Dipartimento di Ingegneria dell’ENERGIA, dei SISTEMI, del TERRITORIO e
delle COSTRUZIONI
Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Energetica
Studio dell’iniezione di metano liquido e gassoso
in un motore a combustione interna alternativo ad
AC
Relatori:
Umberto Desideri
Stefano Frigo
Gianluca Pasini
Candidato:
Maria Berardi
Anno Accademico 2016/2017
Indice
Indice 1
Elenco delle figure 2
Elenco delle tabelle 4
1 Utilizzo del Gas Naturale nei motori a combustione interna alternativi 11
1.1 Introduzione . . . 11
1.2 Il GN nel panorama energetico mondiale . . . 13
1.3 Gas naturale, metano . . . 13
1.3.1 Processo di formazione . . . 15
1.3.2 Combustione ed Emissioni del metano . . . 18
1.4 LNG . . . 21
1.4.1 La filiera . . . 23
1.4.2 Settore dei trasporti . . . 26
1.4.3 Carburante per camion: stato dell’arte . . . 29
1.5 Motori a Gas Naturale . . . 34
1.5.1 Motori ad accensione comandata . . . 34
1.5.2 Motori ad accensione per compressione . . . 37
1.6 Iniezione diretta e indiretta . . . 39
2 GT-Power e la creazione del Template del Metano Liquido 43 2.1 GT-Power . . . 43
2.2 Il Template del Metano Liquido . . . 44
2.2.1 FluidLiquidCompressible . . . 45
2.3 Validazione del modello . . . 50
2.3.1 Prove eseguite . . . 51
2.3.2 Risultati della Validazione . . . 52
3 GT-Power e il modello "motore" 55 3.1 Il Motore . . . 55
3.1.1 Modello di Combustione . . . 56
3.1.2 Modello di cessione del calore: Woschni . . . 59
3.1.3 Modello di attrito . . . 60
3.1.4 Valvola a farfalla e sistema di controllo del carico . . . 60
3.1.5 Condotti . . . 61
3.2 Il Sistema di sovralimentazione . . . 61
3.2.1 Il Compressore . . . 61
3.2.3 Turbina . . . 63
3.2.4 Controllore Waste Gate . . . 64
3.2.5 Intercooler . . . 64
3.3 Modello completo . . . 65
3.4 Configurazioni studiate . . . 65
3.4.1 Configurazione Originale . . . 66
3.4.2 Configurazione 1: Iniezione indiretta con metano liquido . . . 67
3.4.3 Configurazione 2/3: Iniezione indiretta a cavallo della valvola a farfalla 67 3.4.4 Configurazione 4: Iniezione indiretta nel collettore di aspirazione relativo ad ogni cilindro . . . 68
3.4.5 Configurazione 5: Iniezione indiretta nei condotti delle valvole. . . . 68
3.4.6 Configurazione 6: Iniezione diretta . . . 68
3.5 Parametri Monitorati . . . 69
4 Risultati delle simulazioni 73 4.1 Configurazione 0 . . . 73 4.1.1 Analisi . . . 73 4.1.2 Conf 0: Risultati . . . 78 4.2 Configurazione 1: Risultati . . . 79 4.3 Configurazione 2 e 3: Risultati . . . 80 4.4 Configurazione 4: Risultati . . . 82 4.5 Configurazione 5: Risultati . . . 86 4.6 Configurazione 6: Risultati . . . 89 4.6.1 Configurazioni 6.A, 6.B, 6.C, 6.D . . . 90 4.6.2 Configuarazione 6.E . . . 99 5 Conclusioni 105
Elenco delle figure
1.1 Molecola del Metano . . . 11
1.2 Consumo Energetico . . . 13
1.3 Richiesta energetica mondiale . . . 13
1.4 Mappa europea del trasporto del GN . . . 14
1.5 Principali sorgenti di metano . . . 15
1.6 Distribuzione riserve accertate GN fossile 2016 . . . 16
1.7 R/P del GN . . . 17
1.8 Velocità di rilascio del calore . . . 19
1.9 Emissioni motore Cursor Iveco . . . 21
1.10 Scambi di Gas Naturale . . . 22
1.11 La filiera del metano . . . 23
1.12 Ciclo Linde e Ciclo Claude . . . 24
1.13 Filiera del metano liquido . . . 26
1.14 Veicoli a GN . . . 28
1.15 Equivalenza tra i serbatoi di Diesel, CNG e LNG . . . 28
1.16 Distribuzione della popolazione dei camion alimentati a GNL . . . 29
1.17 Flotta italiana di veicoli LNG . . . 30
1.18 Motore CNG vs LNG . . . 31
1.19 Stazione di rifornimento C-LNG . . . 32
1.20 LNG Blue Corridors . . . 33
1.21 Fattori di influenza della combustione . . . 34
2.1 Coeff. di espansione in funzione della pressione . . . 46
2.2 Interpolazione dei dati dell’Entalpia . . . 47
2.3 Confronto tra i dati di REFPROP e GT-Power . . . 48
2.4 FluidGas per il Metano gassoso . . . 49
2.5 Modello per la validazione . . . 51
2.6 Parametri del modello per la validazione . . . 51
2.7 Risultati della validazione a P=1 bar . . . 52
2.8 Risultati della validazione a P=2 bar . . . 53
2.9 Risultati della validazione a P=3 bar . . . 53
3.1 Fasatura delle valvole di scarico . . . 56
3.2 Geometria dei Cilindri . . . 56
3.3 Curva di Wiebe . . . 58
3.4 Legge di apertura della valvola a farfalla . . . 61
3.5 Sistema di Sovralimentazione . . . 62
3.6 Tabella dati compressore. . . 63
3.8 Pre e post-process delle velocità del compressore . . . 63
3.9 Pre e post-process delle velocità del compressore . . . 64
3.10 Pre e post-process dei dati del compressore . . . 64
3.11 Monitor del controllore WG . . . 65
3.12 Schema del motore completo . . . 66
3.13 Schema di tutte le configurazioni . . . 67
3.14 Relazioni che intercorrono tra i valori di output di GT-Power. . . 70
4.1 Prestazioni vs A/F . . . 74
4.2 Fasatura delle valvole . . . 76
4.3 Risultati analisi preliminare conf 0 . . . 77
4.4 Flussi di massa delle conf di variazione della fasatura . . . 77
4.5 Frazione di gas combusti . . . 78
4.6 Potenza assorbita dal compressore. . . 80
4.7 Pressione nel cilindro e flusso di massa per le conf 1 e 2 . . . 81
4.8 Flusso di massa Conf 5 . . . 82
4.9 Pressione nel cilindro conf 4 . . . 83
4.10 Temperatura e pressione nel cilindro Conf 4 . . . 85
4.11 Temperatura e densità della Conf 4 . . . 86
4.12 Temperatura e densità della Conf 4 . . . 86
4.13 Flusso di massa conf 4 e conf 5 . . . 87
4.14 Temperatura del cilindro della conf 4 e conf 5. . . 88
4.15 Temperatura del cilindro della conf 5 . . . 88
4.16 Confronto delle pressioni di conf 0 e conf 5 . . . 89
4.17 Confronto delle temperature di conf 0 e conf 5 . . . 89
4.18 Casistiche studiate per la Conf 6 . . . 90
4.19 Flusso di massa Conf 6A e 6B . . . 91
4.20 Flusso di massa Conf 6A e 6B . . . 91
4.21 Flussi di massa nelle 6 valvole . . . 92
4.22 Efficienza volumetrica delle configurazioni . . . 93
4.23 Pressione nel cilindro e nei condotti di aspirazione . . . 94
4.24 Temperatura nel cilindro conf 6 liq/gas . . . 95
4.25 Flusso di massa per DI liquida di conf 6C e 6D . . . 96
4.26 Particolare della pressione nel cilindro per la configurazione 6A . . . 97
4.27 Particolare della temperatura nel cilindro per la configurazione 6A . . . 97
4.28 Particolare del flusso di massa nel cilindro per la configurazione 6A . . . 98
4.29 Efficienze volumetriche delle conf 6A, B, C e D . . . 98
4.30 Temperatura nel cilindro per la conf 6A, 6B, 6C e 6D . . . 99
4.31 Flusso di massa per DI liquida di conf 6C e 6D . . . 99
4.32 Modello per il ciclo trascinato . . . 100
4.33 Ciclo trascinato con iniezione liquida e gassosa. . . 101
4.34 Ciclo trascinato con iniezione liquida e gassosa. . . 102
4.35 Ciclo trascinato e ciclo con combustione . . . 103
Elenco delle tabelle
1.1 Composizione GN . . . 12
1.2 Produzione di inquinanti . . . 20
1.3 Confronto tra LNG e alti tre combustibili tradizionali . . . 27
2.1 FluidLiquidCompressible-1 . . . 45 2.2 FluidLiquidCompressible-2 . . . 46 2.3 FluidLiquidCompressible-3 . . . 47 2.4 FluidLiquidCompressible-4 . . . 49 2.5 FluidLiquidCompressible-5 . . . 50 2.6 Risultati validazione . . . 54
3.1 Tabella dei valori del coefficiente per la definizione della velocità media dei gas nel cilindro al variare della fase. . . 60
3.2 DOE . . . 69
4.1 Combinazioni studiate di angolo incrocio . . . 75
4.2 Prestazioni della configurazione originale al variare del carico . . . 79
4.3 Confronto delle prestazioni del compressore . . . 80
4.4 Risultati Conf 4 . . . 84
4.5 Risultati Conf 5 . . . 87
4.6 Risultati Conf 6 con iniezione gas/liquida . . . 93
Elenco dei simboli
A/F Air-Fuel Ratio.
AA Anchor Angle
a Efficienza di combustione
BDC Bottom Dead Center
BMEP, PME Pressione Media Effettiva BOG Boil-Off Gas
CBM Biometano Compresso
CI Motori ad accensione per compressione, o ad accensione spontanea
CNG Gas Naturale Compresso (Compressed Natural Gas)
C Costante di FMEP
DF combustione a doppia alimentazione, Dual Fuel
EGR Ricircolo dei gas di scarico
EOS Equazione di Stato (Equation of State)
EVC, RCS Exhaust valve Closing, Ritardo Chiusura Scarico EVO, AAS Exhaust Valve Opening, Anticipo Apertura Scarico FMEP Pressione Media Effettiva di attrito
GHG Gas effetto serra (GreenHouse Gasses) GN Gas Naturale
IVC, RCA Intake Valve Closing, Ritardo Chiusura Aspirazione IVO, AAA Intake Valve Opening, Anticipo Apertura Aspirazione LBM Biometano Liquefatto
LNG/GNL Gas Naturale Liquefatto (Liquefied Natural Gas) MCI Motore a Combustione Interna
MPSSF Costante del termine legato alla velocità media quadratica del pistone
m Esponente di Wiebe
PF Costante del picco di pressione nel cilindro
PM Particolato
R/P Rapporto tra le riserve accertate e la produzione SI Motori ad accensione comandata
TDC Top Dead Center WG Waste Gate
Sommario
Lo scopo principale di questo lavoro di tesi è quello di analizzare il comportamento di un motore a combustione interna (MCI) di tipo alternativo alimentato a metano liquido e le problematiche connesse a questo particolare tipo di alimentazione. Lo studio viene condotto attraverso la costruzione di un modello a blocchi sul software commerciale di analisi monodimensionale GT-POWER Engine Simulation Software, prodotto dalla Gamma
Technologies. L’utilizzo di questi strumenti consente di valutare gli effetti di varie modifiche
su sistemi complessi potendo prevedere con una buona affidabilità del risultato (nel caso in cui il modello risulti ben costruito) se il caso studiato merita altri tipi di investimenti. Ci si affida, quindi, a strumenti di questo tipo per conoscere, preventivamente a modelli sperimentali, la direzione che prenderà lo studio. L’analisi è basata sulla progressiva modifica del sistema di alimentazione passando per tre configurazioni differenti:
• Alimentazione indiretta con gas naturale. • Alimentazione indiretta con metano liquido. • Alimentazione diretta con metano liquido.
Sono state indagate, in realtà, più sotto-configurazioni per studiare nel dettaglio gli effetti dal nuovo tipo di iniezine su ogni singolo componente del motore. L’interesse per l’utilizzo diretto di metano liquido nasce principalmete in relazione alla consapevolezza che rigassificando il metano, reso liquido a monte della filiera di distribuzione, viene dissipata necessariamente una quantità di energia, la stessa che il metano ha immagazzinato (o che è stata spesa in seno al processo) per il raggiungimento del suo stato liquido.
Il motore, considerato in questo studio, risulta essere di elevata cilindrata e caratterizzato da basse velocità di rotazione, parametri che così settati sono tipici di un veicolo per l’autotrazione pesante. E’ stato scelto un motore di questo tipo anche considerando quelli che sono stati i recenti sviluppi dell’utilizzo del metano liquido come carburante, largamente utilizzato nei camion per il trasporto su tratte a lunga percorrenza. L’apertura su questo fronte è stata dettata principalmente dai livelli maggiori di autonomia raggiunti con LNG in confronto a qualsiasi altro tipo di combustibile gassoso a parità di volume di serbatoio e dalle sempre più restrittive norme antinquinamento che hanno obligato il settore dei trasporti a ricercare combustibili alternativi a basse emissioni.
Il metano allo stato liquido consente di stoccare nel serbatoio standard di un veicolo pesante circa tre volte il contenuto energetico del pari volume di metano compresso tradizionale, garantendo così non solo importanti risparmi di costo legati al combustibile più economico, ma allo stesso tempo un elevata autonomia del veicolo. Un camion alimentato a metano liquido è capace di percorrere con un solo pieno, quindi 400/500 litri, circa 1000 km. Parallelamente allo sviluppo di questa tecnologia di alimentazione per motori stradali, stà crescendo in questi ultimi anni anche la rete di distribuzione del carburante. Le stazioni
di servizio, per il momento, non risultano in numero molto elevato, soprattutto in italia dove non si contano più di una decina di distributori attivi. Il numero tuttavia è destinato ad aumentare anche in relazione al progetto europeo LNG Blu Corridors, che ha come obiettivo quello di affermare l’LNG come reale alternativa per l’alimentazione dei trasporti a media e lunga distanza, dapprima come combustibile integrativo nei motori dual fuel e poi come vero e proprio sostituto del diesel.
Capitolo 1
Utilizzo del Gas Naturale nei
motori a combustione interna
alternativi
1.1 Introduzione
Nella maggior parte dei testi che si occupano della sua definizione, tra tutti, quello che più soventemente viene utilizzato per la descrizione del metano, è l’aggettivo "semplice". Nell’uso quotidiano il termine "semplice" è spesso associato a figure dal significato non positivo. La facile individuazione e accessibilità di un’idea la rendono non interessante e di bassa qualità. In ambito ingegneristico, invece, accade l’esatto contrario. Al concetto di semplicità ne vengono di conseguenza associati altri importanti e fondamentali come quello di affidabilità, fattibilità e funzionalità. Più un’idea risulta semplice, più è probabile che questa porti ad un qualche risultato. Allo stesso tempo riuscire a realizzare un sistema che sia capace di svolgere una qualche funzione nel modo più semplice possibile è una tra le sfide più grandi di ogni ingegnere. Discorsi di questo tipo sono più propriamente applicati alla descrizione di insiemi complessi, formati da più elementi, non di certo ad una singola molecola, ma in questo caso i discorsi possono coincidere.
Figura 1.1: Formula bruta, estesa e disposizione spaziale della molecola del metano. Il metano è una molecola organica tra le più semplici. La più semplice tra gli alcani, inodore, incolore, non tossica e largamente presente in natura. La più semplice come composizione tra i combustibili dopo l’idrogeno. Persino nella geometria della sua struttura spaziale risulta molto elementare. E’ la più piccola molecola tra gli idrocarburi e si sviluppa
secondo le linee guida di un tetraedro regolare1, un solido tridimensionale con il minor
numero di vertici, con facce e angoli congruenti, con l’atomo di carbonio al centro e sui vertici quelli di idrogeno.
Il metano è un elemento semplice, ma allo stesso tempo fortemente applicativo, dalle prestazioni elevate e con il minor numero di controindicazioni.
Nelle azioni quotidiane, in particolar modo in ambito domestico ed industriale, più che al metano puro, si fa riferimento al gas naturale, ovvero ad una miscela di diversi componenti allo stato gassoso in cui il metano, principale costituente, è presente in percentuali che vanno dal 70% al 90%. La miscela contiene anche altri idrocarburi gassosi più pesanti e complessi, come etano (CH3CH3), propano (CH3CH2CH3), butano (CH3CH2CH2CH3)
e pentano (CH3CH2CH2CH2CH3), ma sono presenti anche piccole tracce di azoto (N2),
ossigeno (O2), anidride carbonica (CO2), gas nobili e minime quantità di solfuro di idrogeno
(H2S). Come tutte le miscele di origine naturale la composizione del gas naturale varia
fortemente a seconda della provenienza geografica del fluido e con essa, di conseguenza, variano anche le caratteristiche ed il pregio. Le miscele che contengono soprattutto metano si dicono secche, mentre quando sono presenti anche idrocarburi come il propano e il butano sono dette umide. Per rendere l’idea vengono di seguito riportati in tabella i principali elementi costituenti la miscela espressi in percentuali di volume al variare della provenienza.
Composizione CH4 C2H6 altri idrocarburi CO2 N2 altri gas PCI
Italia 99.53 0.06 0.03 0.03 0.35 - 37.7 Russia 97.50 1.06 0.45 0.15 0.83 0.01 38.0 Nord Europa 90.32 4.62 1.33 1.37 2.33 0.03 38.6 Algeria 87.92 6.95 1.77 0.97 2.29 0.10 39.7 Libia 85.28 6.80 2.95 1.44 3.42 0.11 39.9 Liquefatto 99 0,5 0.5 - - - -Rigassificato 90.05 7.82 1.24 - 0.84 0.05 40.4 Metano puro 100.00 - - - 37.70
Tabella 1.1: Focus sulla composizione variabile del Gas Naturale in relazione alla zona di provenienza e ai trattamenti subiti.
A causa dell’altissima presenza di metano nel gas naturale, le due sostanze vengono spesso, volutamente o meno, confuse. In questo elaborato verrà accettata questa ambiguità poichè, nello specifico, il lavoro vuole trattare di applicazioni di LNG (GNL) ovvero Liquefied Natural Gas (Gas Naturale Liquefatto). Il nome si riferisce al prodotto finale del processo di liquefazione del gas naturale eseguito principalmente al fine di ottimizzare la fase di trasporto della materia. Il passaggio di fase avviene mediante una serie di processi che prevedono di elaborare un fluido che abbia specifiche caratteristiche, soprattutto in merito alla composizione. Nel prodotto finale di tali processi il metano è presente, allo stato liquido, in concentrazioni non inferiori al 98% in questo modo l’LNG costituisce la forma
1Il tetraedro fa parte dei solidi Platonici. Le regolarità dei solidi platonici sono state da sempre oggetto
di studio fin dall’antichità, spesso cercando in essi significati nascosti e attribuendo a loro valori esoterici. Platone, nel Timeo, associò a ognuno di essi un elemento: al tetraedro il fuoco.
più pulita di gas naturale. Risulta a questo punto ovvia la ragione che porta a considerare i termini metano e gas naturale tecnicamente equivalenti e pertanto sinonimi, in modo particolare nel caso di LNG.
1.2 Il GN nel panorama energetico mondiale
Il gas naturale liquefatto come tecnologia si inserisce in un panorama energetico molto variegato. All’indomani dell’accordo di Parigi, entrato in vigore nel novembre del 2016, i segnali forniti dai governi di tutto il mondo confermano la già forte tendenza verso la transizione energetica che porterebbe alla completa e rapida defossilizzazione delle fonti sulle quali oggi si basa il sostentamento dei paesi. Il fine è quello di ridurre le emissioni, causa dell’inquinamento e dell’effetto Serra (GHG) oltre che far fronte al prossimo esaurimento delle fonti. Le fonti rinnovabili, seppur in rapida crescita, non riescono da sole a rispondere all’aumento del fabbisogno energetico che cresce incessantemente con l’aumento demografico e con la rapida crescita dei paesi in via di sviluppo. Nonostante le strategie dei governi siano già da anni orientate verso questi comuni obiettivi, nel mix energetico, sempre più complesso, i combustibili fossili continuano ad occupare un ruolo di primaria importanza. Nonostante ciò, si assiste da alcuni anni a questa parte ed in maniera più accentuata nelle proiezioni future, ad una leggera diminuzione del loro utilizzo. Questa tendenza è da riferirsi principalmente agli andamenti di petrolio e carbone mentre, un discorso diverso deve essere fatto per quanto riguarda il gas naturale come evidenziato dai grafici 1.2 e 1.3 in cui si registra una lenta ma consistente crescita.
Figura 1.2: Andamento percentuale del con-sumo energetico globale delle principali fonti di energia e previsione per i prossimi anni[3].
Figura 1.3: Andamento della richiesta energe-tica mondiale ripartita nelle quantità coperte dalle principali fonti di energia[3].
1.3 Gas naturale, metano
Il Gas Naturale, tra le fonti fossili, è l’ultima ad essersi affermata al livello mondiale. La ragione di questo ritardo risiede nello stato gassoso sotto cui si presenta alle condizioni ambiente, difficile da immagazzinare, gestire e trasportare. Per molto tempo, quando nelle vicinanze di pozzi petroliferi veniva scoperto casualmente un giacimento, per la mancanza di tecnologie adeguate, il gas naturale estratto veniva liberato in atmosfera o bruciato in loco senza alcun tipo di sfruttamento dell’energia liberata. Queste tecniche sono ancora oggi
parzialmente utilizzate ogni qual volta il mercato non giustifichi i costi di trasporto della materia. La coesistenza di pozzi di petrolio con riserve di metano coinvolge la quasi totalità dei siti. Così, in relazione alla quantità, all’ubicazione e alle infrastrutture disponibili, il metano è considerato un prodotto secondario del giacimento, o altrimenti, un problema da gestire. Con il termine gas flaring ci si riferisce alla combustione del gas attraverso una torcia senza alcun tipo di recupero energetico. Mediante gas venting, invece, il gas viene liberato in atmosfera. Tali operazioni, indotte dalla non convenienza economica dell’estrazione e trasporto della materia, sono, oltre che uno spreco della risorsa, anche fortemente inquinanti ed ad elevato produzione di GHG. Il metano, se non ossidato a CO2,
ha un potenziale di riscaldamento globale 21 volte superiore all’anidride carbonica[13]. Per queste ragioni, e per un riscoperto valore economico della risorsa negli ultimi tempi, sono stati stanziati fondi ed incentivi utili all’abbandono di tali tecniche a favore della realizzazione delle infrastrutture necessarie, o per la reimmissione del gas nel giacimento per aumentarne la pressione ed il rendimento, per la liquefazione in loco in piccoli impianti, la produzione sul posto di energia elettrica o la distribuzione del metano alle adiacenti aree urbane. Lo stato gassoso in cui si presenta, che inizialmente aveva indotto alla non considerazione della risorsa perchè difficile da gestire, oggi diventa un ostacolo da superare per far fronte alle richieste di un mercato sempre più avido di energia ed a basso impatto ambientale.
Figura 1.4: Rete di distribuzione del gas naturale in europa. Sono evidenziati i metanodotti esistenti, quelli in costruzione e i principali terminali per il GNL.
Nonostante la facilità di reperimento, l’impiego del gas metano è stato molto limitato sino alla fine della seconda guerra mondiale. Lo sfruttamento ha cominciato ad acquisire consistenza con la costruzione dei primi metanodotti che ne consentissero e agevolassero la distribuzione. Oggi questo tipo di tecnologia per il trasporto della risorsa è più che ampiamente sviluppata, basti pensare che l’Europa intera è completamente ricoperta e attraversata da condotte del GN così com’è visibili in figura 1.4.
di un bassissimo impatto ambientale se si considera che le condotte sono tutte interrate in modo da evitare di usurpare il territorio o di incrementare il traffico in superficie. Sono solo necessarie ogni 100-200 chilometri delle stazioni di compressione che ristabiliscono la pressione sufficiente a far muovere il metano a una velocità di 20-30 chilometri l’ora. Tuttavia oggi il metanodotto soffre la sua rigidità. Essendo una tecnologia molto co-stosa e con tempi di realizzazione molto lunghi, non è libero di modificarsi agilmente per seguire le evoluzioni di un mercato in continuo movimento e sempre più pervaso da contratti a medio e breve termine. Il metanodotto attraversa nella sua lunghezza territori per centinaia di chilometri: è facile intuire quanto siano lunghe le fasi di realizzazione di un’infrastruttura come questa, dall’approvazione del progetto alla sua realizzazione.
1.3.1 Processo di formazione
Il gas naturale è ampiamente presente in natura sotto diverse forme. La più diffusa ed anche più sfuttata, è quella di origine fossile, ma sono sempre più diffusi impianti e tecnologie per la sintesi di metano derivante da processi biologici. La possibilità di accedere a questa risorsa tramite molteplici strade e la coesistenza del suo carattere rinnovabile assieme a prestazioni vicine ad altre fonti fossili, sono solo alcuni dei suoi principali punti di forza.
Figura 1.5: Ripartizione della produzione di metano tra i diversi tipi di sorgenti.
Gas Naturale Fossile La principale
ori-gine del metano è di tipo naturale[14]. Così come tutte le altre sostanze fossili questa si genera attraverso processi di decompo-sizione, mineralizzazione e fossilizzazione di sostanze organiche di origine vegetale e animale. Il processo di genesi inizia con l’ac-cumulo del materiale organico sui fondali marini, trascinato dalle correnti e dai fiumi assieme a detriti e sali minerali. In queste zone la materia organica viene intrappolata, costretta nella porosità delle rocce e privata del contatto con l’ossigeno è ostacolata nella sua naturale decomposizione. La sostanza organica, in condizioni di elevate pressioni e temperature, viene sottoposta all’azione di batteri anaerobici che operano la digestione del materiale con produzione di diverse sostanze tra cui il metano.
I meccanismi che portano all’origine delle sostanze fossili sono pressochè i medesimi e per questa ragione spesso i giacimenti di metano, carbone, petrolio e affini, coincidono o sono molto prossimi; allo stesso tempo ne sono molto diffusi anche di tipo isolato. Quando ci si riferisce a GN disciolto nel petrolio o a quello che compone lo strato di copertura del giacimento petrolifero si parla di gas associato, mentre quando il sito è caratterizzato prevalentemente dalla presenza di GN si parla di gas non associato[15]. I gas ottenuti in questo modo non sono quasi mai puri, ma contengono numerose impurità che possono rendere più difficoltose le operazione di estrazione2.
Figura 1.6: Confronto delle distribuzioni ed entità delle riserve accertate di GN fossile nel 1996, 2006 e 2016[3].
La distribuzione delle riserve mondiali di GN naturale fossile è relativamente più omogenea rispetto al petrolio. Il medio oriente conserva una posizione di rilievo, ma con percentuali sul totale più simili a quelle di altri paesi. Ciò rende questa risorsa dal carattere più democratico, anche se non sono mancate, in questi ultimi anni, tensioni politiche che la riguardassero.
Le riserve totali accertate alla fine del 2016 sono 186,6 Tcm, distribuite in diverse regioni del globo come mostrato dalla figura 1.6. Il paese con più riserve accertate è L’Iran (18%) seguito da Russia (17,3%), e Qatar(13%). La Russia (16,3%), assieme agli Stati Uniti (21,1%), è anche uno dei principali produttori mondiali a differenza dei paesi mediorientali che, rispetto all’entità delle riserve (ne producono molto meno). Si riporta in figura 1.21 il rapporto tra la riserve accertate e la produzione R/P[3].
Gas Naturale artificiale: Biogas, Biometano e Syngas Il metano può avere anche
origine antropica. Dalla prima rivoluzione industriale infatti, la produzione umana di metano è cresciuta considerevolmente, di pari passo con il suo consumo.
Il Syngas è una miscela di metano e di altri gas (monossido di carbonio, propano, buta-no e acetilene) sfruttato in ambito industriale per fini energetici. Viene prodotto dalla gassificazione di materiali ricchi di carbonio. La sua prima applicazione fu nell’ambito dell’illuminazione urbana prima dell’avvento dell’energia elettrica e ad oggi rimane un processo limitato a quelle zone in cui c’è sovrabbondanza di carbone. L’operazione è giustificata, però, solo se la combustione diretta del carbone non è fattibile, altrimenti rimane un processo non competitivo rispetto al prezzo del gas naturale. Tuttavia rimane una buona alternativa in relazione alla possibilità di gassificare altri tipi di scarti organici di più basso pregio rispetto al carbone.
Il Biogas[16], invece, si riferisce tipicamente ad un gas prodotto dalla digestione anaerobica o fermentazione di materiali biodegradabili, costituito per il 60-70% da metano, 30-40% da CO2 e piccole percentuali di altri gas. Le fonti di biogas includono paludi, discariche,
fanghi e fertilizzanti di acque di scarico mediante il digestore anaerobico, o la fermentazione enterica di bovini ed altre forme di vita, tra cui termiti, ruminanti e colture. Gas di elevata
concentrazione di metano sono prodotti negli stabilimenti di digestione anaerobica situati nei pressi delle attività agricole in cui sono sorte delle vere e proprie filiere.
La concentrazione di metano nei gas di origine artificiale è meno elevata, mentre altri componenti sono presenti in percentuali troppo alte. Per questo motivo il più delle volte il biogas non è applicabile a molte delle attività industriali. Per ampliare i campi di applicazione il biogas viene sottoposto a processi di depurazione ed upgrading. Il prodotto che ne deriva è Biometano e conserva caratteristiche tali da essere idoneo all’immissione in rete.
Figura 1.7: Rapporto tra le riserve accertate e la produzione di GN per le diverse regioni[3].
A seconda del tipo di refluo che si utilizza, a seguito della digestione, cambia la compo-sizione finale del biogas, mentre a seconda della tipologia del processo di produzione cambiano i volumi di resa. A seconda del-l’uso finale, sono necessari diversi passaggi di post-trattamento del biogas.
I principali componenti da eliminare sono l’acido solfidrico e l’anidride carbonica. Il primo anche se presente in minima parte deve essere rimosso per non incorrere in pro-blemi ambientali, odorigeni e corrosivi dal momento che la sua presenza può dar vita a reazioni in cui si formano SO2e H2SO4.
Per la rimozione di queste componenti si in-teviene mediante l’adsorbimento fisico, chi-mico o mediante l’uso di batteri nei processi biologici.
La rimozione dell’anidride carbonica, inve-ce, consente l’upgrading del prodotto finale. Non essendo tossica nè corrosiva, la sua eliminazione è richiesta essenzialmente per innalzare il potere calorifico della miscela e renderla più infiammabile. In questo modo il gas si presta meglio agli utilizzi industiali e anche il suo valore economico cresce significativamente. Per effettuare questa procedura la tecnica ha sviluppato molteplici metodi, tra cui processi di lavaggio, assorbimento, adsorbimento o separazione fisica.[19]
Il biogas è già largamente utilizzato in diverse aree, ma il suo sfruttamento potrebbe essere notevolmente ampliato anche perchè, una volta raggiunto il grado di purezza ri-chiesto tramite post-trattamenti, può essere utilizzato come combustibile alternativo per veicoli al pari del gas naturale derivato convenzionalmente. Si parla in questo caso di CBG ovvero biogas compresso oppure di LBG ovvero biogas liquefatto. Tutto questo si colloca bene nella logica dell’equilibrio energetico-economico sostenibile poichè vengono riutilizzati materiali di scarto che in genere non sono fonte di profitto, ma di spesa.
I diversi tipi principali di sorgenti sono identificate nel grafico di figura 1.5, in cui il totale corrisponde alla totalita delle emissioni di metano di origine antropica.
Shale Gas Il gas di scisto, shale gas o gas da argille, è un gas a principale composizione di
metano non convenzionale intrappolato nelle formazioni argillose parzialmente diagenizzate, derivate dalla decomposizione anaerobica di materia organica. Si tratta di gas intrappolato in strati di roccia ed estratto tipicamente mediante la fratturazione della roccia (fracking) ad opera di un fluido acquoso a elevatissima pressione a cui sono aggiunti alcuni additivi che ne facilitano l’azione. Rompendosi, la roccia rilascia il gas che può risalire in superficie ed essere raccolto e sfruttato.
Le strutture che intrappolano il gas di scisto sono caratterizzate da complessi di pori con diverse dimensioni, distribuzione, forma e curvatura, che esercitano un grande impatto sullo stoccaggio del gas. La maggior parte dei pori all’interno delle materie organiche sono a nanoscala e sono isolati in tutte le direzioni.[17]
Si ipotizza che ci siano grandi riserve di questo gas, tali da ridisegnare gli scenari energetici del prossimo futuro[18]. Inoltre la disponibilità di questo materiale riguarda paesi non tradizionalmente produttori di idrocarburi, in modo da rendere più orizzontale la sua disponibilità e con essa l’autonomia energetica.
Sfruttando l’estrazione di shale gas molti paesi, infatti, stanno tentando di svincolarsi, almeno in parte, dalla dipendenza energetica esterna. Per esempio, gli Stati Uniti grazie al gas di scisto hanno energia a basso costo che impiegano per accelerare la crescita industriale per puntare a diventare da importatori ad esportatori di GN. Il primo effetto di questa politica è che l’eccesso di offerta ha disaccoppiato il prezzo del gas naturale da quello del petrolio in modo da permettere che il prezzo del gas si riduca sempre di più. Allo stesso tempo, i paesi leader della produzione di GN come Russia e Paesi del Golfo, potrebbero cominciare a vedere la loro egemonia vacillare. Guardando il caso dell’Asia, anche la Cina scommette sul gas di scisto per smarcarsi almeno in parte dalla dipendenza energetica esterna, e lo fa con minore interesse alle problematiche ambientali connesse a questo tipo di estrazione, rispetto a quanto avviene in USA ed in Europa.
Idrati di Metano La molecola di metano è largamente disponibile sul globo anche in
un’altra forma, ovvero come metano idrato. La potenzialità di questi giacimenti, situati nei fondali marini e nelle regioni artiche soggette al permafrost, è sicuramente molto interessante anche perché le riserve estraibili ammontano a 1200 trilioni di metri cubi, una riserva dalle dimensioni inimmaginabili. Per il momento però resta ancora in fase di sperimentazione e valutazione la possibilità e la fattibilità tecnica, economica ed ambientale di un loro concreto e massivo sfruttamento. Tuttavia, a partire dal 2010 non è ancora stata sviluppata alcuna tecnologia per produrre economicamente gas naturale dagli idrati.
1.3.2 Combustione ed Emissioni del metano
Il pregio del GN come combustibile risiede inizialmente nel suo contenuto energetico e nella limitata produzione di inquinanti. La combustione del metano risulta stechiometrica con un valore di A/F pari a 17 e segue la reazione di ossidazione riportata in 1.1
CH4(g) + 2O2(g) æ CO2(g) + 2H2O(l) + 890kJ/mol (1.1)
Dalla combustione di un normal metro cubo, ovvero di 44,61 moli, di metano si ottengono circa 39,79 MJ, mentre da un chilogrammo di metano si ottengono circa 47 MJ di energia, valore tra i più alti se paragonati ad altri tipi di combustibili come benzina (≥ 46, 3 MJ/kg) e carbone (≥ 30 MJ/kg in relazione alla tipologia). La miscela di aria e metano risulta
infiammabile solo in concentrazioni che dell’idrocar buro che vanno dal 5% al 15% [14] ed ha una temperatura di autoignizione di 600 °C (873 K). Ciò lo rende un combustibile più sicuro in relazione al rischio di accensioni indesiderate e ben adatto ad un ciclo ad accensione comandata.
La sostanza possiede elevato numero di ottano (120/130 del valore AKI3), enorme pregio per
i carburanti dei MCI poichè consente di operare con rapporti volumetrici di compressione superiori e di conseguenza in motori dai rendimenti maggiori.
Unico punto a sfavore riguarda la velocità di combustione. Nonostante da letteratura il metano abbia, tranne che per miscele molto magre, una velocità di combustione laminare superiore alla benzina, per prove sperimentali puramente motoristiche non si verificano gli stessi risultati. Ciò accade perchè nella camera di combustione la turbolenza svolge un ruolo fondamentale sulla velocità finale della propagazione del fronte di fiamma e i risultati si discostano parecchio da quelli individuati per il caso laminare[7], registrando una velocità molto più bassa per il GN rispetto alla benzina. A conferma di ciò viene riportato uno dei risultati di un’indagine sperimentale effettuata su di un motore Fiat installato in un banco prova dell’Istituto Motori di Napoli. I risultati evidenziano in figura 1.6 come, indipendentemente dall’angolo di anticipo di accensione (SA spark advance), la velocità di rilascio del calore del ciclo alimentato a benzina sia più elevata sia a parità di SA che per valori maggiori del medesimo motore alimentato a GN. Nel caso di motori riconvertiti allora, non potendo sfruttare i vantaggi relativi al più elevato potere antidetonante del GN poichè rimane invariato il rapporto di compressione, le prestazioni di tali veicoli crollano sensibilmente. Ciò induce a preferire un’alimentazione di tipo dual-fuel, ovvero con l’immissione in camera di combustione di GN e una porzione pilota di altro combustibile che ha il compito di incendiare la miscela velocizzando il processo di combustione.
Figura 1.8: Andamento delle velocità laminare di combustione per diversi combustibili al variare del rapporto di equivalenza [7]. e andamento della velocità di rilascio del calore in funzione dell’angolo di manovella per un motore alimentato a benzina e uno alimentato a GN [8].
3AKI (Anti-Knock Index): è la media dei valori rilevati nelle prove RON e MON. RON (Research
Octane Number) è la prova per testare il potere antidetonante di un combustibile con il motore "a freddo". Si utilizza un 4 tempi monocilindrico dotato di rapporto di compressione variabile. Viene confrontato il comportamente del combustibile da analizzare, con quello di una miscela a composizione variabile di n-eptano (numero di ottano 0) e isoottano (numero di ottano 100), fino a quella che provoca lo stesso tipo di accensione. MON (Motor Octane Number) invece è una prova più severa, dove il motore di prova è il medesimo del sistema RON, ma viene testato sotto carico, con un regime di rotazione superiore, inoltre l’anticipo d’accensione è più alto rispetto al metodo RON, per testare il potere antidetonante.
Emissioni La presenza allo scarico di particolato per motori alimentati a GN è pressochè
nulla, in maniera più accentuata per motori a LNG. Gli idrocarburi incombusti emessi sono costituiti essenzialmente da metano (methane slip), mentre le emissioni CO restano sempre piuttosto bassi, producendo una tossicità globale inferiore all’utilizzo di qualsiasi altra sostanza. In confronto un motore diesel per avere le medesime prestazioni necessita di sistemi ausiliari di post trattamento dei fumi (filtro antiparticolato e catalizzatori) o l’introduzione di operazioni che complicano la gestione del motore (come la regolazione della pressione di iniezione, del numero di iniezioni o EGR). Questi vantaggi sono veri per motori riconvertiti a metano, ma massimizzati per motori progettati e realizzati specificatamente per l’alimentazione a GN.
La riduzione delle emissioni di CO2 sono una diretta conseguenza del maggiore rapporto
tra il numero degli atomi di idrogeno e quelli di carbonio posseduto dal GN; essendo costituito essenzialmente da metano, ovvero dall’idrocarburo con il minor numero di atomi di carbonio, il rapporto H/C del GN è anche il più alto tra tutti i combustibili. Quindi il suo utilizzo assicura,a parità di rendimento del motore, un minor contributo di GHG. Questo è vero non solo per il GN ma anche per LNG secondo quanto emerso dallo studio di Arteconi[9] il quale ha valutato la riduzione del 10% di GHG per un motore operante a metano liquido rispetto allo stesso alimentato a diesel. Le considerazioni erano basate sul calcolo dell’intero ciclo di vita del carburante, dall’estrazione dal giacimento fino allo scarico del MCI. La riduzione principale si aveva durante la fase di combustione, mentre, per quella di produzione, l’emissione si manteneva comunque elevata, specialmente durante la fase di distribuzione, a causa della catena di approvvigionamento ancora non ben articolata e capillare. Si può quindi facilmente ipotizzare di raggiungere riduzioni di GHG ancor più elevate una volta che il mercato del GNL come combustibile si sarà più globalmente diffuso. Ciò anche in relazione al fatto che per il diesel, il cui mercato e le cui tecnologie sono gia ampiamente mature, non si prevedono ulteriori grandi sviluppi.
Inquinante NG Petrolio Carbone
CO2 117,000 164,000 208,000 CO 40 33 208 N O 92 448 457 SO2 1 1112 2591 Particolato 7 84 2774 Mercurio 0,000 0,007 0,019
Tabella 1.2: Confronto tra la produzione di sostanze inquinanti tra LNG e le altre due principali fonti fossili, petrolio e carbone.[6]
La produzione di NOx invece resta l’unico fenomeno su cui mantenere un alto livello di
attenzione. Nonostante siano completamente assenti gli NOx,f uelovvero quella parte che si
origina dalla presenza di N nel combustibile a causa della totale assenza di azoto nel LNG, gli NOx,thermal sono invece in concentrazioni ancora elevate. Questo tipo di emissioni si
costituiscono con le elevate temperature, che si verificano con miscele leggermente ricche, partendo dall’azoto presente nell’aria comburente. I vantaggi del GN, da un punto di vista ambientale, sono indubbie: rispetto a un modello di MCI alimentato a benzina si registrano in media -18% di CO2, -72% di ossidi di azoto, -75% di monossido di carbonio, -82% di idrocarburi incombusti -88% di ozono e completa assenza di polveri sottili nei gas di scarico. Inoltre, le auto a metano non hanno emissioni di idrocarburi incombusti cancerogeni, come
la categoria degli IPA (idrocarburi policiclici aromatici) e del benzene. La propulsione a GNL può solo accentuare questo vantaggio essendo composto da ancor meno componenti: CO2 -23%; NOx -92%; SOx -100% (rispetto al benzina). Rispetto a motori Diesel,invece, uno studio di Iveco riporta il confronto tra le emissioni di un motore Cursor 9 alimentato a gasolio e un Cursor 8 alimentato a LNG, riportato in figura 1.9. Anche in questo caso, seppur in maniera meno accentuata, si registrano prestazioni del motore a GN superiori. Inoltre, mediamente, la riduzione di rumorosità dei veicoli alimentati a gas naturale (con motore ad accensione comandata) è compresa tra i 3 e i 6 decibel, rispetto a un veicolo di pari potenza con motore Diesel.
Figura 1.9: Confronto tra le emissioni di un motore Cursor 9 alimentato a gasolio e un Cursor 8 alimentato a LNG di IVECO.
Metano: gas effetto serra
Nonostante i numerosi pregi, il metano può essere anche dannoso per l’ambiente. Difatti costituisce uno dei più pericolosi gas serra, ovvero se non partecipa a nessuna reazione di ossidazione e viene disperso in atmosfera, si ferma nello strato più in alto e vi rimane per molti anni, contribuendo a formare uno strato di gas non penetrabile dalla riflessione dei raggi solari sulla terra. Ciò impedisce a parte dell’energia inviata dal sole di disperdersi nello spazio inducendo l’innalzamento della temperatura terrestre. La sua pericolosità risiede nel suo potenziale di riscaldamento globale che è 25 volte superiore a quello dell’anidride carbonica, nonostante permanga nell’atmosfera per un tempo più ridotto (12 anni rispetto ai 500 della CO2). Questa è una delle ragioni che obbliga ad avere la massima attenzione
nel trasporto della materia, e la riduzione massima delle perdite per incombusti allo scarico per non incorrere in danni sia economici che ambientali[20].
1.4 LNG
Il GNL nasce in seguito all’ampliamento del mercato del GN quando cominciano a essere economicamente gravosi e lenti gli scambi mediante metanodotti. Le distanze di un mercato sempre più vasto evidenziano l’incapacità dell’infrastruttura di soddisfare la domanda nei tempi richiesti. Non solo, il GNL consente di poter far affidamento su di una fonte energetica diversificata rispetto a quella proveniete dai principali metanodotti importatori.
In questo modo si assicura una nuova strada di approvvigionamento per il paese, che riuscirebbe ad usuffruire del GN anche qualora i grandi metanodotti venissero chiusi. Nella figura 1.10 sono evidenziati gli scambi di GN nel mondo. Si nota come, anche se lo scambio con LNG sia relativo ad un quantitativo minore di risorsa rispetto al trasporto con i metanodotti, allo stesso tempo riesce a collegare punti geograficamente più distanti tra loro.
Figura 1.10: Scambi di Gas Naturale nel mondo. In rosso sono evidenziati gli scambi mediante metanodotti, mentre in blu quelli tramite la tecnologia dell’LNG [3].
Per trasporti su lunghe distanze occorre affidarsi ad un metodo di trasporto differente. Il gas viene raffreddato al di sotto dei 111,15 K, ovvero sotto la temperatura di ebollizione alla pressione ambiente; in queste condizioni il metano passa allo stato liquido riducendo di circa 600 volte il suo volume specifico. Il GNL possiede per su natura caratteristiche del tutto simili al metano puro, essendo costituito da esso in grandissima parte, tuttavia la sua composizione è fortemente dipendente dalla provenienza.
La possibilità di convertire il gas naturale in LNG rende questo carburante una fonte energetica ideale in quanto può essere facilmente gestita e utilizzata in maniera compatta, permettendo l’accesso a grandi risorse naturali a livello mondiale.
La storia La tecnologia della liquefazione del gas naturale nasce al livello industriale
nel 1873 grazie al lavoro dell’ingegnere tedesco K. Von Linde che costruisce la prima macchina frigorifera a compressione. In seguito, nel 1912, viene installato in Virginia il primo impianto sperimentale per lo stoccaggio del GNL. Sempre negli USA, nel 1941, sorge il primo impianto commerciale di liquefazione e stoccaggio in serbatoi a pressione atmosferica. Nel 1959 salpa dalla Louisiana la Methane Pioneer, la prima nave metaniera, con direzione il Regno Unito. Da quel momento cominciano a sorgere le prime tratte commerciali di GNL e con esse i primi terminali di liquefazione e rigassificazione. Nasce il vero e proprio mercato globale del Metano liquido, destinato a crescere sino ai nostri giorni.
1.4.1 La filiera
Il GNL non è un prodotto economico. Il tempo che intercorre tra il momento dell’estrazione dal giacimento e quello del consumo è molto lungo e richiede numerosi passaggi ognuno dei quali ha un costo associato.
Ci si concentrerà in questo lavoro esclusivamente sui passaggi relativi al percorso dell’LNG utilizzato come combustibile per camion, tralasciando quelli per il consumo di gas.
Figura 1.11: Schema dei principali step della filiera del metano
Estrazione La fase di estrazione presuppone la localizzazione di un sito idoneo.
L’inda-gine è supportata da studi geologici e geofisici, rilevazioni sismiche, analisi del territorio e perforazioni esplorative. La ricerca di giacimenti di GN non è un’operazione isolata, ma rientra in una più globale attività di ricerca degli idrocarburi senza distinzione di specie, considerando anche il fatto che spesso diverse tipologie possono coesistere nel medesimo deposito. Solo dopo aver individuato un giacimento ci si accerta della natura del sito. La fase di estrazione risulta abbastanza agevole per il gas che spesso è intrappolato nel sottosuolo ad elevate pressioni e che quindi viene in superficie spontaneamente una volta completata la fase di trivellazione. Il gas a questo punto viene raccolto e inviato mediante un metanodotto al terminale di liquefazione.
Liquefazione Come già detto in precedenza, prima di operare la liquefazione, il gas
naturale estratto viene sottoposto a diversi trattamenti per eliminare le impurità e le altre specie gassose:
• Sostanze inerti alla combustione come l’azoto vengono eliminate prima di qualsiasi utilizzo del GN), sia liquido che gassoso, per rendere la miscela più infiammabile e quindi meglio adatta alle applicazioni industriali.
• L’anidride carbonica viene estratta preliminarmente a causa della sua possibile solidificazione in fase di liquefazione. La creazione di elementi solidi potrebbe danneggiare le unità operative dell’impianto. Viene generalmente considerata uno scarto di processo e smaltita.
• Gli idrocarburi (etano, butano, propano) più pesanti del metano vengono recuperati e venduti come materia prima o come carburante all’industria petrolchimica. • L’elio è considerato un prodotto secondario del processo. Il suo valore commerciale
risulta trascurabile.
• Il solfuro d’idrogeno e il mercurio (Hg) sono invece considerati contaminanti nocivi e devono essere rimossi prima di qualsiasi utilizzo del GN.
Il processo di liquefazione si basa su due cicli di riferimento: il ciclo Linde e il ciclo Claude. Sulla base di questi due si sono sviluppati nel tempo diverse tipologie impiantistiche la cui descrizione nel dettaglio non fa parte del lavoro di questa tesi. Si vuole comunque fornire delle informazioni di base riguardo i cicli di riferimento per meglio capire la condizione termodinamica che si deve raggiungere per avere il metano allo stato liquido. Nel ciclo
Figura 1.12: Ciclo Linde (a) e ciclo Claude (b)[9].
di Linde il gas naturale viene fatto entrare in un compressore a più stadi interrefrigerati (lo scambio di calore avviene con un fluido esterno ausiliare) e portato ad alta pressione; successivamente in uno scambiatore di calore recuperativo viene preraffreddato mediante la cessione del calore ad un fluido in controcorrente costituito dalla frazione non liquefatta del GN precedentemente trattato. In uscita dallo scambiatore il flusso incontra una valvola di laminazione a seguito della quale si crea una piccola frazione di liquido che viene raccolto in un separatore. La frazione non condensata viene reinviata nello scambiatore di calore recuperativo dove assorbe il calore della miscela in ingresso, per rientrare poi nuovamente nel ciclo.
Il ciclo Claude differisce dal precedente per la presenza di un’espansore in parallelo al percorso principale. Le espansioni, quindi, sono gestite in questo caso non solo con tra-sformazioni isoentalpiche, ma anche mediante una ideale isoentropica (reale politropica). Parte del gas in uscita da un primo scambiatore di calore viene fatto espandere in turbina causando una diminuzione di temperatura e successivamente fatto passare in un secondo scambiatore per lavorare in controcorrente raffreddando la portata principale; il lavoro estratto dall’espansore contribuisce alla diminuizione dell’energia spesa in fase di compres-sione. In uscita dal secondo scambiatore la portata principale entra nuovamente all’interno
di una valvola di laminazione a seguito della quale si separa il liquido dal gas, esattamente come nel ciclo Linde.
E’ chiaro, a questo punto, quanto sia energeticamente dispendioso ottenere anche solo una piccola frazione di metano liquido.
Trasporto La fase di trasporto per LNG avviene principalemente via mare; meno
fre-quentemente via terra, mediante mezzi dotati di serbatoi criogenici. Vanno però comunque conteggiate in questo frangente tutte le fasi di trasporto che interessano il metano gassoso prima della liquefazione, quindi dal momento dell’estrazione fino alla liquefazione nel sito. Dal sito di prelievo il metano estratto viene trasportato dal giacimento alla costa dove sono ubicati i terminali di liquefazione; questa operazione tuttavia, così come la distribuzione di GN sul territorio, avvenendo mediante metanodotti, senza la necessità di accumulo e senza intasare il traffico in superficie. In seguito al passaggio di fase il metano viene caricato su navi metaniere, ovvero navi appositamente costruite per accogliere il fluido criogenico e mantenerlo nelle condizioni liquide per tutta la durata del viaggio, e spedito ad un secondo terminale adatto ad accoglierlo.
Le navi metaniere sono anch’esse alimentate da metano, spesso attraverso il recupero dei Boil-Off Gas, BOG, ovvero di quella parte di metano che, a causa del non perfetto isolamento dei serbatoi, evapora indesideratamente. Il carico di BOG dipende dalle con-dizioni operative e dalla progettazione dei dispositivi. La produzione eccessiva di vapori nel serbatoio produce un’innalzamento della pressione nel serbatoio che devono essere continuamente eliminati per ragioni di sicurezza. Nelle navi metaniere i BOG sono utilizzati per l’alimentazione dei motori marini. Ciò le rende un mezzo di trasporto più pulito rispetto ad altre tipologie di navi che utilizzano combustibili più dannosi.
Una nave metaniera trasporta mediamente 130.000 m3 di metano liquefatto che
cor-rispondono a 78 milioni di metri cubi allo stato gassoso. Tutta la ragione di esistere del GNL risiede proprio in questo rapporto fortemente vantaggioso che consente di trasportare con il medesimo strumento 600 volte il volume di carico. Arrivato a destinazione il GNL viene scaricato nel terminale di importazione, dove può essere rigassificato e immesso, con adeguate caratteristiche di temperatura e pressione, nella rete di distribuzione locale. In alternativa il GNL può essere venduto ancora liquefatto, trasportato via terra nelle stazioni di rifornimento per l’uso diretto.
Il trasporto del metano mediante questa tecnologia è un processo relativamente sicu-ro: l’LNG, se versato in acqua, galleggia ed evapora immediatamente senza lasciare residui, avendo una densità tra i 0,4 e 0,5 kg/L (a seconda delle temperature) minore rispetto all’acqua. Le operazione di pulizia del metano prima del processo di liquefazione consente in caso di incidente di perdere una miscela quasi pura di solo metano. Inoltre la sua evaporazione non controllata è pericolosa solo se si miscela con aria in concentrazioni che vanno dal 5% al 10%, limitando così le problematiche e i pericoli dovuti a combustioni indesiderate.
Distributori di LNG Una volta giunto a destinazione LNG viene caricato su camion
Figura 1.13: Focus sulla filiera del metano liquido come combustibile veicolare dal sito di liquefazione fino al consumo[12].
1.4.2 Settore dei trasporti
Il settore dei trasporti rappresenta una delle principali voci nel bilancio globale delle emissioni di GHG. Ancora oggi la principale fonte di sostentamente è il petrolio la cui domanda globale vi confluisce per più di metà. Nel campo automobilistico, la spesa energetica relativa ai trasporti è destinata a crescere drammaticamente, sopratutto in relazione alle economie in ascesa dei paesi in via di sviluppo che inducono all’aumento del numero di veicoli personali.
Per far fronte ad uno scenario di questo tipo e alla necessità di ridurre al contempo le emissioni, è in atto una vera e propria rivoluzione della mobilità che punta verso un uso più responsabile dei mezzi di trasporto, risultato delle campagne di sensibilizzazione delle masse al problema energetico sulla scia della transizione energetica. La rivoluzione include fenomeni sociali e innovazioni tecniche: veicoli ad alta efficienza, elettrici, ibridi, combustibili alternati, ma anche condivisione dell’auto, promozione dei mezzi pubblici e politiche di ostacolo nei confronti del mezzo personale.
Il GN è uno dei migliori risultati ottenuti con la ricerca di combustibili alternativi poichè permette di rimpiazzare nelle prestazioni e nelle applicazioni sostanze più inquinanti, come benzina e diesel, e allo stesso tempo risulta più performante nell’ambito delle emissioni. Oltre a queste principali caratteristiche il GN possiede numerosi altri elementi che lo rendono preferibile.
• E’ una sostanza ampiamente diffusa, disponibile e commerciabile in grandi quantità; • esistono tecnologie ormai mature per la sua sintesi mediante processi industriali nelle forme di biogas e biometano. Ciò lo rende, tra le fonti fossili, l’unica ad avere anche un carattere rinnovabile4;
• il costo del combustibile è molto contenuto e meno soggetto alle fluttuazioni del mercato;
• permette una riduzione dei GHG e la sua combustione produce meno emissioni rispetto ad altri tipi di carburanti;
• possiede un elevato potere calorifico;
• la temperatura di autoaccenzione è doppia rispetto agli altri percui risulta più sicuro in relazione a possibili incendi;
4Per fonte rinnovabile si intende una forma di energia che si rigenera in tempi brevi se confrontati con i
• il potere antidetonante del metano ne consentono l’uso in motori dal rapporto di compressione più spinto, e pertanto più efficienti di analoghi con flcomp inferiore;
• può essere utilizzato come CNG o LNG.
Per affermarsi sul mercato come combustibile alterantivo, il metano ha dovuto abbattere tre grandi ostacoli: l’alto costo dei dispositivi di conversione da installare sul veicolo, la bassa considerazione dei consumatori e la scarsa rete di stazioni di rifornimento. Si sono susseguiti nel corso degli anni provvedimenti politici che hanno alternativamente incentivato o meno l’uso dei veicoli alimentati a metano, sino alla svolta definitivamente positiva degli anni ’90 in cui le politiche fiscali, gli incentivi, le norme ecologiche e sanitarie, ma soprattutto la produzione di auto a metano di serie e la diffusione sul territorio nazionale di stazioni di servizio, hanno permesso di mantenere bassi i costi alla pompa e rendere competitiva questa tecnologia. Ciò ha sancito definitivamente l’affermazione sul mercato del metano come combustibile per autotrazione.
Incentivata dalla presenza di una rete molto fitta di distribuzione, l’Italia è il paese che meglio ha accolto questa tecnologia, riducendo la relativa tassazione in modo da avere un prezzo alla pompa dal 60% al 40% inferiore rispetto alla benzina. Non a caso l’Italia possiede da sola più del 70% della totalita di veicoli NG europei e più di un terzo delle relative stazioni di rifornimento[10].
La diffusione dei veicoli a metano non è avvenuta solo in Italia, ma in tutto il mondo soprattutto nel mercato latino-americano dove molte sono le auto riconvertite a GN in linea con la tendenza di ridurre la dipendenza energetica dai paesi del medio oriente e le emissioni inquinanti.
Il numero di veicoli presenti al mondo alimentati a gas naturale si aggira attorno ai 22 milioni[2] distribuiti per la maggior parte come mostrato in figura 1.14. Negli Stati Uniti sono presenti circa 6000 veicoli LNG di cui il 75% è rappresentato da camion mentre il restante 25% da autobus; 209 è invece il numero dell relative stazioni di rifornimento LNG. La cina ha una popolazione di veicoli alimentati a gas naturale superiore a un milione di esemplari con una forte crescita del numero dei camion LNG: 100,000 mezzi pesanti, 60,000 camion and 40,000 autobus [16]. L’europa si mantiene in coda a questi numeri con 1500 camion a LNG alla fine del 2015.
Proprietà LNG Diesel Benzina LPG
Densità (kg/m3) 438 835 720 505/530
(1 bar, -161°C) (1 bar, 15°C) (1 bar, 15°C) (1 bar, 15°C)
Punto di auto-ignizione °C 540 316 257 450-454
Flash Point °C -187 60 -45 -104
Punto di ebollizione °C -161 204 32 -42
Range di infiammabilità (%) 5-10 N/A 1.3-6 2.1-9.5
Potere Calorifico (MJ/kg) 50 40.9 43.6 46.1
Pressione di stoccaggio Atmosferica Atmosferica Atmosferica Pressurizzato
Tossico No Si Si No
Cancerogeno No Si Si No
Tabella 1.3: Confronto tra il metano liquido e i combustibili tradizionali in maggior uso nei veicoli stradali.
Figura 1.14: Numero di veicoli a metano presenti in circolazione nei dieci paesi con maggiore diffusione [2].
LNG vs CNG Al primordiale problema della bassa densità energetica del GN la prima
soluzione adottata è stata quella del Gas Naturale Compresso (CNG). Il gas viene portato a pressioni che vanno dai 200 a 250 bar in modo da ridurne il volume specifico e aumentarne la capacità di immagazzinamento a bordo dei veicoli. Tuttavia la compressione non riesce a ridurre il volume del gas abbastanza da permettere, a parità di volume, una buona autonomia del veicolo.
Figura 1.15: Rapporto di equivalen-za energetica tra un serbatoio Diesel, uno per CNG e uno per GNL. Analizzando i dati dei consumi si può stabilire la
relazione di equivalenza tra un litro di diesel e 5 litri di CNG. Ciò comporta, a parità di viaggio, la neces-sità di un volume del serbatoio per un CNG cinque vole più grande di uno a trasporto liquido. Questa caratteristica esclude completamente la tecnologia del GN per l’alimentazione di veicoli pesanti poichè, a causa dell’elevato ingombro e peso delle bombole, si ridurrebbe troppo il volume utile di carico, che invece deve essere massimizzato per il tipo di sfruttamento di questi mezzi.
Nel cercare di sfruttare le caratteristiche di basse emissioni del combustibile anche in questo settore veicolare, entra in gioco l’LNG. La densità del me-tano liquido è di 435 Kg/m3(T=100 K, P=1 bar)
rispetto a 175 Kg/m3per il CNG a 200 bar. Ciò significa che un veicolo alimentato a LNG
può percorrere fino a 2,4 volte la distanza del medesimo veicolo alimentato a CNG o detto in altri termini, per una data tipologia di mezzo, un veicolo a motore LNG richiede un serbatoio fino a 2,4 volte più piccolo rispetto ad un CNG.
La tecnologia del metano liquido, a differenza di quello compresso, si presta molto bene a veicoli pesanti e molto poco alle applicazioni su automobili, che anche soffrendo molto la
riduzione di spazio dovuto alle bombole ingombranti in caso di CNG, sono caratterizzati da tempi di inattivatà molto più lunghi con il rischio di elevati BOG se alimentati a LNG. Basandosi sull’esperienza del mercato di CNG ci si aspetta che anche per il mercato dell’LNG per autotrazione, sia richiesta una standardizzazione riguardante la qualità del gas da fornire, in modo da definire in maniera univoca l’interazione tra il combustibile e le tecnologie dei motori.
1.4.3 Carburante per camion: stato dell’arte
L’esperienza dei veicoli alimentati a GN è iniziata per i mezzi pesanti attraverso la conversione di camion dal funzionamento diesel al funzionamento in modalità dual fuel (diesel e NG). In figura 1.16 è visibile la distribuzione iniziale dei veicoli alimentati a LNG mentre in figura 1.17 è visibile l’andamento della diffusione dei veicoli LNG in Italia. Oggi nel mercato sono invece presenti veicoli NG di fabbrica, con stoccaggio di combustibile nel serbatoio in forma liquida. Ne sono di esempio modelli Stralis IVECO e modelli SCANIA con motori a scoppio dedicati per l’alimentazione 100% a GN e VOLVO con motori dual fuel con GN al 70%.
Figura 1.16: Distribuzione della popolazione dei camion del 2013, di fabbrica o convertiti, alimentati a metano liquido in europa [12].
È importante considerare che nelle tecnologie odierne, un motore alimentato a LNG non è così diverso da uno a CNG. L’unica modifica del sistema è lo stoccaggio di un fluido con densità energetica superiore, ma dal punto di vista funzionale il combustibile è ancora iniettato solo in fase gassosa. I serbatoi criogenici sono dei contenitori di acciaio inossidabile con l’isolamento prodotto dal vuoto tra la camera interna e quella esterna. Possono essere mantenuti leggermente in pressione, per permettere uno stoccaggio con temperature meno rigide, ma comunque ben al di sotto dei valori delle pressioni delle bombole per il CNG. Una volta abbandonato il serbatoio criogenico, il combustibile entra in uno scambia-tore di calore dove viene vaporizzato. In seguito al passaggio di fase un regolascambia-tore di pressione modifica le condizioni in modo da renderle adatte a quelle richieste in ingresso del motore. L’immagine 1.18 descrive in termini generali i principali dispositivi coinvolti in entrambe le tecnologie: la tecnologia LNG sul lato sinistro e la tecnologia CNG nel lato destro. Le condizioni di iniezione dei due tipi di alimentazione sono esattamente le stesse. Non ci sono al momento, se non in via puramente sperimentale, applicazioni di iniezione diretta o indiretta di metano liquido.
Figura 1.17: Andamento della presenza di veicoli LNG nella flotta di mezzi pesanti italiana.
I motori per camion alimentati a GN sono costruite secondo diverse tecnologie che soffrono più o meno le differenze nella qualita’ dei gas. In generale i motori dual fuel sono più sensibili alla variazione delle specifiche del gas rispetto ai motori a scintilla in temini di detonazione, per questo è bene che vengano standardizzate al più presto le caratteristiche dl LNG da fornire nelle stazioni di servizio.
Inoltre i motori, a seconda della progettazione, operano sotto diverse condizioni. Si individuano tre principali tipologie di motori:
• Motori ad accensione comandata alimentati a gas naturale in modalità di combustio-ne stechiometrica: sono caratterizzati da una miscela aria combustibile omogecombustio-nea stechiometrica, mantenuta tale mediante il controllo di un sensore lambda sui gas di scarico.
• Motori ad accensione comandata alimentati a gas naturale in modalità di combustione magra: sono caratterizzati dall’alimentazione stratificata. Richiede l’utilizzo di una precamera di combustione in cui viene iniettata una miscela stechiometrica nella quale far avvvenire la prima pare della combustione che invece prosegue con un forte eccesso d’aria nella camera di combustione del cilindro. In alternativa l’iniezione diretta deve essere condotta con induzione di turbolnza per velocizzare il processo, che altrimenti risulterebbe troppo lento.
• Motori ad accensione spontanea dual fuel (NG-Diesel). Questa tipologia di motori ha la capacità di bruciare due combustibili differenti nel medesimo momento, utilizzando il diesel come innesco della combustione per il gas naturale. La percentuale della sostituzione del diesel in questi motori varia molto con la tipologia e con le condizioni di funzionamento.
In generale si parla di efficienze maggiori e minori emissioni allo scarico per i motori a combustione magra rispetto a quelli con combustione stechiometrica. Tuttavia, questi
ultimi sono spesso dotati di catalizzatori a tre vie (TWC), che ossidano il CO e HC mentre riducono NOx e possono lavorare ad alta efficienza solo con le condizioni operative imposte da una combustine stechiometrica. A causa del forte eccesso di aria i TWC non possono essere usati nei motori a combustione magra, dove invece sono utilizzati catalizzatori ossidanti, per CO e HC in combinata con altri sistemi per trattare gli NOx. Per i motori dual fuel, invece, le norme antinquinamento prevedono l’installazione a bordo di strumentazioni per l’abbattimento delle emissioni similari a quelli installati nei veicoli con motori diesel, quindi riduttori catalitici selettivi (SCR), ossidatori catalitici e filtri antiparticolato.
In ogni caso i motori alimentati a GN, equipaggiati da piccoli impianti ausiliari, riescono a mantenere il livello di emissioni di NOx inferiore ai limiti imposti dall’EURO IV.
Figura 1.18: Confornto tra i dispositi coinvolti nell’alimentazione CNG o LNG di un motore per camion [12]: 1-Serbatoio Criogenico per LNG; 2-Vaporizzatore; 3-Regolatore di pressione; 4,7-Iniettori NG; 5-Serbatoi in pressione per CNG; 6-Regolatore di pressione; 8-ECU (Electronic Control Unit).
Stazioni di rifornimento LNG Le stazioni di rifornimento possono essere di tipo LNG
o C-LNG. La differenza tra i due risiede nella tipologia di prodotto disponibile alla pompa, ovvero nel primo caso essenzialmente LNG, mentre nel secondo CNG o LNG a seconda della necessità.
Le stazioni a LNG sono composte principalmente da un vaporizzatore, un serbatoio criogenico LNG e da un distributore. La capacità dell’area di servizio è generalmente una funzione del suo utilizzo: può andare da 10 a 70 m3di GNL per sopperire al rifornimento
da 30 a 200 camion, con pressioni di esercizio da 3 a 20 bar.
Una stazione L-CNG è una classica stazione CNG con la differenza che il gas provie-ne da un serbatoio di GNL. Il liquido vieprovie-ne compresso a più di 200 bar quindi, una volta pressurizzato, è vaporizzato e riscaldato per ottenere gas ad alta pressione. Il gas viene
odorizzato (se richiesto in base alle normative nazionali) e conservato in recipienti ad alta pressione prima di essere consegnato. Un secondo modo per ottenere CNG da un serbatoio LNG è la diretta vaporizzazione in uscita dal serbatoio, per poi essere odorizzato e infine compresso mediante un compressore standard. Nello stesso sito è possibile parallelamente rifornirsi di LNG.
Il primo distributore di LNG nato in Italia è quello di Piacenza inaugurato nel 2014 precedendo di poco la stazione analoga di proprietà ENI a Pontedera nell’area di servizio Eni sulla Firenze-Pisa-Livorno. Altre stazioni già esistenti in Italia sono quelle di Gera Lario(Como), Novi Ligure (Alessandria), Castel San Pietro (Bologna), e Macerata.
Figura 1.19: Struttura di una stazione di rifornimento C-LNG[11].
Oggi sono presenti diverse stazioni di rifornimento che operano secondo svariate variazioni impiantistiche. Nasce di conseguenza la problematica di come gestire il rifornimento delle aree di servizio che in prospettiva di una rete sempre più fitta possono distare dai terminale dei GNL anche diversi chilometri. La capillarità delle stazioni di rifornimento LNG può essere non eccessivamente estesa e non considerare la totalità del territorio nazionale, considerando l’elevata autonomia dei mezzi e che questi affronteranno viaggi sulle principali direttrici stradali tralasciando quasi del tutto il traffico su strade minori.
Le zone più prossime ai terminali di importazione vengono rifornite con camion carichi di LNG prelevato dalla costa. In Italia tuttavia non esiste ancora un vero e proprio terminal portuale capace di accogliere la totalità di LNG da importare; si preferisce rigassificare il metano in impianti offshore collegati a terra tramite condotte dovendo così rifornire molte stazioni (Piacenza) tramite camion provenienti dalla Spagna.
Le stazioni di rifornimento più distanti, sotto le adeguate valutazioni economiche conside-rando anche le efficienze di impianti di piccola scala, possono pensare di rifornirsi di metano gassoso dalla rete nazionale e liquefarlo successivamente con piccoli impianti locali. Questa soluzione si colloca alla perfezione all’interno delle filiere di BLG che possono alimentare trattori e mezzi di servizio nella zona di produzione delle biomasse, e rifornire allo stesso tempo stazioni di servizio periferiche.
LNG Blue Corridors Nell’identificazione delle posizioni strategiche delle stazioni di
delle distanze, delle direttrici principali di viabilità garantendo la presenza, all’interno delle distanze percorribili con un pieno, di altre stazioni di rifornimento.
Questo progetto, partito nel maggio del 2013, terminerà nel 2018 dopo alcune fasi di sviluppo, standardizzazione e messa in opera di un rete di trasporto stradale basata su mezzi pesanti alimentati a metano liquido. Il progetto prevede 4 arterie principali che si snodano nel Nord-Europa visibili nell’immagine 1.20. Il progetto si concentra nella ricerca di sviluppi nell’uso di questa tecnologia, attività dimostrative, ma soprattutto nella definizione di parametri standard per incentivare l’ampliamento del relativo mercato.
Figura 1.20: Lo sviluppo geografico delle quattro principali direttrici di sviluppo del progetto LNG Blue Corridors.
