Capitolo 6: Conclusioni
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Capitolo 6: Conclusioni
L’obiettivo primario di questo lavoro di tesi è stato lo sviluppo di un modello simulato di un impianto FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) per la rigassificazione del gas naturale liquefatto con il software Aspen HYSYS®. La modellazione del processo ha permesso di ricreare le diverse modalità di funzionamento e di capire come un impianto del genere reagisce a fronte di variazioni delle variabili operative più significative. Infatti l’ulteriore obiettivo è stato quello di studiare il comportamento dinamico del sistema e definire un sistema di controllo di base, che assicuri la stabilità del processo e risulti flessibile nel rispondere a variazioni delle condizioni operative e in presenza di disturbi esterni.
Dopo aver inquadrato il problema del rinnovato interesse verso l’importazione e la rigassificazione del GNL nel contesto italiano di fabbisogno di gas naturale, si sono presentate le diverse soluzioni operative comunemente adottate negli impianti di rigassificazione. Per la creazione del modello simulato di processo e per l’analisi delle diverse sezioni operative, nel quale esso si può suddividere, si è preso, come esempio, il progetto di un impianto off-shore di rigassificazione di GNL da realizzare su di una nave, uguale a quella utilizzata per il trasporto di GNL dal sito di estrazione e liquefazione al terminal di stoccaggio e rigassificazione, ma con la prua modificata per la presenza delle apparecchiature necessarie alla fase di vaporizzazione. Inoltre l’impianto, preso a riferimento, prevede di realizzare la rigassificazione del GNL mediante dei vaporizzatori a fluido intermedio, chiamati appunto IFV (Intermediate Fluid Vaporizer), che presentano i vantaggi operativi, esposti nel capitolo 2, rispetto ai tradizionali vaporizzatori a combustione sommersa, SCV (Submerged Combustion Vaporizer), e ai vaporizzatori open-rack, ORV.
La modellazione del processo in Aspen HYSYS® ha previsto prima la realizzazione di un modello stazionario dell’impianto, come solida base di partenza per l’ottenimento di un modello dinamico da utilizzare poi nelle simulazioni. Infatti l’impianto FSRU di GNL non si trova mai a lavorare in condizioni stazionarie, dato che la sezione di
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stoccaggio, che rappresenta la sorgente di alimentazione della sezione di vaporizzazione, alterna periodi in cui il serbatoio di stoccaggio viene caricato di GNL dalla nave carrier e periodi in cui il serbatoio si svuota e si ha la contemporanea vaporizzazione del GNL.
La sezione dell’impianto che ha necessitato di maggiori decisioni in fase di modellazione è stata quella di rigassificazione; in Aspen HYSYS® infatti non è presente l’operazione unitaria che modella il vaporizzatore di tipo IFV. Questo problema è stato superato realizzando un modello stazionario e, successivamente, dinamico dell’IFV, costituito da tre sezioni di scambio termico e da un circuito del fluido intermedio. Prima di avviare le simulazioni dinamiche è stato necessario stabilizzare il modello del processo mediante l’implementazione del sistema di controllo di base con un opportuno tuning dei controllori necessari. L’impianto di stoccaggio e rigassificazione, preso in considerazione, lavora sotto un controllo di portata del gas naturale prodotto da inviare nella tubazione sottomarina che collega il terminal alla terraferma.
Le simulazioni dinamiche sono state eseguite nella modalità di operazione, che prevede lo svuotamento di un serbatoio e la contemporanea rigassificazione del GNL. Sono stati simulati i seguenti disturbi:
Disturbo sulla richiesta di Boil Off Gas come utility dell’impianto di generazione energia presente sul terminal.
Disturbo sulla temperatura dell’acqua prelevata dal mare.
Disturbo sul calore in ingresso al serbatoio di stoccaggio, dovuto ad irraggiamento solare.
Per capire l’influenza di ciascun disturbo sulle grandezze caratteristiche dell’impianto, sono state realizzate inizialmente simulazioni dinamiche con la presenza di un singolo disturbo. In seguito, si è invece simulato lo svuotamento del serbatoio e la rigassificazione in presenza dei primi due disturbi presi in considerazione e con due diversi scenari: una giornata di sole ed una giornata nuvolosa.
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Variazioni sulla richiesta di BOG come utility sono ben sopportate dal modello messo a punto: non si hanno variazioni evidenti sulle condizioni operative della sezione di stoccaggio, grazie allo schema di controllo in cascata inserito sul serbatoio ed anche la sezione di vaporizzazione non è influenzata da questo tipo di disturbo.
Variazioni sulla temperatura dell’acqua prelevata dal mare si riflettono sulla temperatura di uscita del gas naturale dalla sezione di vaporizzazione: lo scostamento della temperatura del GN, dal suo valore in condizioni nominali, corrisponde all’entità della variazione, che genera il disturbo sulla temperatura dell’acqua di mare.
L’inserimento dell’impianto di rigassificazione in due scenari ambientali, dove è preso in considerazione l’intervento dell’irraggiamento solare, non si ripercuote sulla sezione di vaporizzazione e quindi sulle specifiche del gas naturale prodotto.
Per contrastare l’effetto della variazione della temperatura dell’acqua di mare in ingresso all’impianto sulla temperatura del gas naturale prodotto si è provato ad inserire un sistema di controllo della temperatura dell’acqua di mare in uscita, variabile influenzata direttamente dalla temperatura dell’acqua in ingresso, che agisse in cascata sulla portata di acqua di mare: non si sono però ottenuti i miglioramenti auspicati. Infatti i disturbi sulla temperatura dell’acqua di mare si ripercuotono immediatamente sulla temperatura del GN nella sezione dell’IFV, in cui avviene lo scambio di calore sensibile con il GN, che rappresenta solo una piccola percentuale (0,83 %) del calore totale scambiato nella sezione di vaporizzazione. È ragionevole ipotizzare che, in caso di disturbi di questo tipo sulla temperatura dell’acqua di mare, tali oscillazioni siano smorzate e/o annullate con il sistema di condensazione dell’impianto di generazione energia. Infatti, si ricorda che l’acqua, una volta prelevata dal mare, viene prima riscaldata funzionando da corrente fredda nel condensatore del ciclo a vapore dell’impianto energetico presente sul terminal, e poi viene alimentata alla fase di vaporizzazione. Per evitare ripercussioni sulla temperatura del gas naturale prodotto, che rappresenta una specifica da garantire, si può prevedere di annullare le variazioni di
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temperatura dell’acqua in ingresso con il sistema di condensazione, riguardo al quale non si sono avute informazioni sulla capacità e sulla potenzialità termica.
Quindi la sezione dell’impianto, che presenta più problematiche relative all’interazione con le condizioni ambientali, che si possono verificare, è quella di vaporizzazione mentre le altre sezioni sono caratterizzate da una maggiore flessibilità.
Non si possono fare dei confronti con altri impianti di rigassificazione perché la configurazione del terminal FSRU, preso in considerazione, rappresenta una novità rispetto alle soluzioni tradizionali adottate nella rigassificazione di GNL. I vantaggi, ottenuti dalla presenza di vaporizzatori a fluido intermedio, costituiscono l’aspetto fondamentale per preferire tale soluzione a quelle tradizionali.
Il modello di processo sviluppato rappresenta una solida base per un possibile lavoro futuro di implementazione del sistema di blocco di emergenza (ESD), previsto sul terminal. Mediante le simulazioni dinamiche, si possono infatti verificare le prestazioni del sistema di sicurezza e ricreare possibili scenari incidentali per verificare il comportamento del sistema ESD in casi di emergenza.
Un ulteriore sviluppo futuro di questo modello messo a punto in Aspen HYSYS® può essere l’inserimento di una sezione di estrazione dei componenti più pesanti del gas naturale. In questo lavoro non è stato preso in considerazione tale aspetto perché è previsto che il terminal FSRU abbia dei contratti di approvvigionamento del GNL, con determinate specifiche sulla composizione, che garantiscono una variabilità molto ristretta dell’indice di Wobbe del GN prodotto. Per rendere più versatile un terminal di rigassificazione, che si può trovare a lavorare con GNL di svariate composizioni, si propone di espandere il modello simulato con una sezione di estrazione dei componenti più pesanti, C2+, che a loro volta rappresentano anche dei prodotti leggeri, con un alto
valore commerciale. Alcuni schemi di estrazione dei C2+, con le rispettive soluzioni di
