Analisi tecnico-economica di impianti con ciclo Joule-Brayton inverso per la liquefazione di metano

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UNIVERSITÀ DI PISA

SCUOLA DI INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA ENERGETICA

TESI DI LAUREA MAGISTRALE

Analisi tecnico-economica di impianti con ciclo Joule-Brayton inverso per la micro-liquefazione di metano

Relatori: Candidato:

Prof. Romano Giglioli Anthea Cecchini Prof. Marco Antonelli

Ing. Andrea Baccioli Ing. Gianluca Pasini

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II

Abstract

Il gas naturale è al terzo posto nei consumi energetici mondiali ed è la fonte fossile con le migliori prospettive di crescita. I motivi di tale andamento positivo sono da ricercarsi nei benefici che si potrebbero ottenere grazie alla sostituzione degli altri combustibili fossili con questa risorsa. Alcuni dei vantaggi sono le ridotte emissioni di inquinanti, l’affidabilità e la sicurezza di approvvigionamento.

Risulta sempre più opportuno, quindi, investire nello sviluppo di nuovi usi del gas naturale. La liquefazione di suddetto combustibile in impianti di piccola taglia offre la possibilità di inserire il gas naturale liquefatto (GNL) all’interno di nuovi mercati difficili da raggiungere con i soli grandi terminali esistenti, quali il settore dei trasporti pesanti, la propulsione navale e le utenze off-grid.

La presente ricerca si propone di studiare impianti di liquefazione di metano attraverso cicli Joule-Brayton inversi con l’obiettivo di effettuare analisi di carattere tecnico-economico. In merito all’analisi termodinamica è stato investigato un parametro caratteristico dell’efficienza degli impianti, il cosiddetto consumo specifico, valutando la possibilità di integrare dei chiller ad assorbimento per migliorarne le prestazioni. Tale analisi è stata eseguita attraverso la creazione di modelli, simulati e ottimizzati tramite il software Aspen HYSYS. Per quanto concerne l’analisi economica, invece, essa è stata realizzata sulla base di stime dei costi degli impianti analizzati, al fine di ricavare i possibili prezzi del gas naturale liquefatto prodotto così da valutarne la permanenza sul mercato.

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III

Indice

1. INTRODUZIONE ... 1

1.1 Il gas naturale ... 1

1.2 Il gas naturale liquefatto ... 3

1.2.1 Il mercato e le destinazioni d’uso del GNL ... 4

2. LA LIQUEFAZIONE DEL GAS NATURALE ... 10

2.1 I sistemi di liquefazione del gas naturale ... 10

2.1.1 Sistemi per impianti industriali ... 13

2.1.1.1 Processo C3-MR ... 13

2.1.1.2 Processo DMR ... 14

2.1.1.3 Processo POCLP ... 15

2.1.2 Sistemi per impianti Micro-Scale ... 18

2.1.2.1 Processo PRICO ... 19

2.1.2.2 Processi interni ... 22

2.1.2.3 I processi ad espansione di azoto ... 26

3. SISTEMA DI LIQUEFAZIONE MICRO-SCALE A SINGOLA ESPANSIONE DI AZOTO ... 35

3.1 Descrizione dei modelli dei cicli inversi ... 35

3.2 Creazione dei modelli tramite Aspen HYSYS... 38

3.3 Analisi Termodinamica ... 45

3.4 Risultati dell’analisi termodinamica ... 47

3.4.1 Risultati dell’analisi termodinamica degli impianti senza ricircolo di metano ... 47

3.4.2 Risultati dell’analisi termodinamica degli impianti con ricircolo di metano ... 59

3.4.3 Eliminazione dello stadio di compressione del metano ... 72

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IV

4 SISTEMA DI LIQUEFAZIONE A SINGOLA ESPANSIONE DI AZOTO

INTEGRATO CON CHILLER AD ASSORBIMENTO ... 87

4.1 Descrizione dei modelli dei cicli inversi integrati con chiller ad assorbimento ... 87

4.2 Creazione dei modelli tramite Aspen HYSYS... 91

4.3 Analisi termodinamica ... 94

4.4.1 Risultati degli impianti con preraffreddamento dell’azoto e del metano in ingresso allo scambiatore di calore multi-flusso e aumento dell’inter-refrigerazione del metano negli stadi di compressione ... 96

4.4.2 Risultati degli impianti con preraffreddamento dell’azoto e del metano in ingresso allo scambiatore di calore multi-flusso e aumento dell’inter-refrigerazione del metano e dell’azoto negli stadi di compressione ... 110

4.4.3 Risultati degli impianti con preraffreddamento dell’azoto in ingresso allo scambiatore di calore multi-flusso ... 124

4.4.4 Consumi specifici degli impianti... 136

4.5 Discussione dell’analisi termodinamica ... 138

5 RECUPERO TERMICO DA GAS ESAUSTI ... 143

5.1 Descrizione del modello del ciclo inverso integrato con chiller ad assorbimento alimentato dai gas esausti di microturbine ... 144

5.2 Creazione del modello tramite Aspen HYSYS ... 146

5.3 Analisi termodinamica ... 150

5.5 Discussione dell’analisi termodinamica ... 153

6. ANALISI ECONOMICA ... 155

6.1 Costo degli impianti ... 157

6.1.1 CEPCI... 166

6.2 Risultati delle analisi economiche ... 166

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V

6.2.2 LCOL ... 171

6.4 Discussione dell’analisi economica ... 176

7 CONCLUSIONI ... 183

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VI

Indice delle figure

Figura 1 Consumo, produzione e riserve del gas naturale 2017 [1] ... 2

Figura 2 Capacità di liquefazione mondiale 2017 [1] ... 5

Figura 3 Andamento dei prezzi del GNL [3] ... 6

Figura 4 Emissioni CO2 [4] ... 7

Figura 5 Ciclo a refrigerante misto [7] ... 11

Figura 6 Ciclo in cascata [7] ... 11

Figura 7 Ciclo a singola espansione [7] ... 12

Figura 8 Ciclo C3-MR [9] ... 13

Figura 9 Ciclo DMR [9]... 15

Figura 10 Ciclo POCLP [9] ... 16

Figura 11 Ciclo MFC [9] ... 18

Figura 12 Ciclo PRICO [9] ... 20

Figura 13 Ciclo Linde [8] ... 23

Figura 14 Ciclo Claude ... 24

Figura 15Ciclo (a) Kapitza; (b) Heylandt; (c) Collins [12] ... 25

Figura 16 Ciclo a singola espansione [9] ... 26

Figura 17 Ciclo a doppia espansione [9] ... 28

Figura 18 Cicli ad espansione di azoto [14] ... 31

Figura 19 Impianto di liquefazione a singola espansione di azoto ... 36

Figura 20 Impianto di liquefazione a singola espansione di azoto con ricircolo della fase gassosa del metano ... 37

Figura 21 Aspen HYSYS Properties Component List ... 38

Figura 22 Aspen HYSYS Properties Fluid Packages ... 40

Figura 23 Schema impianto di liquefazione realizzato tramite Aspen HYSYS a) senza ricircolo della fase gassosa; b) con ricircolo della fase gassosa ... 41

Figura 24 Impianto di liquefazione del metano con pressione di ingresso di a) 1,5 bar; b) 15 bar; c) 40 bar ... 42

Figura 25 Impianto di liquefazione del metano con ricircolo della fase gassosa con pressione di ingresso di a) 1,5 bar; b) 15 bar; c) 40 bar ... 43

Figura 26 Curve complessive dello scambiatore multi-flusso ... 49

Figura 28 Impianti di liquefazione senza treno di compressione del metano a) senza ricircolo; b) con ricircolo ... 73

Figura 30 Curve complessive dello scambiator multi-flusso ... 79

Figura 31 Andamento del consumo specifico dell'impianto di liquefazione al variare della pressione a) di uscita b) di ingresso del metano ... 83

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VII

Figura 32 Andamento del consumo specifico dell'impianto di liquefazione con ricircolo del gas naturale al

variare della pressione a) di uscita b) di ingresso del metano ... 84

Figura 33 Andamento del consumo specifico al variare della pressione di uscita per impianti con ricircolo del metano ed ingresso a 40 bar ... 85

Figura 34 Impianto di liquefazione con refrigerazione sulla linea di compressione del metano... 89

Figura 35 Impianto di liquefazione con refrigerazione sulla linea di compressione dell'azoto ... 89

Figura 36 Impianto di liquefazione con preraffreddamento dell'azoto ... 90

Figura 40 Andamento del consumo specifico al variare della pressione di uscita del metano ... 138

Figura 41 Andamento del consumo specifico al variare della pressione di ingresso del metano ... 139

Figura 42 Consumi specifici per Pin=1,5 bar... 140

Figura 43 Consumi specifici per Pin=15 bar... 140

Figura 44 Consumi specifici per Pin=40 bar... 141

Figura 45 Impianto di liquefazione di metano, entrante a 1,5 bar, con recupero termico dai gas di scarico di microturbine a gas ... 145

Figura 46 Impianto di liquefazione di metano, entrante a 40 bar, con recupero termico dai gas di scarico di microturbine a gas ... 145

Figura 47 Curve complessi di scambio termico (a) per Pin 1,5 bar e Pout 1,5 bar; (b) per Pin 40 bar e Pout 6 bar ... 152

Figura 48 Coefficienti di scambio globale [22] ... 162

Figura 49 Costo specifico per gli scambiatori di calore multi-flusso [24] ... 165

Figura 50 LCOL relativo per Pin=1,5 bar e Pout=1,5 bar ... 176

Figura 51 LCOL relativo per Pin=1,5 bar e Pout=4 bar ... 177

Figura 52 LCOL relativo per Pin=1,5 bar e Pout=6 bar ... 177

Figura 53 LCOL relativo per Pin=15 bar e Pout=1,5 bar ... 178

Figura 54 LCOL relativo per Pin=15 bar e Pout=4 bar ... 178

Figura 56 LCOL relativo per Pin=40 bar e Pout=1,5 bar ... 179

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VIII

Indice delle tabelle

Tabella 1 Variabili scelte per l'impianto di liquefazione... 46

Tabella 2 Variabili scelte per l'impianto di liquefazione con ricircolo della fase gassosa del metano... 46

Tabella 3 Parametri dei compressori e dell'espansore ... 48

Tabella 4 Caratteristiche degli air cooler ... 48

Tabella 5 Caratteristiche dello scambiatore multi-flusso ... 48

Tabella 6 Caratteristiche dei compressori e dell'espansore ... 50

Tabella 22 Caratteristiche air cooler ... 56

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IX

Tabella 58 Caratteristiche air cooler ... 74

Tabella 75 Consumo specifico dell'impianto di liquefazione nelle varie condizioni IN-OUT ... 82

Tabella 76 Consumo specifico dell'impianto di liquefazione con ricircolo di metano nelle varie condizioni IN-OUT... 82

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X

(11)

XI

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XII

Tabella 159 Consumi specifici relativi alla pressione di ingresso del metano pari a 1,5 bar ... 136

Tabella 160 Consumi specifici relativi alla pressione di ingresso del metano pari a 15 bar ... 137

Tabella 161 Consumi specifici relativi alla pressione di ingresso del metano pari a 40 bar ... 137

Tabella 162 specifici relativi alla pressione di ingresso del metano pari a 40 bar senza compressore ... 138

Tabella 163 Composizione dei gas esausti in uscita dalla microturbina ... 148

Tabella 164 Variabili scelte per gli impianti di liquefazione integrati con chiller ad assorbimento alimentato con il calore dei gas esausti prevenienti da una microturbina a gas ... 151

Tabella 165 Potenze richieste dagli impianti ... 151

Tabella 166 Caratteristiche dello scambiatore di calore multi-flusso (a) per Pin 1,5 bar e Pout 1,5 bar; (b) per Pin 40 bar e Pout 6 bar ... 152

Tabella 167 Parametri dei compressori e dell'espansore ... 153

Tabella 168 Consumi specifici degli impianti di liquefazione ... 153

Tabella 169 Coefficienti per la stima del costo di compressori e turbine ... 157

Tabella 170 CEPCI [27] [28] ... 166

Tabella 171 Costi degli impianti senza integrazione di chiller ad assorbimento ... 167

Tabella 172 Costi degli impianti senza il treno di compressione del metano prima dell'ingresso nello scambiatore multi-flusso e senza integrazione di chiller ad assorbimento ... 168

Tabella 173 Costi degli impianti integrati con chiller ad assorbimento per preraffreddare metano e azoto e per aumentare l'inter-refrigerazione degli stadi di compressione del metano ... 168

Tabella 174 Costi degli impianti senza il treno di compressione del metano prima dell'ingresso nello scambiatore multi-flusso integrati con chiller ad assorbimento per preraffreddare metano e azoto e per aumentare l'inter-refrigerazione degli stadi di compressione del metano ... 169

Tabella 175 Costi degli impianti integrati con chiller ad assorbimento per preraffreddare metano e azoto e per aumentare l'inter-refrigerazione degli stadi di compressione del metano e dell’azoto ... 170

Tabella 176 Costi degli impianti integrati con chiller ad assorbimento per preraffreddare l’azoto in ingresso allo scambiatore multi-flusso ... 171

Tabella 177 LCOL 1,5 bar – 1,5 bar ... 172

Tabella 178 LCOL 1,5 bar - 4 bar... 172

Tabella 179 LCOL 1,5 bar - 6 bar... 172

Tabella 180 LCOL 15 bar - 1,5 bar... 173

Tabella 181 LCOL 15 bar - 4 bar ... 173

Tabella 183 LCOL 40 bar - 1,5 bar... 174

Tabella 186 LCOL 40 bar - 1,5 bar senza compressione del metano ... 175

Tabella 187 LCOL 40 bar - 4 bar senza compressione del metano ... 175

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1

1. INTRODUZIONE

1.1 Il gas naturale

Il gas naturale (GN) è stata l’ultima fonte fossile di energia ad affermarsi a livello globale. Grazie alla spinta dovuta ad una nuova conoscenza dei problemi ambientali, oggi esso è al terzo posto nei consumi energetici mondiali ed è la fonte fossile con le migliori prospettive di crescita. Dagli anni duemila al presente il consumo mondiale di gas è aumentato di oltre il 50%, crescendo da circa 2400 miliardi di metri cubi nel 2000 a circa 3700 miliardi di metri cubi nel 2017. Questo trend di crescita è visibile di anno in anno, tanto che, prendendo in analisi il solo 2016, la domanda globale di gas è aumentata del 3,3% in tutte le aree del mondo ad eccezione dell’America, che rimane tuttavia il maggior consumatore di gas naturale del pianeta. Un caso interessante di aumento dei consumi è rappresentato dalla Cina, dove nell’ultimo anno si è registrato un aumento dell’11% per merito delle battaglie contro il cambiamento climatico che incoraggiano il passaggio dal carbone a fonti più pulite. Per seguire la crescita di domanda, anche la produzione mondiale di gas naturale è aumentata seguendo all’incirca gli stessi trend dei consumi (+52% dal 2000; +3,6% dal 2016). I cinque maggiori paesi produttori sono, in ordine, Stati Uniti, Russia, Iran, Canada e Qatar. Suddetta classifica rispecchia a pieno la dislocazione delle riserve stesse di gas, basti infatti pensare che solo la Russia detiene il 25% di tutte le riserve mondiali. I paesi elencati, ad eccezione dell’Iran – sostituito con la Norvegia che produce ventisei volte tanto quanto consuma – rappresentano anche i principali esportatori di questa risorsa. Da queste nazioni vengono infatti esportati in totale circa 650 miliardi di metri cubi di gas naturale, cioè più del 50% del totale di tutta la risorsa esportata a livello globale, che ad oggi ammonta a circa 1200 miliardi di metri cubi. I principali importatori invece comprendono Germania, Giappone, Cina, Stati Uniti e Italia che, con i loro 480 miliardi di metri cubi, acquistano il 40% di tutto il gas naturale mondiale importato [1].

La figura 1 rappresenta lo scenario mondiale di consumo, produzione e riserve del gas naturale al 2017.

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Figura 1 Consumo, produzione e riserve del gas naturale 2017 [1]

Il gas naturale è il combustibile fossile più pregiato, è pulito e bruciando non produce residui o sostanze tossiche. Esso è composto da una miscela di idrocarburi, principalmente metano, la cui percentuale varia a seconda del sito di estrazione. Sono presenti inoltre altre sostanze gassose come anidride carbonica, azoto e idrogeno solforato, pertanto prima di essere avviato all'utilizzo, il gas naturale viene trattato in modo tale da eliminare questi elementi che lo rendono poco infiammabile, tossico e corrosivo. Ciò che resta è prevalentemente metano. Questo gas è, inoltre, incolore ed insapore.

Il gas naturale è utilizzato in molteplici campi, come ad esempio nella produzione di energia elettrica, nell’autotrazione e nei settori industriali e residenziali. La sua versatilità deriva in particolar modo dalla limitata concentrazione di elementi inquinanti che lo rendono un combustibile a basso impatto ambientale: in fase di combustione il metano produce anidride carbonica e ossidi di azoto in misura minore rispetto agli altri combustibili fossili.

Nonostante i benefici ottenuti dalla combustione del gas naturale, il suo utilizzo va comunque regolamentato. Il metano, in quanto “gas serra”, è dannoso per l'ambiente se disperso direttamente in aria. Per questo motivo, e per evitare lo spreco di risorse, è fondamentale che il metano sia estratto, trasportato e utilizzato diminuendone il più possibile le perdite. Oltre a quest’ultime, il problema della dispersione dei gas serra in atmosfera interessa anche tutte le applicazioni che presentano limitate quantità di gas naturale sfruttabile, come ad esempio piccoli pozzi, pozzi in cui il gas naturale è presente come risorsa

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secondaria o impianti per la produzione di biogas. Il recupero del gas attraverso metanodotti non è sempre possibile: devono essere dapprima valutate la fattibilità fisica delle reti di distribuzione e la loro convenienza economica. Quest’ultima in particolare viene raggiunta solo quando la quantità di metano è abbastanza elevata da giustificare gli ingenti costi di realizzazione. Una possibile soluzione per non rilasciare metano in aria risiede nel cosiddetto “gas flaring”, cioè nel bruciare a cielo aperto il gas inutilizzato. Tale pratica produce però notevoli quantità di anidride carbonica ed altre sostanze inquinanti che contribuiscono sensibilmente all’inquinamento atmosferico. Per questo motivo vengono sempre più incentivate applicazioni alternative che prevedano l’utilizzo anche di moderate quantità di metano, in modo da ridurre al minimo sia l’applicazione del “gas flaring”, sia i costi di attuazione rispetto alla costruzione dei metanodotti. La liquefazione in loco in piccoli impianti rappresenta una valida alternativa per il recupero di moderate quantità di gas naturale [2].

1.2 Il gas naturale liquefatto

Il gas naturale liquefatto (GNL) a pressione ambientale si ottiene dal gas naturale in seguito a processi di raffreddamento e condensazione fino alla temperatura di -164°C. Di conseguenza anche il liquido ottenuto è infiammabile, incolore, inodore, non corrosivo e non tossico.

La composizione del GNL è variabile a seconda di quella del gas naturale di partenza. Ciononostante, alla fine del processo di liquefazione, il prodotto ottenuto presenta una percentuale di metano pari ad almeno il 90%, a cui si aggiungono tracce di etano, propano, butano e azoto, risultando così la forma del gas naturale più pulita. La densità è dipendente da temperatura e pressione e vale in condizioni standard 450 𝑘𝑔

𝑚3. Ne deriva il principale

vantaggio di tale trasformazione di forma: per la stessa quantità di gas, il volume occupato dal GNL è circa 600 volte inferiore al volume della stessa quantità in forma gassosa. Questa caratteristica ha promosso lo sviluppo del GNL in quanto ne favorisce il trasposto e la commercializzazione. Il gas naturale liquefatto prodotto deve essere stoccato e trasportato in serbatoi criogenici, in modo tale da evitare il più possibile innalzamenti di temperatura e la sua conseguente ebollizione.

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1.2.1 Il mercato e le destinazioni d’uso del GNL

Negli ultimi vent’anni, il gas naturale liquefatto ha acquisito un ruolo sempre più importante all’interno del mercato del gas naturale. Dati relativi al 2017 [1] mostrano che, dagli anni duemila la quantità di GNL commercializzata è quasi triplicata, passando da 165 miliardi di metri cubi a 467 miliardi di metri cubi. Con queste cifre, il gas naturale liquefatto rappresenta all’incirca il 33% del mercato totale di gas naturale.

I maggiori paesi produttori ed esportatori di GNL sono Qatar, Australia, Nigeria, Algeria e Stati Uniti. Questi paesi, presi in considerazione nella loro totalità, costituiscono quasi il 60% del mercato mondiale di gas naturale liquefatto.

Il Qatar – che negli ultimi due decenni ha visto una crescita di produzione enorme – ha, ad oggi, una capacità di liquefazione superiore a 105 miliardi di metri cubi l’anno, conquistando così più del 20% dell’intero mercato. La produzione di GNL dell’Australia invece, grazie ai nuovi impianti di liquefazione adottati, ha subito un notevole aumento. Il paese è passato da produrre 10 miliardi di metri cubi nel 2010 a circa 88 miliardi di metri cubi nel 2017, diventando così il secondo produttore a livello mondiale.

L’aumento di liquefazione del gas naturale offre il vantaggio di accrescere la quantità di gas utilizzabile, rendendo così la sua fornitura molto più sicura.

La figura 2 mostra la ripartizione su scala mondiale della capacità di liquefazione del gas naturale, mettendo in evidenza anche con quali percentuali suddetto gas sia liquefatto dalle maggiori società del settore, quali Chevron, ConocoPhillips, Eni e Shell.

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5

Figura 2 Capacità di liquefazione mondiale 2017 [1]

I paesi importatori di GNL sono suddivisi principalmente tra Asia, America ed Europa. L’Asia, grazie ai contributi di Giappone, Sud Corea e Cina, importa da sola più del 50% di tutto il gas naturale liquefatto sul mercato. Per quanto concerne America ed Europa, i maggiori acquirenti si identificano in Messico, Spagna e Regno Unito.

La maggior parte del GNL sul mercato è commercializzato con prezzi legati all’andamento dei prodotti petroliferi e con contratti a lungo termine che spesso includono vincoli di destinazione e obblighi di ritiro minimo. La Figura 3 mostra l’andamento dei prezzi del

GNL, espresso in $

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Figura 3 Andamento dei prezzi del GNL [3]

Il livello dei prezzi del GNL sui mercati europei – i quali usano generalmente come hub di riferimento l’indice NBP inglese, TTF olandese o WGI SWE dell’Est Europa – è sempre stato inferiore a quello dei mercati asiatici. Tuttavia, come si vede in figura, negli ultimi anni il gap esistente tra i due ha avuto la tendenza ad azzerarsi. Il prezzo del gas naturale liquefatto sul mercato americano, vista la crescita della produzione di Shale‐Gas, risulta stabilmente inferiore agli altri [4].

Con Shale-Gas si intende un gas composto da idrocarburi contenuto all’interno delle rocce scistose. Lo sfruttamento di questa fonte non convenzionale, presente in grande quantità negli Stati Uniti, ha cambiato in maniera significativa il mercato del gas naturale [5]. La dimensione complessiva delle riserve di questi gas recuperabili è in continuo aumento, nel solo 2018 la produzione di gas naturale proveniente dalle riserve argillose è aumentata di oltre il 10% e si prevede un ulteriore incremento del 60% nei prossimi 20 anni [6].

Complessivamente, lo scenario del mercato mondiale del GNL mostra un decremento dei prezzi. Questo andamento è in gran parte imputabile all’aumento dell’offerta dovuta all’ingresso sul mercato delle nuove riserve sopracitate.

Il principale uso del gas naturale liquefatto è quello legato alla produzione di energia, sia termica che elettrica, attraverso la rigassificazione del metano che può così essere immesso in rete. Tale attività è già ampiamente sviluppata, difatti l’uso storico del GNL prevedeva il suo utilizzo soltanto come vettore per il trasporto della materia prima. Esistono però altre destinazioni d’uso di altrettanta importanza che, ad oggi, non possono essere sfruttate a pieno a causa della mancanza di sistemi di distribuzione adeguati dai depositi dei rigassificatori agli utenti finali. Il superamento delle limitate infrastrutture necessarie, dai siti di stoccaggio

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alla filiera distributiva, permetterebbe l’ampliamento dell’impiego diretto del GNL, così da utilizzarlo per l’alimentazione del trasporto marittimo, del trasporto stradale pesante e delle utenze industriali e civili off-grid. Queste considerazioni stimolano la possibilità di utilizzare fonti locali, sia di origine mineraria che biologica, attraverso l’uso di micro-liquefattori. Il prodotto così ricavato può essere utilizzato localmente in stazioni di rifornimento per l’autotrazione o per l’immissione in micro-reti di distribuzione. L’interesse nello sviluppo di piccoli impianti nasce anche dalle analisi in chiave economica. In tali valutazioni ci si interroga in merito alla convenienza dell’autoproduzione in loco di GNL rispetto al trasporto della risorsa liquefatta dai terminali costieri alle utenze interessate. Inoltre, esistono delle situazioni dove, nel caso in cui risultasse vantaggioso liquefare il combustibile, la formazione di GNL in piccoli impianti locali è l’unica possibilità. Questo è il caso, ad esempio, dei piccoli sistemi di produzione di biogas.

Lo sviluppo della filiera degli usi finali del GNL adibita ai trasporti pesanti via terra ha l’obiettivo fondamentale di tutelare la qualità dell’aria e di ridurre le emissioni di gas climalteranti. L’uso del GNL come combustibile per il trasporto e presso le utenze isolate offre importanti benefici in termini di riduzione delle emissioni di 𝐶𝑂₂ derivante dalla combustione rispetto a quelle che si producono utilizzando gli altri prodotti petroliferi. Nella Figura 4 sono mostrati i fattori di emissione di 𝐶𝑂₂, espressi in 𝑡𝐶𝑂2

𝑇𝐽 , che si ottengono

dalla combustione di olio combustibile, gasolio, e gas naturale.

Figura 4 Emissioni CO2 [4]

A parità di contenuto energetico, le emissioni di 𝐶𝑂₂ dovute alla combustione del gas naturale sono inferiori quasi del 30% rispetto alla combustione dell’olio combustibile e quasi del 26% rispetto a quella del gasolio. Questo beneficio è conseguibile anche con il gas naturale compresso (GNC), ma con il GNL si ha un ulteriore vantaggio in termini di peso

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del serbatoio, che si riduce del 90% ottenendo una percorrenza di circa il doppio. Altri vantaggi che derivano dall’uso del GNL al posto del gasolio come combustibile nei trasporti risiedono nel minor prezzo e nella minor rumorosità. A fronte dei suddetti vantaggi, vi sono però degli inconvenienti, come le eventuali modifiche ai motori per l’adattamento al nuovo combustibile e l’installazione di serbatoi criogenici necessari per mantenere le condizioni termodinamiche del prodotto. Quest’ultima considerazione è da ritenersi valida anche per tutte le altre applicazioni, dalle off-grid al trasporto navale. Nel caso di utilizzo di gas naturale liquefatto per l’alimentazione del traffico marittimo si ha inoltre l’ulteriore effetto di ottimizzare la catena di alimentazione del mezzo, dato che il trasporto via nave rappresenta la principale modalità di spostamento della risorsa liquefatta.

Lo scenario appena descritto e l’evoluzione dell’offerta di GNL in continuo aumento favoriscono senza dubbio lo sviluppo delle infrastrutture Micro-Scale, cioè soluzioni per la distribuzione e rifornimento di piccola taglia del gas naturale liquefatto, che vanno così a supportare la diffusione degli utilizzi del gas naturale anche nei settori meno tradizionali. Sulla scia di questo trend il presente elaborato si propone di studiare un sistema di micro-liquefazione del gas naturale a singola espansione di azoto, ponendo l’attenzione su come le prestazioni di tale impianto cambino in funzione del gas che vi circola all’interno. Per poter valutare in maniera ottimale le possibili applicazioni del sistema studiato, sono state considerate diverse condizioni di prelievo e stoccaggio della materia prima, simulando così differenti possibili contestualizzazioni, come ad esempio il prelievo del gas dalla rete di distribuzione, il suo stoccaggio per trasporto stradale pesante o la liquefazione del biogas. Successivamente è stata valutata la possibilità di migliorare le prestazioni dell’impianto attraverso il recupero del calore prodotto dai compressori presenti. Il calore recuperato è stato poi utilizzato nell’impianto stesso mediante l’introduzione di chiller ad assorbimento, permettendo così un preraffreddamento del ciclo che descrive il sistema. La collocazione ottimale della prerefrigerazione è oggetto di studio dell’elaborato. A fini esemplificativi è stata inoltre presa in esame l’eventualità di recupero termico dai gas esausti prodotti da microturbine a gas necessarie all’autoproduzione dell’energia elettrica richiesta.

Per la trattazione termodinamica è stato utilizzato il software Aspen HYSYS versione 9. È stata svolta infine un’analisi economica, in modo tale da poter valutare il prezzo del prodotto finale derivato dall’impianto Micro-Scale in esame e tutte le sue variazioni studiate.

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In conclusione, l’obiettivo principale dello studio presentato è l’analisi di un microsistema di liquefazione del gas naturale a singola espansione di azoto nella sua forma tradizionale e nelle sue forme più innovative, così da poter apprezzare i possibili miglioramenti delle prestazioni. Come termine di paragone tra i diversi impianti sarà utilizzato il consumo specifico. Questo coefficiente, come si vedrà in seguito, è definito come l’energia necessaria per liquefare un kg di gas naturale ed è espresso in 𝑘𝑊ℎ

𝑘𝑔𝐺𝑁𝐿. L’attuabilità di questa ricerca

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2. LA LIQUEFAZIONE DEL GAS NATURALE

La liquefazione del gas naturale è un processo energivoro, ma giustificato in diversi casi nei quali l’utilizzo o il trasporto di un liquido risulti conveniente, se non l’unica scelta possibile, rispetto a quello di un gas.

2.1 I sistemi di liquefazione del gas naturale

Esistono svariati sistemi per la produzione di GNL, alcuni dei quali giunti a una certa maturità rispetto ad altri, e sono tutti basati su principi di compressioni e espansioni. Una prima grande classificazione della tecnologia in esame viene fatta in base a due parametri:

• Fluido di lavoro;

• Principio di espansione.

Per quanto riguarda i fluidi di lavoro le due categorie fondamentali sono i refrigeranti puri (PR) e i refrigeranti misti (MR). I fluidi più utilizzati sono idrocarburi, o miscele di questi, come ad esempio propano, etano e metano, o sostanze inerti come nel caso dell’azoto. Inoltre, il refrigerante può essere una parte del gas stesso di alimentazione ed in questo caso si parla di “ciclo aperto”. Se al contrario viene utilizzato un fluido esterno continuamente ricircolato in un proprio circuito si parla di “ciclo chiuso”.

In base al principio di espansione invece gli impianti vengono suddivisi in due categorie: quelle basate sull’espansione di Joule-Thompson e quelle in cui l’espansione avviene mediante turbo-espansori. Nel primo caso (JT) l’espansione risulta isoentalpica, mentre nel secondo, ottenuto attraverso un ciclo Brayton inverso, essa è da considerarsi adiabatica. Da notare che esistono sistemi che ricorrono all’uso combinato dei due principi, come ad esempio il ciclo Claude.

In base a quanto detto i processi di liquefazione del gas naturale possono essere suddivisi in tre categorie:

• Cicli a refrigerante misto: sono cicli inversi a compressione di vapore in cui è presente un unico circuito dove circola una miscela di idrocarburi. Essendo quest’ultima composta da gas diversi, è possibile modificare le sue proprietà fisiche cambiandone la composizione. Ciò permette al ciclo di operare in un range di temperature più vasto rispetto ad un refrigerante puro. Nello scambiatore di calore previsto per la condensazione del gas naturale c’è la possibilità di avere più

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attraversamenti a diversi livelli di pressione. Oltre un semplice controllo, è previsto un minor numero di componenti rispetto agli altri sistemi di liquefazione, soprattutto se paragonati a quelli per le grandi taglie. Queste caratteristiche comportano bassi costi sia di gestione che di investimento e rendono così questa tecnologia valutabile anche per applicazioni Micro-Scale, come si vedrà nel paragrafo 2.1.2.

Figura 5 Ciclo a refrigerante misto [7]

• Cicli in cascata: tramite scambiatori di calore, vengono collegati insieme più cicli inversi a compressione di vapore, ognuno dei quali opera con un refrigerante diverso. Ogni ciclo lavora a temperature più basse del precedente e i fluidi utilizzati vengono scelti in funzione della loro curva di ebollizione.

Le scelte dei parametri operativi di questi impianti comprendono il numero di stadi, generalmente tre, e i fluidi refrigeranti, spesso propano, etano (o etilene) e metano, utilizzati in questo ordine. Il vantaggio principale di questa tecnologia è la riduzione delle perdite di calore.

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• Cicli ad espansori: è previsto un parziale recupero del lavoro grazie alla sostituzione delle valvole di espansione con turbo-espansori che hanno il grande vantaggio di raggiungere efficienze pari all’85%. Le configurazioni possibili sono molteplici, si possono avere cicli a singola espansione, doppia o addirittura multipla. Il refrigerante usato in queste applicazioni è spesso azoto che quindi rimane in fase gassosa in tutto il ciclo, apportando benefici nelle turbine e durante gli scambi di calore rendendoli più omogenei. Inoltre, non essendo presenti idrocarburi nel refrigerante, l’impianto risulta intrinsecamente sicuro.

Nonostante questi vantaggi, questi impianti non sono adatti alle grandi taglie a causa della relativamente bassa efficienza se paragonata a quella dei cicli in cascata. È tuttavia possibile apportare miglioramenti rispetto alle configurazioni base, come si vedrà nel paragrafo 2.1.2.3.

Figura 7 Ciclo a singola espansione [7]

Questo elaborato si limita al processo stesso di liquefazione, in quanto componente chiave dell’intero impianto in termini di costi, complessità e gestione; il suo contributo nella catena di approvvigionamento di gas naturale liquefatto può raggiungere infatti il 50% del totale [8]. Di seguito verranno esposte le soluzioni impiantistiche maggiormente utilizzate nella produzione di gas naturale liquefatto, la predilezione di una o dell’altra va in base a numerosi fattori tra cui: applicazione, taglia dell’impianto, sito di produzione, costi da sostenere, mercato del gas naturale, ingombri ed altro. Proprio in base alla capacità di produzione ne viene fatta una distinzione.

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2.1.1 Sistemi per impianti industriali

La categoria dei sistemi di liquefazione del gas naturale di grande taglia comprende tutti gli impianti che hanno una capacità di produzione pari o maggiore a 1000 tonnellate per giorno. Sono disponibili molti processi per le applicazioni alle grandi taglie, tutti con diversi gradi di complessità e maturità. Gli obiettivi principali di questi sistemi sono l’incremento della produzione di gas naturale liquefatto e l’ottimizzazione dell’efficienza del processo usato, quindi la minimizzazione del consumo specifico.

Di seguito sono esposte le soluzioni tecnologiche che maggiormente si sono diffuse a livello commerciale.

2.1.1.1 Processo C3-MR

Il processo C3-MR, acronimo di “Propane Precooled Mixed Refrigerant”, è stato sviluppato negli anni settante dalla Air Products & Chemicals Inc. (APCI) e rappresenta il sistema che più si è diffuso nel campo della liquefazione del gas naturale, ricoprendo addirittura il 75% del totale di tutti gli impianti esistenti. [9]

La figura 8 riporta lo schema del processo.

Figura 8 Ciclo C3-MR [9]

L’impianto è composto da due parti principali, un ciclo di prerefrigerazione a propano e a seguire un ciclo a refrigerante misto in cui scorre una miscela di idrocarburi contenente

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azoto, metano, etano e propano. Il gas naturale viene inizialmente raffreddato fino alla temperatura di -35°C grazie al ciclo di preraffreddamento che, come il nome lascia intuire, prevede tre stadi di espansione in modo tale da far arrivare il refrigerante alla temperatura di -40°C. In seguito, il gas naturale viene liquefatto nello scambiatore di calore principale dove raggiunge la temperatura necessaria di -162°C. Anche il refrigerante misto che circola nel secondo ciclo viene parzialmente condensato dal ciclo a propano prima di entrare nello scambiatore di calore principale. Questa operazione permette la separazione dei componenti più pesanti già condensati da quelli ancora in fase vapore. Come nel primo ciclo di prerefrigerazione, in quello a refrigerante misto sono previsti più stadi di espansioni, ottenuti con valvole di Joule-Thompson in modo tale da abbassare la temperatura della miscela. Per migliorare le prestazioni del sistema, la composizione del refrigerante misto viene studiata in maniera tale da avvicinare il più possibile la curva di liquefazione del gas naturale e quella di evaporazione della miscela stessa.

La capacità di produzione del processo C3-MR si aggira intorno ai 5 MTPA.

Esistono moltissimi esempi di impianti funzionanti. Alcuni di questi sono l’impianto ALNG T3, situato a Trinidad, in Perù, sviluppato dalle compagnie BP, BG e Shell e avente una capacità di produzione pari a 3,5 MTPA, e l’impianto RasGas II da 4,7 MTPA, situato in Qatar e sviluppato delle compagnie Qatar Petroluem e ExxonMobil. Il processo C3-MR è stato adottato anche in Asia, ad esempio in Malesia è stato costruito l’impianto MLNG Satu (T1-3), sviluppato da PETRONAS, Mitsubishi e Sarawak State government, che ha una capacità di produzione pari a 8,1 MTPA.

Esiste una versione più articolata del ciclo C3-MR, chiamata AP-X. In questo processo è presente un ciclo addizionale di sub-raffreddamento in cui circola azoto che permette di aumentare la capacità di produzione fino a 10 MTPA. Questi tipi di sistemi sono molto comuni in Qatar, dove ad esempio è presente l’impianto Qatargas II, sviluppato da Qatar Petroleum e ExxonMobil, da 7,8 MTPA.

2.1.1.2 Processo DMR

Il processo “Shell Dual Mixed Refrigerant”, sviluppato dalle compagnie Shell e APCI, è un processo del tutto simile al C3-MR, con l’unica differenza che anche il ciclo prerefrigerazione usa una miscela di idrocarburi anziché propano puro. Suddetta miscela è

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composta in maniera differente da quella circolante nel secondo ciclo e contiene solitamente solo etano e propano, in virtù del fatto che i due cicli si trovano ad operare in un range di temperature diverse. Il vantaggio del processo DMR risiede nella maggior flessibilità relativa alle temperature in gioco quindi risulta particolarmente adatto ai climi freddi, di contro è richiesta una maggior quantità di energia per l’alimentazione del sistema. La figura 9 mostra lo schema del processo.

Figura 9 Ciclo DMR [9]

Un esempio di impiego si trova in Russia dove è presente l’impianto Sakhain 2, sviluppato da Gazprom, Shell, Mitsui e Mitsubishi, con una capacità di produzione di 4,8 MTPA.

2.1.1.3 Processo POCLP

Il processo POCLP, acronimo di “Phillips Optimized Cascade LNG Process”, è stato sviluppato negli anni sessanta dalla Phillips Petroleum Company e rappresenta il sistema di liquefazione del gas naturale in cascata più diffuso al mondo.

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Figura 10 Ciclo POCLP [9]

Questo sistema utilizza tre sotto-cicli a diversi livelli di pressione in cui circolano tre refrigeranti puri: propano, etilene e metano. Ogni sotto-ciclo prevede una compressione del refrigerante, seguita da un raffreddamento e conseguentemente un’espansione che permette di raggiungere le basse temperature necessarie per la liquefazione del gas naturale. I cicli possono utilizzare una valvola espansione di Joule-Thompson o, dove possibile, un espansore, in ogni caso sono presenti più stadi di espansione. Segue poi la fase di scambio termico con il gas naturale da liquefare.

Il gas di alimentazione attraversa inizialmente lo scambiatore di calore, – solitamente a piastre – del ciclo a propano, poi quello del ciclo a etilene, dove raggiunge una temperatura tale da poter separare i componenti più pesanti del gas naturale, infine quello del ciclo a metano, raggiungendo la temperatura necessaria per la sua liquefazione. È da notare che è possibile ricircolare i prodotti del GN condensati in uscita dallo scambiatore di calore relativo al ciclo a etilene per recuperare calore, o in alternativa possono essere considerati sottoprodotti con un loro valore commerciale.

La possibilità di sostituire le valvole Joule-Thompson all’interno del ciclo con degli espansori è stata indagata da M.F.M. Fahmy et al. [6]. Oltre a migliorare le performance

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dell’impianto analizzato grazie alle elevate efficienze delle macchine, l’inserimento degli espansori permette di diminuire il consumo di energia dell’impianto, utilizzando la potenza prodotta dagli espansori stessi all’interno del ciclo. Inoltre, servendosi della potenza auto-prodotta, si riduce il consumo di combustibile necessario in ingresso all’impianto con conseguente riduzione delle emissioni di anidride carbonica. Lo studio si è concentrato sul confronto tra la configurazione di un impianto “Open Cycle Phillips Optimized Cascade” nella versione base con valvole Joule-Thompson e nella versione con espansori, soffermandosi sulla posizione ottimale degli espansori nei vari sotto-cicli.

Le simulazioni degli impianti sono state realizzate attraverso il software Aspen HYSYS e sono state usate le equazioni di stato di Peng-Robinson per calcolare le proprietà del fluido di lavoro. Al fine di uniformare i risultati sono state imposte le stesse condizioni per entrambe le configurazioni. I parametri scelti per le simulazioni sono stati: efficienza del compressore e degli espansori pari all’80%, pressione di prelievo del gas naturale pari a 55 bar e temperatura di prelievo del gas pari a 304,15K.

M.F.M. Fahmy et al. hanno concluso che si ottengono miglioramenti più significativi con la sostituzione delle valvole di espansione con espansori all’interno del ciclo a metano, attraverso la quale si raggiunge un risparmio in termini di potenza che varia dal 4,92% al 5,72%, in funzione della posizione degli espansori stessi rispetto all’impianto con la configurazione base. Anche la produzione aumenta di un valore che rientra nel range di 5,77%-7,04% in base alla disposizione delle macchine. Il caso ottimizzato fornisce i seguenti valori:

• Risparmio della potenza richiesta dall’impianto: 5,8%, • Efficienza termica: 92,81%,

• Aumento della produzione di GNL: 7%,

• Consumo specifico: 12,96 𝑘𝑊

𝑡𝑜𝑛𝐺𝑁𝐿/𝑑.

Da un lato lo studio dimostra quindi un miglioramento complessivo dell’impianto in seguito alle modifiche apportate, dall’altro, esso presenta una maggiore complessità impiantistica. Il processo POCLP può raggiungere capacità produttive pari a 5 MTPA. Sono comunque presenti alcuni svantaggi, come gli alti costi di investimento e l’elevato numero di componenti. Queste caratteristiche fanno sì che il sistema POCLP sia adatto solamente ai sistemi di grande taglia.

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Un impianto che sfrutta il processo analizzato è Angola LNG T1 e si trova appunto in Angola. È stato sviluppato dalle compagnie Chevron, Sonangol, BP, Eni e TOTAL, e ha una capacità produttiva di 5,2 MTPA.

Esiste una variante del ciclo POCLP chiamata “Mixed Fluid Cascade” (MFC) e sviluppata dalla Statoil/Linde in cui i refrigeranti non sono più fluidi puri, ma miscele di metano, propano, etano e azoto. La figura 11 ne mostra lo schema.

Figura 11 Ciclo MFC [9]

I vantaggi risiedono nel miglioramento dell’efficienza termodinamica del sistema e nella maggior flessibilità operazionale, elementi che però non sempre giustificano la più elevata difficoltà gestionale, dato che trovare le composizioni ottimali delle varie miscele è un intervento complesso. Un impianto sviluppato da Aker utilizzante il processo MFC sfrutta il campo di Snohvit in Norvegia ed ha una capacità di produzione di 4,3 MTPA.

2.1.2 Sistemi per impianti Micro-Scale

Il GNL di piccola taglia (Micro-Scale) comprende tutti quegli impianti che producono una quantità di gas naturale liquefatto inferiore ad un milione di tonnellate per anno.

I campi di applicazione di questa tecnologia sono al momento ancora limitati, dato che la tecnologia criogenica su piccola scala non è ancora completamente matura. Gli impianti di

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piccola taglia vengono utilizzati in alcune applicazioni off-shore, per la liquefazione dei BOG (Boil Off Gas), per permettere il trasporto di gas naturale dove non sono presenti pipelines o in giacimenti di dimensioni ridotte, dove lo scopo primario è quello di rendere l’estrazione di combustibile non solo fattibile, ma anche economicamente vantaggiosa. Data la limitata capacità produttiva, rispetto ai grandi impianti industriali, l’abbassamento del consumo specifico non è più il solo e principale obiettivo. Altre caratteristiche, quali i bassi costi di installazione, la semplicità costruttiva e di esercizio, la compattezza e la sicurezza, assumono un ruolo prioritario. Questo accade proprio in virtù delle applicazioni della tecnologia, per la quale – dal punto di vista economico – il consumo specifico e il rendimento non hanno più la precedenza rispetto all’impiantistica.

Le soluzioni impiantistiche che più rispettano le caratteristiche sopracitate sono: • Cicli a singolo refrigerante misto (SMR);

• Cicli interni;

• Cicli ad espansione di azoto.

Di seguito sono esposte queste soluzioni nel dettaglio.

2.1.2.1 Processo PRICO

Sviluppato dalla Black & Veatch Pritchard, il processo PRICO (Poly Refrigerated Integrated Cycle Operation) è il più conosciuto tra i processi a singolo refrigerante misto. Nonostante possa trovare applicazioni sia nelle medie che nelle piccole taglie, viene spesso utilizzato in impianti Micro-Scale a causa della sua minore efficienza rispetto alle versioni multi-refrigerante.

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Figura 12 Ciclo PRICO [9]

Il refrigerante segue un ciclo in cui, a seguito di una compressione e di una parziale condensazione – solitamente ad acqua –, entra in uno scambiatore di calore ad alta pressione dove viene condensato completamente. Una volta raggiunto lo stato liquido, il refrigerante viene espanso attraverso una valvola Joule-Thompson in modo tale da avere un calo di temperatura. Infine, la miscela circola nuovamente nello scambiatore, solitamente a piastre fini, così da poter ri-evaporare asportando calore dal gas naturale che si vuole liquefare. Il gas naturale viene prima raffreddato fino alla temperatura di -35°C, in modo tale da eliminare gli idrocarburi più pesanti già liquefatti – che possono essere considerati un prodotto di scarto –, evitandone il congelamento nel successivo passaggio. Successivamente si completa la liquefazione del gas naturale.

Il refrigerante è costituito da una miscela di nitrogeno, metano, etano o etilene, propano e isopentano. Le percentuali della composizione necessitano di una particolare attenzione dato che devono essere scelte in modo tale da avere una curva di ebollizione il più possibile compatibile con quella di condensazione del gas naturale di alimentazione, anch’essa variabile in base alla provenienza del gas stesso.

X. Xu et al [10] hanno studiato a tal proposito la correlazione esistente tra la composizione del refrigerante misto usato nel processo PRICO e le condizioni ambientali. Lo studio aveva come obiettivo l’individuazione della composizione della miscela refrigerante che minimizzasse il consumo specifico, di conseguenza le variabili manipolabili risultavano

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essere cinque: le quattro concentrazioni dei singoli componenti e la portata di refrigerante stessa. Nonostante il difficile compito, X. Xu et al sono riusciti a giungere a delle conclusioni servendosi di simulazioni per mezzo del software Aspen Plus e applicando le equazioni di stato di Peng-Robinson per calcolare le proprietà del fluido di lavoro. I parametri scelti per le simulazioni sono stati: efficienza del compressore pari al 78%, pressione del MR a fine compressione pari a 40 bar, pressione del MR a fine espansione pari a 4 bar, minimo approach tra lato caldo e freddo degli scambiatori pari a 3K, temperatura del MR in ingresso all’espansore pari a 113,15K, pressione di prelievo del gas naturale pari a 50 bar, temperatura di prelievo del gas pari a 293,15K e temperatura di uscita del GNL pari a 113,15K. La soluzione ottimizzata di base è stata ottenuta considerando una temperatura dell’ambiente pari a 293,15K ed ha fornito i seguenti risultati:

• Flow Rate MR:415,13 𝑘𝑚𝑜𝑙 ℎ ; • % Molare Nitrogeno: 14,59%; • % Molare Metano: 20,21%; • % Molare Etilene: 32,94%; • % Molare Propano: 18,00%; • % Molare Isopentano: 14,25%.

Proseguendo con le simulazioni, lo studio ha poi dimostrato che, al variare della temperatura ambiente, le variazioni di concentrazioni dei componenti della miscela sono funzioni lineari della temperatura esterna. In particolare, si è visto che con l’innalzamento della temperatura ambiente si ha un aumento della portata del refrigerante stesso e della concentrazione di isopentano, mentre le concentrazioni degli altri componenti decrescono. Lo studio ha inoltre evidenziato il fatto che, con una variazione di temperatura ambiente che va dai 263,15K ai 313,25K, si ha una crescita sostanziosa del consumo specifico dell’impianto sostanzioso, pari al 60% rispetto a quello della condizione base scelta, pari a 0,28 𝑘𝑊ℎ

𝑘𝑔𝐺𝑁𝐿.

Oltre l’attenzione necessaria a limitare le perdite exergetiche nello scambiatore, un altro fattore da tenere sotto controllo è l’infiammabilità della miscela. A fronte di queste complessità, il processo PRICO presenta numerosi vantaggi quali semplicità di costruzione, basso numero di elementi, compattezza e basso costo di investimento.

Da notare che il 25% dei piccoli impianti situati negli Stati Uniti utilizzano suddetto processo. Molti di essi sono stati realizzati negli ultimi anni in Cina, tuttavia, anche in Africa

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è presente un impianto di media taglia di questo tipo: in Algeria infatti è stato sviluppato dalla Sonatrach l’impianto Arzew-GL2Z (T1-6) dalla capacità di 8,2 MTPA [11].

Una variante del processo descritto è il PCMR (Precooled Mixed Refrigerant), sviluppato da Kryopak. Questo sistema differisce dal PRICO per la presenza di uno stadio di prerefrigerazione che utilizza propano o ammoniaca. Anche il sistema PCMR viene utilizzato in impianti di piccola taglia, con capacità di produzione inferiori a 0,1 MTPA. Un esempio di questa applicazione è situato nell’Australia occidentale, a Karratha, dove è presente un impianto che produce 200 𝑡𝑜𝑛

𝑑 , all’incirca 0,07 MTPA [9].

2.1.2.2 Processi interni

Gli impianti che utilizzano processi interni si basano su dei cicli in cui l’unico fluido circolante al loro interno è lo stesso gas naturale da liquefare. Queste tecnologie di liquefazione hanno efficienze energetiche sensibilmente più basse rispetto ad altri sistemi refrigeranti, tuttavia la scelta di questi cicli non è da escludere data la loro semplicità realizzativa. I sistemi che rientrano in questa categoria sono quelli basati sui cicli Linde e Claude e le sue evoluzioni come Kapitza, Heylandt e Collins.

Il processo di liquefazione più semplice è il ciclo Linde, di cui lo schema è mostrato in figura 13. Il gas subisce una compressione, solitamente multistadio inter-refrigerata per – esempio ad acqua o aria –, seguita da un raffreddamento in uno scambiatore di calore in controcorrente in cui circola anche il gas naturale di ritorno. Successivamente il gas naturale viene fatto espandere attraverso una valvola in cui è sottoposto al processo di espansione Joule–Thompson, il quale permette l’abbassamento di temperatura necessaria alla produzione del gas naturale liquefatto. Quello che si ottiene in uscita dall’espansore è una miscela liquido-vapore, che viene inviata in un separatore dal quale è estratta la fase liquida. La frazione di vapore restante viene inviata allo scambiatore di calore per refrigerare il gas naturale entrante per poi essere re-immesso nel ciclo insieme al gas di reintegro.

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Figura 13 Ciclo Linde [8]

Nonostante la sua semplicità e le sue poche componenti, il ciclo Linde non ha trovato grande sviluppo in virtù del suo elevato consumo specifico: considerando una pressione minima del gas naturale di 0,1 MPa e una massima di 20 MPa il consumo specifico di questa tecnologia ricade intorno ai 2,10 𝑘𝑊ℎ

𝑘𝑔𝐺𝑁𝐿. Un primo esempio di applicazione, situato in Norvegia, è

l’impianto Skangass LNG sviluppato da Skangass Linde LIMUM, Peru LNG 2010 4.45 Hunt Oil, Repsol, SK Corp, Marubeni con una capacità produttiva pari a 0,3 MTPA. L’impianto EG LNG T1 invece ha una capacità di produzione maggiore pari a 3,7 MTPA; è situato in Guinea Equatoriale ed è stato sviluppato da Marathon, Sonagas, Mitsui e Marubeni [11].

In alternativa al ciclo Linde è possibile utilizzare il ciclo Claude, in cui, aggiungendo un espansore criogenico, si cerca di sopperire al possibile effetto limitato dall’espansione di Joule-Thompson. Tale processo, sebbene di più complesso, risulta più vantaggioso: infatti, considerando una pressione minima del gas naturale di 0,1 MPa e una massima di 5 MPa il consumo specifico di questa tecnologia si aggira intorno ai 1,08 𝑘𝑊ℎ

𝑘𝑔𝐺𝑁𝐿 [8].

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Figura 14 Ciclo Claude

Il gas di alimentazione viene compresso e inviato a uno scambiatore di calore dove subisce una prima refrigerazione. Successivamente una parte del gas naturale ad alta pressione viene inviato in una turbina dove, producendo lavoro che può essere utilizzato all’interno del processo, viene ulteriormente raffreddato. Il gas naturale freddo e a bassa pressione che si ha in uscita dalla turbina viene utilizzato per refrigerare il gas caldo e ad alta pressione. La frazione di gas naturale che non è entrata in turbina continua il ciclo in maniera del tutto simile al ciclo Linde, ottenendo così una miscela liquido-vapore che viene inviata in una camera in cui la fase gassosa viene separata da quella liquida. La frazione ancora gassosa va ad alimentare lo scambiatore di calore. Il vantaggio principale del ciclo Claude rispetto al ciclo Linde risiede nell’aumento di frazione liquida che si ottiene in uscita dal processo. Questo miglioramento è dovuto al maggior rapporto massa refrigerante/massa da refrigerare: infatti, mentre nel ciclo Linde il gas naturale in ingresso alla valvola di laminazione viene raffreddato solo dalla frazione di gas di ricircolo, nel ciclo Claude si ha una portata minore in ingresso alla valvola di laminazione e una maggiore nella sezione di ricircolo. Il rapporto massa refrigerante/massa da refrigerare risulta quindi essere un parametro importante nell’ottimizzazione del processo. Questo beneficio va ad aggiungersi alla possibilità di recuperare lavoro.

I sistemi Kapitza, Heylandt e Collins sono tre diverse modifiche del sistema Claude; i primi due sono generalmente utilizzati nella liquefazione dell'aria, mentre il sistema Collins è usato in sistemi per la liquefazione dell’elio. Gli schemi dei tre processi sono mostrati in figura 15.

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Figura 15Ciclo (a) Kapitza; (b) Heylandt; (c) Collins [12]

Rispetto al ciclo Claude, il ciclo Kapitza, inventato nel 1939 da Pyotr Kapitza, è un sistema in cui il primo scambiatore di calore è sostituito da un set di valvole rigeneratrici. Esso svolge sia la funzione di scambio di calore, che quella di purificazione del gas: all’interno di questo elemento le impurità vengono congelate, permettendo la loro eliminazione, e al contempo il gas naturale in ingresso nel lato caldo viene raffreddato. Periodicamente le unità si alternano per garantire una prestazione continua. È interessante notare che questo sistema è stato il primo ad usare un turbo-espansore di tipo rotativo al posto di uno alternativo.

Continuando il confronto con il ciclo Claude, si può notare come il ciclo Heylandt, sviluppato nel 1949, sia un sistema in cui non è presente lo scambiatore di calore di preraffreddamento. Questa modifica comporta che, in ingresso al turbo-espansore, sia presente un gas vicino alla temperatura ambiente, semplificando così la lubrificazione della turbina e l’espansione stessa.

Il ciclo Collins, inventato nel 1946 da Samuel C. Collins, è anch’esso un’estensione del ciclo Claude. Il sistema è composto da un compressore, cinque scambiatori di calore in controcorrente, due turbo-espansori e un numero variabile di valvole di espansione Joule-Thompson – necessarie per raggiungere temperature sempre più basse – dipendente dalla pressione di ingresso del gas di alimentazione [12]. Gli elementi che permettono una

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maggior efficienza di questo ciclo sono gli scambiatori di calore, costruiti con efficaci tecniche di isolamento termico.

2.1.2.3 I processi ad espansione di azoto

I processi di liquefazione del gas naturale ad espansione di azoto sono basati su un ciclo Brayton-Joule inverso, il quale permette di raggiungere la temperatura di condensazione del gas naturale per mezzo di compressioni ed espansioni del fluido di lavoro. Come detto in precedenza, esistono diverse configurazioni di questo processo, tra le quali le più comuni sono quelle a singola (“Single Expander”) e doppia (“Dual Expander”) espansione di azoto. La configurazione base del processo a singola espansione è mostrata in figura 16.

Figura 16 Ciclo a singola espansione [9]

Il refrigerante, azoto puro, viene inizialmente compresso – solitamente attraverso tre compressioni inter-refrigerate – e parzialmente raffreddato per contrastare l’innalzamento di temperatura dovuto all’aumento di pressione attraverso scambiatori di calore. Il gas ad alta pressione viene poi fatto espandere in una turbina criogenica, ottenendo così la diminuzione di temperatura fino a circa -170°C, la quale permette la liquefazione del gas naturale in un successivo scambiatore di calore.

La potenza prodotta dalla turbina criogenica può essere utilizzata per alimentare il compressore. Questo vantaggio è reso possibile proprio dall’utilizzo dell’azoto puro come fluido di lavoro, in quanto, mantenendosi esso sempre in fase gassosa nel range di temperature toccate dal ciclo, non presenta rischi di danneggiamento delle pale in ingresso alla turbina. Altri benefici dovuti all’utilizzo di azoto come refrigerante sono: