei parametri nominali nei vari casi considerati. Infine, per quanto riguarda l’analisi economica, si è svolto un confronto con una possibile soluzione che prevede l’utilizzo separato degli impianti di rigassificazione e di produzione elettrica.

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4

Capitolo 1.

Lo scenario del settore del Gas Naturale

1.1 Composizione e proprietà del Gas Naturale

Il gas naturale, una miscela di idrocarburi gassosi prodotta dalla decomposizione anaerobica di materiale organico, rientra nella categoria delle fonti di energia primaria, ovvero in quei tipi di fonti che sono direttamente utilizzabili allo stato naturale e a cui non occorre una particolare trasformazione per l’impiego energetico. In particolare rientra nella categoria delle fonti di energia primaria derivanti dai combustibili fossili; non è quindi una fonte rinnovabile in quanto non è possibile rigenerarla alla stessa velocità con cui viene consumata.

Il principale componente del gas naturale è il metano (CH4), ovvero la molecola più leggera e semplice degli idrocarburi presenti nella miscela. In natura il metano si trova allo stato gassoso: è un gas inodore, incolore, non tossico, insapore ed è più leggero dell’aria (ha una densità di 0.6796 kg/m3 in condizioni standard); esso risulta però infiammabile ed esplosivo per concentrazioni in volume in aria comprese tra il 5% ed il 15% ed ha una temperatura di auto-combustione di 530°C a pressione atmosferica. Il gas naturale contiene poi percentuali variabili di altri idrocarburi più pesanti come etano, propano, butano e piccole quantità di pentano. Sono inoltre sempre presenti, in modeste percentuali, altri gas come anidride carbonica, gas nobili, ossigeno, azoto ed acido solfidrico; quest’ultimo, assieme al mercurio, sono considerati i contaminanti comuni del gas, perciò devono essere eliminati prima di qualsiasi utilizzo.

Data la varietà della composizione del gas naturale a seconda del luogo di estrazione, è stata introdotta una normativa che sancisce quali debbano essere i contenuti dei vari gas affinché questo possa essere commercializzato. In Italia, ad esempio, la composizione media del gas naturale contiene metano al 99.5%, etano allo 0.1% e circa lo 0.4% di azoto. La combustione di un m3 di gas naturale di tipo commerciale in genere fornisce circa 38 MJ di energia, ossia 10.6 kWh.

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5 Tabella 1: Composizione e caratteristiche del gas naturale immesso in Italia (Fonte SNAM)

1.2 La situazione Energetica attuale

Lo scenario energetico globale sta vivendo una fase di nuova espansione dopo gli anni della crisi finanziaria e il successivo periodo di modesta crescita economica. In particolare la domanda ed il conseguente consumo di energia primaria è in forte crescita; nel 2018, il consumo globale di energia primaria è cresciuto del 2.9% rispetto al 2017, registrando il più alto indice di sviluppo dal 2010 e raddoppiando quasi il livello medio di crescita degli ultimi 10 anni, pari al 1.5%. Questo fatto è dovuto soprattutto alla grande richiesta di energia proveniente dai paesi in via di sviluppo, soprattutto Cina ed India, e dagli Stati Uniti, che insieme hanno conseguito più dei due terzi dell’aumento della domanda. Gli Stati Uniti in particolare hanno registrato un aumento dei consumi energetici pari al 3.5%, il tasso più elevato degli ultimi 30 anni. L’azione trainante svolta da questi tre paesi è stata accompagnata anche da un significativo incremento della domanda energetica in altri paesi asiatici in via sviluppo (+10%) ed in Russia (+7). Modesto è invece stato il contributo del continente Europeo, inferiore anche a quello del Medio-Oriente, a causa soprattutto di una congiuntura economica non favorevole per l’eurozona nell’ultimo anno che ne ha rallentato sensibilmente la crescita. [1]

Figura 1: Contributo % delle varie regioni alla crescita dell’energia primaria nel 2018 (Fonte BP Statistical Review of World Energy 2018)

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6 Guardando lo scenario dal punto di vista delle singole fonti, la vigorosa crescita per il consumo di energia primaria è stata conseguita soprattutto grazie al gas naturale, che ha contribuito a più del 40% dell’aumento della domanda energetica. Il consumo di gas naturale è cresciuto di 195 miliardi di metri cubi grazie soprattutto a Cina, Stati Uniti, Iran e Russia, pari circa al 5.3% in più rispetto al 2017, e facendo registrate il più alto indice di aumento dal 2010; attualmente costituisce quasi il 24% del mix energetico mondiale ed ha contribuito al 25% dell’aumento della potenza generata. La potenza generata dalle fonte rinnovabili è cresciuta del 14.5% nel 2017, aumentando di circa 71 Mtoe2.

Poco meno della metà di questa crescita (circa il 40%) è stata fornita dall’energia solare mentre il 32% dall’energia del vento. Le fonti rinnovabili hanno sostenuto un terzo della crescita globale della generazione di potenza verificatasi nel 2018, e costituiscono circa il 4% del mix energetico mondiale.

Continua a crescere, anche se con ritmi inferiori, la domanda di petrolio (+1.5%) che rimane tutt’oggi la fonte energetica di primaria importanza e registra uno sviluppo ancora superiore alla media degli ultimi 10 anni soprattutto grazie a Cina e Stati Uniti. Il petrolio costituisce attualmente il 33.6% del mix energetico globale.

Per quanto riguarda il Carbone, nel 2018 si è registrata la seconda crescita consecutiva nella domanda dal 2013, circa l’1.4% in più del 2017, ma il suo utilizzo all’interno del mix energetico è sceso al 27.2%, il valore più basso dal 2004. Mentre Cina ed India rimangono i principali utilizzatori di carbone, particolarmente sensibile è stato il contributo dato da questa fonte all’aumento della generazione di potenza nel mondo, ponendosi allo stesso piano delle fonti rinnovabili.

Figura 2: Mix Energetico globale 2018 per singole fonti (Fonte BP Statistical Review of World Energy 2018)

Petrolio; 33,60% Gas Naturale; 24,00% Carbone; 27,20% Rinnovabili; 4,00% Idroelettrico; 6,80% Nucleare; 4,40%

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7 Si è poi registrato un discreto aumento della produzione idroelettrica (+3.1%), grazie soprattutto al contributo dato dall’Unione Europea (+10%), che è tornata a livelli normali di produzione dopo aver toccato il minimo storico durante il 2017. Anche l’energia nucleare ha registrato la crescita più alta a partire dal 2010 (+2.4%), confermando l’inversione del trend del periodo 2006-2016 in cui si era registrata una piccola decrescita del consumo di energia primaria da tale fonte (-0.7%).

Il trend dell’utilizzo delle fonti energetiche sta evidenziando una netta crescita nell’impiego del gas naturale e delle fonti rinnovabili, a fronte di una diminuzione di utilizzo delle tradizionali fonti fossili come petrolio e carbone; osservando le recenti stime, entro pochi anni il gas naturale andrà a sostituire il carbone come seconda fonte di energia primaria al mondo mentre le fonti rinnovabili supereranno la produzione idroelettrica e nucleare.

Questo fatto riscontra la volontà da parte dei paesi di realizzare politiche energetiche sempre più indipendenti dalle fonti fossili tradizionali, al fine soprattutto di ridurre le emissioni di inquinanti in atmosfera; politiche che stanno trovando sempre più applicabilità non solo nei paesi sviluppati (OCSE), ma che iniziano a farsi strada anche in quei paesi che fino a questo momento sono stati leader nella produzione e nel consumo di carbone, come Cina ed India.

Figura 3: Correlazione tra crescita dei consumi energetici e crescita delle emissioni di carbonio in atmosfera (Fonte BP WEO 2018) [2]

La trasformazione del settore energetico è infatti indispensabile per rispettare gli obiettivi fissati dal protocollo di Kyoto e sottoscritti dall’accordo di Parigi nel novembre 2016; quest’ultima conferenza ha infatti ribadito l’urgenza di scelte che vadano verso la decarbonizzazione dei consumi energetici, al fine di ridurre le emissioni di gas ad effetto serra.

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8 La riduzione delle fonti fossili, che costituiscono ancora oggi più dell’80% della domanda di energia primaria rappresenta un passo decisivo sia per la riduzione dell’inquinamento, sia per ovviare alla non rinnovabilità delle risorse e al loro esaurimento.

1.3

Il Gas Naturale

1.3.1 Lo scenario globale

Il 2018 è stata un anno eccezionale per il Gas Naturale, con un aumento nei consumi mondiali della produzione del 5% rispetto al 2017, registrando in entrambi i casi uno dei maggiori tassi di sviluppo degli ultimi 30 anni; i ritmi di crescita dell’utilizzo e della produzione di gas naturale hanno decisamente superato i valori delle altre fonti fossili come petrolio e carbone [3]. Lo sviluppo dei consumi è stato guidato dagli Stati Uniti, che ha registrato una crescita del 40% ed un aumento della produzione del 45% in un solo anno, con quest’ultima favorita soprattutto dell’estrazione dello shale gas. Stati Uniti, Russia, Iran e Cina hanno contribuito all’80% della crescita globale dei consumi di gas naturale. Un fattore centrale che ha supportato la crescita del mercato, oltre al continuo aumento della domanda nei grandi paesi in via di sviluppo per sostenere le proprie economie, è stata la continua espansione del settore del gas naturale liquefatto (GNL); questo è aumentato di circa il 10% nel 2018, la crescita più elevata dal 2010, aiutato dalla messa in opera di nuovi impianti di liquefazione in Australia e negli Stati Uniti. La Cina è stata una grande protagonista nell’assorbire questa nuova capacità di GNL, contribuendo a circa metà dell’espansione globale del mercato e sorpassando la Corea al secondo posto degli importatori di GNL alle spalle del Giappone. Nel 2018 si è invece avuta una decrescita del 2% della domanda di gas in Europa, ma questa è stata ben compensata dal continuo declino della produzione dai giacimenti, che ha fatto registrare una diminuzione di circa 13 miliardi di metri cubi. In crescita sono state invece le importazioni di gas, soprattutto grazie al contributo dato dai carichi di GNL provenienti dal mercato asiatico. Tale crescita della domanda è stata ben bilanciata dall’aumento della produzione, la quale si è registrata soprattutto in Russia, ma anche in Iran, Australia e Cina. L’aumento della produzione in questi paesi si è legata all’aumento delle esportazioni e alla crescita delle infrastrutture. Circa il 50% dell’aumento della produzione russa è stato esportato via pipeline ai mercati europeo, turco e verso i paesi CIS, mentre in Australia la crescente produzione si è legata a tutta una serie di nuovi progetti finalizzati all’esportazione del GNL. Un buon contributo alla produzione mondiale è arrivato anche dai paesi Africani, soprattutto da Egitto (dove è iniziata la produzione da un nuovo giacimento), Nigeria ed Angola.

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9 Figura 4: a) Principali consumatori e produttori di gas naturale nel 2018; b) Maggiori incrementi annuali registrati

per la produzione di gas (Fonte Gas Report SNAM 2018)

L’importanza del gas naturale è aumentata nel corso degli anni grazie al suo ridotto impatto ambientale e alla presenza di riserve decisamente più cospicue rispetto agli altri combustibili fossili. Dal punto di vista ambientale è considerato come il combustibile fossile più “verde” dato che durante la combustione rilascia soltanto anidride carbonica ed acqua; può quindi essere considerato un combustibile “pulito”. I vantaggi del gas naturale rispetto alle altre forme di energia di interesse industriale non si esauriscono agli aspetti tecnologici; infatti, dal punto di vista logistico, il trasporto del gas naturale presenta un’ampia gamma di possibilità che il petrolio non può avere. Può essere inviato direttamente dai paesi produttori a quelli consumatori per mezzo di gasdotti, oppure liquefatto, trasportato via nave e successivamente rigassificato.

1.3.2 Le prospettive future del Gas Naturale

Secondo la maggioranza delle previsioni, il gas naturale sarà il combustibile fossile con il maggior tasso di crescita nei prossimi anni, con proiezioni di sviluppo comprese tra 1.6% e 2% per anno fino al 2040; anche considerando lo scenario più stringente riguardo alla riduzione delle emissioni globali per contrastare i cambiamenti climatici, ci si aspetta che il consumo di gas continuerà a crescere sensibilmente nella prossima decade. Tuttavia questo scenario si basa sull’assunzione che le politiche energetiche dei singoli paesi aiuteranno a guidare lo switch dell’economia dal carbone al gas naturale, favorendo così minori emissioni di gas ad effetto serra ed il minore inquinamento localizzato risultante dall’uso del gas. Oltre alle previsioni basate su un futuro che si pone in continuità con quello che già sta accadendo oggi, scenari

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10 alternativi sui consumi di gas sono stati sviluppati in base a quello che potrebbe avvenire se le condizioni cambieranno; infatti, se verranno adottate politiche più aggressive per raggiungere gli accordi di Parigi per limitare l’incremento della temperatura globale al di sotto dei 2°C, le prospettive per il gas potrebbero cambiare. Ad esempio, nello “Scenario per lo Sviluppo Sostenibile” elaborato da IEA [4] il consumo globale di gas naturale dovrebbe crescere fino al 2030, per poi livellarsi e iniziare una successiva fase di declino. La IEA (“IEA New Policies Scenario”) prevede che il consumo di gas naturale fino al 2040 crescerà in media del 2.3% per anno nei paesi non OCSE. Come risultato, il mercato nei paesi non OCSE potrebbe accumulare oltre il 61% dei consumi di gas entro il 2040, in confronto al 53% di oggi, soprattutto grazie alla grande forza trainante esercitata da Cina ed India. Si prospetta invece una crescita decisamente più modesta nei paesi OCSE, soprattutto perché la domanda di energia primaria crescerà più lentamente in questi mercati ed il consumo di gas comprende già oggi una larga parte dei consumi energetici. In Europa si prevede che i consumi rimarranno piuttosto stazionari nella prossima decade, soprattutto a causa della grande attenzione ed incentivazione posta allo sviluppo delle fonti rinnovabili, all’interno del panorama sempre più stringente di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra.

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Capitolo 2.

Il Gas Naturale Liquefatto

2.1. Composizione, caratteristiche e proprietà del GNL

Il GNL si ottiene sottoponendo il gas naturale, dopo opportuni trattamenti di depurazione e disidratazione, a successive fasi di raffreddamento e condensazione. Non va confuso con GTL, sigla di Gas to liquid, che invece definisce i processi volti ad ottenere idrocarburi liquidi dal gas naturale. Il prodotto che ne deriva si presenta come un liquido inodore e trasparente costituito da una miscela composta prevalentemente da metano e quantità di minori di etano, butano, propano ed azoto, avente una temperatura di ebollizione di circa -160°C a pressione atmosferica; a questa temperatura il vapore è più denso dell’aria.

Caratteristiche principali del GNL sono le seguenti:

 Il GNL è estremamente freddo; a pressione atmosferica la sua temperatura è di circa -160°C.

 Il GNL occupa circa 1/600esimo del volume del gas naturale, quindi da piccole quantità di liquido si generano grandi quantità di gas;

 Il GNL non è infiammabile così com’è, ma è infiammabile in percentuale dal 5% al 15% in miscela con aria;

 La composizione del GNL comprende una quantità di metano sempre superiore all’85% in volume;

 La massa volumica è in genere compresa tra 430 e 470 kg/m3, a seconda della temperatura;

 La temperatura di ignizione, cioè la temperatura più bassa per cui una sostanza si incendia spontaneamente senza bisogno di una scintilla o di una fiamma pilota, è di 540°C per una miscela di aria e 10% di metano. Il gas naturale, in condizioni standard, presenta una temperatura di auto ignizione di 600°C, più alta di composti come il diesel o il gasolio.

Tutte queste caratteristiche danno al metano liquido le seguenti proprietà, che lo rendono molto apprezzabile ed appetibile al fine dell’impiego energetico:

 Consente il trasporto a costi competitivi di grandi quantità di gas naturale (in appositi serbatoi criogenici), in quanto rappresenta il miglior “concentrato” di energia disponibile sul mercato. La riduzione di oltre 600 volte del volume causata dal passaggio dallo stato gassoso allo stato liquido, consente di trasportare enormi quantità in volumi relativamente ridotti. Questo permette una maggiore flessibilità rispetto al trasporto via gasdotto e diventa

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12 economicamente più conveniente quando la zona di consumo è lontana da quella di produzione.

 Permette lo stoccaggio di grandi quantità di combustibile, da utilizzare poi nelle varie applicazione o come scorta di emergenza dopo essere stato rigassificato.

 Ha un bassissimo impatto ambientale in quanto il suo inquinamento è quasi nullo; questo perché la combustione del GNL rigassificato produce soprattutto vapore acqueo ed anidride carbonica in quantità limitata.

 E’ poco pericoloso perché non infiammabile allo stato liquido in cui viene conservato/nei serbatoi, in quanto non contiene ossigeno al suo interno. Può diventarlo solo se si verifica una piccola perdita di vapore da un tank di GNL in un’area molto ventilata, cosa che diluirebbe velocemente la percentuale di metano e la concentrazione scenderebbe al di sotto dei limiti di infiammabilità.

Figura 6: Convenienza economica del trasporto di gas in funzione del volume prodotto e della distanza

2.2. Lo scenario mondiale del GNL

Il mercato mondiale del GNL sta attraversando una fase di notevole espansione ed è il vettore trainante della crescita degli scambi globali di gas naturale; ad oggi il GNL rappresenta la fonte di approvvigionamento con il tasso di crescita più elevato. La capacità mondiale di liquefazione è cresciuta del 6.5% ogni anno nel periodo 2005-2017, passando da 235 miliardi di metri cubi di gas fino a 502 miliardi di metri cubi. Nel 2018 si è registrata una crescita dell’8% del mercato del GNL rispetto al 2017, con i volumi delle consegne che hanno raggiunto il valore di 314 milioni di tonnellate, triplicando i valori registrati nel 2000. La capacità di liquefazione ha raggiunto le 406 milioni di tonnellate soprattutto grazie al contributo e agli investimenti realizzati da Australia, Stati Uniti e Russia che hanno più che compensato il calo produttivo di alcuni paesi come Malesia, Algeria e Nigeria. Guardando poco più avanti, altri 130 miliardi di metri cubi di capacità di liquefazione sono attualmente in sviluppo e si prevede saranno online sulla rete di scambio entro il 2021 [3] [5]. In totale, questa enorme

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13 crescita nell’utilizzo del GNL risulterà pari a più del 33% nel solo periodo 2016-2020. I paesi produttori ed esportatori di GNL sono 20: il Qatar è il maggior fornitore mondiale, mentre il Camerun è divenuto proprio nel 2018 il ventesimo paese esportatore. Si prevede che a breve si assisterà ad un ulteriore aumento della produzione australiana ed a un più consistente ingresso nel mercato mondiale di quella statunitense [6].

Figura 7: Capacità nominale di liquefazione dei principali paesi esportatori nel 2017 (Fonte: Elaborazioni Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche su dati GIIGNL)

In conseguenza dell’aumento della capacità di liquefazione del gas naturale, una forte crescita sta caratterizzando anche la capacità di ricezione del GNL; a partire dal 2010, questa è stata molto consistente, con una crescita media di circa il 6% ogni anno. Il mercato asiatico continua ad essere il leader indiscusso nella capacità di importazione, costituendo da solo il 76% delle importazioni mondiali di GNL; questo grazie al Giappone, che ne rimane il paese leader con 82.5 MT, alla Corea del Sud (+16.2% nelle importazioni rispetto al 2017), ma soprattutto alla Cina, che grazie alle nuove politiche energetiche di sostituzione del carbone con il gas ha visto crescere le proprie importazioni del 38%. La capacità di rigassificazione, ha conosciuto allo stesso modo un significativo sviluppo nel corso dell’ultima decade, raggiungendo nel 2018 il valore di 868 milioni di tonnellate di GNL. I paesi importatori sono arrivati in tutto a 42, grazie ai recenti ingressi sul mercato di Panama e del Bangladesh. [6]

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14 Figura 8: Capacità nominale di rigassificazione dei principali paesi importatori nel 2017 (Fonte: Elaborazioni

Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche su dati GIIGNL)

Il grande sviluppo del settore del GNL avvenuto tra gli inizi degli anni 2000 ed oggi è testimoniato dal fatto che i paesi produttori sono passati da 12 a 20, mentre il numero dei paesi importatori è quasi quadruplicato. Nel corso del 2018 si è inoltre assistito ad un sensibile aumento della durata dei contratti a lungo medio termine per l’approvvigionamento del GNL, i quali sono balzati in un solo anno da 11.5 a 16 anni, dimostrando il grande fermento che ruota attorno a questo mercato.

Per quanto riguarda l’Europa, l’utilizzo del GNL sta diventando un settore sempre più strategico e nel 2018 si è registrato un aumento delle importazioni del 6.5% rispetto al 2017. L’Europa rappresenta un mercato di ultima istanza per tale commercio, con volumi scambiati molto inferiori rispetto a quelli visti per il mercato asiatico ma con una grande capacità di rigassificazione ancora largamente inutilizzata. I paesi europei più ricettivi nell’ultimo anno sono stati Olanda (+1.2 MT), Belgio (+1.1 MT), Polonia (+ 0.7 MT) e Francia (+0.6 MT), seguiti poi da Italia, Portogallo e Malta (+0.1 MT). La Spagna continua ad essere il paese con la maggiore capacità d’importazione e con la maggiore capacità di rigassificazione, anche se nl corso del 2018 le importazioni hanno subito una sensibile flessione (-11.2%).

2.3. Prospettive future del mercato del GNL

In base agli scenari elaborati dalle principali organizzazioni internazionali, si prevede che l’offerta di GNL crescerà ad un ritmo medio annuo del 10% nel prossimo quindicennio. A stretto giro, si prevede che il GNL sarà l’unico combustibile in circolazione ad accompagnare la transizione energetica globale, riducendo le emissioni

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15 di CO2, ossidi di azoto e polveri sottili generati soprattutto dai trasporti su gomma e via mare. Secondo le stime dell’agenzia IEA [4], nelle prossima decade il solo GNL ammonterà a circa il 90% della crescita dei commerci mondiali di gas naturale ed entro il 2040 i volumi scambiati tra i vari paesi supereranno i commerci via pipeline. L’agenzia, già dal 2014, ha stimato investimenti cumulativi entro il 2035 paria circa 735 miliardi di dollari, di cui 640 per gli impianti di liquefazione e circa 90 per le navi metaniere ed i bunker. In tale scenario (“New policies scenario”) si prevede che il commercio mondiale di GNL crescerà fino a raggiungere i 560 miliardi di metri cubi (riferiti al gas) nel 2035; l’ingresso sullo scenario di nuovi mercati come USA ed i paesi dell’Africa orientale, e l’affermarsi di realtà già attuali come Australia e Russia, farà prevedere una maggiore flessibilità dei contratti ed una diminuzione dell’estrema variabilità regionale dei prezzi (molto diversi a causa dei costi di trasporto). Tutto questo fa presagire uno sviluppo importante del GNL, che entro il 2035 diventerà una fonte molto importante a supporto della domanda mondiale di energia. In particolare i mercati sud-est asiatico ed europeo saranno quelli che più assorbiranno la crescente disponibilità mondiale di questa risorsa. In Europa infatti, il costante declino della produzione continentale previsto nei prossimi anni, unito alla sempre più necessaria dipendenza dall’estero per quanto riguarda gli approvvigionamenti, renderanno il GNL sempre più attraente come fonte energetica. Infatti tra i suoi vantaggi vi è innanzitutto la flessibilità negli approvvigionamenti: l’importazione attraverso questa filiera non comporta un legame fisico inscindibile tra produttore ed acquirente come avviene invece nel caso dei gasdotti.

Inoltre il GNL consentirà agli importatori europei di ampliare il loro portafoglio di fornitori di gas, considerando anche il fatto che alcuni paesi produttori sono raggiungibili soltanto via mare. La possibilità di scelta dei fornitori, l’allargamento della rosa degli esportatori e la maggiore integrazione del mercato europeo, grazie alla possibilità di dirottamento dei flussi di importazione a seconda del bilancio domanda-offerta dei singoli paesi, potrebbero dunque contribuire in maniera determinante alla sicurezza di approvvigionamento e all’intensificarsi della concorrenza. Gli usi finali del GNL rappresentano un’occasione importante di sviluppo per il nostro mercato energetico; grazie ai plurimi vantaggi correlati all’impatto ambientale e al trasporto, questo risulta essere al centro del dibattito europeo sia per il tema degli approvvigionamenti e della sicurezza energetica, sia per l’utilizzo come combustibile alternativo nel campo industriale e dei trasporti. Oltre a fornire lo spunto per rilanciare la stagnante filiera italiana ed europea del gas naturale, dotata di infrastrutture ampiamente sotto utilizzate, lo sviluppo di questo nuovo mercato appare come un’occasione per avviare un percorso di miglioramento della qualità ambientale nei trasporti e nella riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra [7].

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16 In Europa si stanno poi sviluppando sempre più due interessanti applicazioni del GNL:

“Small Scale LNG”, ovvero impianti di stoccaggio e soluzioni per la distribuzione ed il rifornimento di piccola taglia del metano liquido, i quali stanno supportando la diffusione degli utilizzi del gas naturale anche in settori non tradizionali, come trasporti terrestri su lunga distanza, trasporti marittimi, impianti industriali off grid, reti isolate. Tali infrastrutture richiedono rifornimenti di dimensioni minori e più flessibili rispetto al “big LNG”.

 Bunkeraggi navali: questa applicazione non sta interessando solo l’Europa, ma diverse aree geografiche a partire da quelle in cui vigono già normative ambientali più stringenti per le emissioni provenienti dalle navi. Le decisioni di inasprire le normative ambientali nel settore navale a partire dal 2020 (decisione dell’IMO di limitare il tenore di zolfo dei combustibili navali dal 3.5% allo 0.5%) stanno spingendo sempre più armatori a scegliere il GNL per nuove navi che entreranno in funzione nei prossimi anni. Le aziende leader nel settore marittimo concordano nel ritenere che il GNL avrà un ruolo importante nel processo di transizione verso combustibili sempre più sostenibili e a minore impatto ambientale

2.4. Processi di liquefazione del Gas Naturale

Tra gli scopi principali della liquefazione vi è quello di fornire la composizione e le caratteristiche di combustione necessarie per l’utilizzo finale del gas naturale rigassificato. Il gas trasportato successivamente via pipeline infatti contiene mediamente dall’85% al 99% di metano, con tracce di altri idrocarburi pesanti in diversa percentuale [8].

Inoltre prima di effettuare la liquefazione vera e propria, il gas deve essere trattato in appositi reattori per eliminare le sostanze indesiderate come:

 Gas acidi (CO2 ed H2S): questi gas causano infatti corrosioni, riducono il potere calorifico e possono causare problemi nel processo di liquefazione;

 Acqua: potrebbe congelare durante il processo di raffreddamento

(deidratazione);

 Mercurio: potrebbe causare corrosione all’interno degli scambiatori di calore in alluminio.

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17 Figura 9: Schema di un tipico impianto di trattamento e liquefazione del Gas Naturale (Fonte Petroleum

Technology Quarterly)

La tecnologia di liquefazione negli impianti di grande taglia è classificabile secondo due parametri principali: fluido di lavoro e principio di espansione. Nel primo caso si distinguono due categorie fondamentali: sistemi a refrigerante puro (PR) e sistemi a refrigerante misto (MR). I fluidi utilizzati in tali applicazioni sono idrocarburi come propano, metano, etano ed etilene, o sostanze inerti come l’azoto. Nel secondo caso si possono invece identificare due tipologie di cicli, quello Joule-Thompson (JT), nel quale l’espansione avviene secondo il metodo isoentalpico, o quello Brayton in cui l’espansione è sostanzialmente adiabatica e si ricorre a turbo-espansori. E’ possibile anche una soluzione ibrida in cui si hanno sia la valvola sia l’espansore, tipica del ciclo Claude. Oltre alla classificazione appena vista, se ne può dare una seconda che distingue gli impianti di liquefazione in tre categorie a seconda del ciclo:

 Cicli in cascata

E’ la tecnologia più conosciuta in quanto il primo impianto commerciale di GNL costruito (Algeria 1964) utilizzava questo schema di processo. La liquefazione in cascata comprende tre cicli di refrigerazione indipendenti, in cui si hanno sequenze di compressione/espansione su molteplici livelli di pressione; tali cicli adottano tre fluidi refrigeranti puri con diversa temperatura di ebollizione per fornire energia fredda in differenti range di temperature. I tipici fluidi refrigeranti utilizzati sono propano, etilene o etano, e metano. Il processo di riferimento per questi sistemi è il POC (“Philipps Optimized Cascade”) che ad oggi copre circa il 10% del numero degli impianti nel mondo. Nella configurazione tradizionale il gas attraversa prima il ciclo a propano, poi quello a etilene ed infine la sezione a metano, utilizzando un ciclo JT in tutti i sottosistemi; nelle forme più evolute si utilizzano invece gli espansori.

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18 Il ciclo a propano è chiuso con tre livelli di pressione, cosi come quello ad etilene che prevede però solo due livelli di pressione; il ciclo a metano è invece aperto su tre livelli di pressione ed è preceduto dalla fase di frazionamento in cui sono rimossi i componenti più pesanti della miscela in quanto il gas non è puro.

Figura 10: Schema di un tipico impianto di liquefazione in cascata

Questo schema presenta la più elevata efficienza termica tra i vari processi di liquefazione nonostante la sua complessità strutturale, ed ha il vantaggio di essere più flessibile dal punto di vista operativo in quanto i cicli sono separati e indipendenti; si riescono infatti ad ottenere curve di scambio molto vicine tra loro che riducono le irreversibilità rispetto agli altri schemi. Presenta però i costi iniziali più elevati poiché necessita di un grande numero di apparecchiature. Tutte queste caratteristiche rendono il ciclo ideale solo per le applicazioni di grande taglia, dove l’esercizio è così elevato da permettere il recupero dei costi iniziali. Generalmente si producono ordini di circa 106-107 tonnellate/anno, con consumi specifici di energia di 0.3 kWh/kg GNL. [9]

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19 Figura 11: Curva di raffreddamento del Gas Naturale e di evaporazione a tre stadi dei fluidi

Cicli a refrigerante misto (Mixed refrigerant)

Sono stati progettati per ridurre l’elevato numero di apparecchi tipico dei processi in cascata. Questi schemi consentono il continuo raffreddamento del gas naturale utilizzando una miscela di idrocarburi (metano, etano, propano, iso-butano, n-butano, iso-pentano, n-pentano, etilene ed azoto); questa miscela deve essere attentamente selezionata per minimizzare la distanza tra la curva di raffreddamento e la curva di riscaldamento dei fluidi all’interno dello scambiatore multi flusso. Tali sistemi operano in un circuito unico, realizzando più attraversamenti di uno scambiatore di calore a diversi livelli di pressione. L’utilizzo di una miscela, i cui componenti presentano diversi punti di ebollizione, consente al ciclo di operare in un più ampio intervallo di temperature rispetto a quelli con refrigeranti puri. Come risultato, si ottiene un ciclo con un consumo energetico significativamente basso.

Il processo di liquefazione con refrigeranti misti più conosciuto è quello sviluppato dalla “Air Products and Chemicals Inc.” e denominato APCI C3MR; questo ciclo è stato quello dominante nel panorama degli impianti GNL fin da quando è stato sviluppato, e copre circa l’80% del totale degli impianti esistenti. Lo schema generale prevede l’impiego di due cicli refrigeranti: il primo consiste in un ciclo a tre stadi di pre-raffreddamento con propano mentre il secondo è il vero e proprio ciclo con miscela refrigerante. Il ciclo di pre-raffreddamento a propano, con tre stadi di espansione, raffredda il gas naturale e la miscela fino ad una temperatura di circa -40°C; successivamente il ciclo refrigerante utilizza la miscela per portare il gas naturale a -160°C in uno scambiatore multi flusso ed ottenere così la liquefazione del gas. La presenza del ciclo a propano risulta molto importante al fine di eliminare la grande differenza di temperatura all’uscita del lato caldo dello scambiatore di calore.

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20 Figura 12: Schema dell'impianto di liquefazione APCI C3MR

Sia il propano sia il refrigerante misto vengono compressi a pressioni dell’ordine di qualche decina di bar, in modo da permettere al gas di raggiungere la giusta temperatura. Versioni migliorate del sistema prevedono l’impiego di espansori criogenici al posto delle valvole, nonché di scambiatori migliorati.

Come nel caso del POC, si possono produrre elevate quantità di GNL all’anno, con un consumo che si assesta su 0.3 kWh/kg GNL mentre i casi più efficienti possono arrivare a 0.27 kWh/kg. Una variante di questo processo è quello DMR (Dual Mixed Refrigerant), dove in entrambe le sezioni, preraffreddamento e liquefazione, vengono utilizzati dei refrigeranti misti con lo scopo di superare il problema della taglia del compressore; questa con il propano puro spesso diventa troppo ingombrante. Nella prima sezione si ricorre di solito ad una miscela propano ed etano, mentre nella seconda a questi due vengono aggiunti metano ed azoto. Il processo consente una maggiore flessibilità di temperature, ma richiede una quantità di energia maggiore; il consumo specifico arriva infatti al massimo su 0.33 kWh/kg. [9]

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21 Figura 13: Schema ciclo DMR

 Cicli ad espansione

Questi processi consistono essenzialmente di un ciclo Brayton inverso adatto ad ottenere la refrigerazione. Infatti si utilizzano solitamente turbo-espansori al posto delle valvole per generare l’effetto refrigerante utile alla liquefazione del gas naturale, premettendo un parziale recupero di lavoro con conseguente miglioramento del rendimento. Il fluidi di lavoro più comuni in questi tipi di processi sono l’azoto e il metano [9].

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22

Capitolo 3.

La Rigassificazione del GNL

3.1 Impianti di rigassificazione

Il rigassificatore è una tipologia di impianto industriale che consente di riportare allo stato gassoso il gas naturale che si trova in forma liquida. Il GNL, trasportato alla temperatura di circa -162°C dalle navi metaniere, viene trasferito, grazie a delle pompe sommerse, ad un serbatoio di stoccaggio, in cui mantiene le proprie condizioni termodinamiche. In seguito viene inviato in un opportuno scambiatore di calore, detto vaporizzatore, dove espande ed aumenta la sua temperatura, ritornando così allo stato gassoso originario.

Figura 15: Catena di approvvigionamento del gas naturale con trasporto via nave

Gli impianti di rigassificazione sono infrastrutture che permettono di collegare i serbatoi criogenici di stoccaggio del GNL alla rete dei gasdotti tradizionali di distribuzione. All’interno dell’impianti possono avvenire diversi processi come: attracco della metaniera, scarico del GNL, stoccaggio, gassificazione, possibile stoccaggio di gas naturale, immissione nella rete di distribuzione.

I terminali di rigassificazione vengono progettati in base alle condizioni dei mercati e dei requisiti che devono rispettare. Possono servire per soddisfare la domanda giornaliera se hanno sufficiente capacità di stoccaggio (impianti base load), oppure essere utilizzati per rispondere ad eventuali picchi nella domanda. Il volume minimo di stoccaggio deve essere superiore a quello della più grande nave metaniera che la struttura può accogliere, in quanto deve far fronte a ritardi nelle consegne e/o

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