Capitolo 1: Introduzione
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Capitolo 1: Introduzione
1.1 Il fabbisogno di gas naturale
L’Italia consuma ogni anno oltre 80 miliardi di metri cubi di gas naturale e ne importa dall’estero più dell’80% del proprio fabbisogno. La maggior parte del gas importato dall’Italia arriva per mezzo di gasdotti provenienti da Russia, Algeria, Libia, Olanda e Norvegia [1]. Un’alternativa all’approvvigionamento tramite gasdotti può essere rappresentata dall’importazione via mare di gas naturale liquefatto, GNL. Questa possibile alternativa sta riscontrando una forte crescita grazie ai vantaggi che può offrire:
Numero più elevato di paesi fornitori, e quindi minor dipendenza da un numero esiguo di paesi, talvolta instabili dal punto di vista politico-strategico;
Maggiore sicurezza della fornitura grazie alla diversificazione delle tecnologie.
Il crescente ricorso al gas naturale ha determinato anche in Italia un rinnovato interesse verso l’importazione di GNL: una filiera che sta acquisendo rilevanza a livello internazionale. I motivi alla base di questo dinamismo sono diversi:
I consistenti miglioramenti di efficienza in tutti i segmenti della filiera del GNL, hanno portato significative contrazioni dei costi sia di investimento sia operativi.
La maggiore flessibilità e possibilità di diversificare sia le importazioni sia le esportazioni rispetto all’approvvigionamento tramite gasdotto.
Con il progredire della domanda, le riserve di gas disponibili si stanno sempre più allontanando dai principali centri di consumo, costringendo a costruire metanodotti lunghi molte migliaia di km.
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L’ingresso nel mercato di nuovi Paesi con consumi in rapido aumento ma distanti dalle aree di produzione del gas e che quindi avrebbero difficoltà ad essere approvvigionati tramite gasdotti.
Infine il fatto che il GNL offre una soluzione per l’utilizzo di giacimenti finora considerati marginali e che in futuro dovranno essere messi in produzione per soddisfare la crescente domanda di gas naturale.
La realizzazione di terminal di ricezione del GNL, ovvero di impianti di rigassificazione, può rappresentare anche una fonte di produzione integrata di energia elettrica. Infatti il “Piano operativo per le attività di ricerca e sviluppo di interesse per il sistema elettrico nazionale”, approvato dal Ministero per lo Sviluppo Economico nel marzo del 2006, promuove ricerche per valutare soluzioni innovative per generare energia elettrica ad alta efficienza nei terminal di GNL: l’obiettivo proposto è quello di realizzare, all’interno dei terminal di rigassificazione, degli impianti di generazione di energia elettrica ad alto rendimento, che favoriscano l’economicità ed ottengano energia elettrica competitiva in termini economici ed ambientali.
1.2 La situazione dei rigassificatori in Italia
Ad oggi in Italia esiste un solo impianto per la ricezione e la rigassificazione del gas naturale liquefatto. Questo terminal è situato a Panigaglia, in provincia di La Spezia ed è di dimensioni contenute (circa 3.5 miliardi di metri cubi all’anno).
Negli ultimi anni però sono stati presentati almeno una decina di nuovi progetti. In particolare, è in fase avanzata di realizzazione il terminal off shore dell’Alto Adriatico, al largo di Rovigo, proposto da ExxonMobil, Qatar Petroleum e Edison, con una capacità di 8 Gmc/anno. In Toscana invece sono in fase di avvio i lavori per la realizzazione di un terminal “galleggiante” al largo di Livorno, su apposita nave ancorata stabilmente, di proprietà della Olt (società controllata da Endesa), con una capacità di circa 5 Gmc/anno. Inoltre in Sicilia sono stati proposti due progetti, entrambi
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per terminal da 8 Gmc/anno, a Porto Empedocle (Nuove Energie ed Enel) e a Augusta/Priolo (Erg-Shell).
1.3 Il gas naturale
Il gas naturale è un combustibile di origine fossile, costituito da una miscela di idrocarburi, di cui circa l’80-90% è metano (CH4) e il resto invece etano, propano e idrocarburi più pesanti. Le riserve accertate sono distribuite in poche aree geografiche, in particolare nei Paesi dell’ex URSS e dell’Europa Orientale, nei Paesi mediorientali e nel centro e sud America. In natura si trova in giacimenti sotterranei o sottomarini, spesso associato al petrolio. La sua estrazione richiede, pertanto, un’intensa attività di trivellazione per scendere a profondità elevate. Dai luoghi di produzione, che sono per lo più molto distanti da quelli di consumo, il gas naturale può viaggiare o tramite gasdotti, ovvero condutture fisse che possono estendersi per migliaia di chilometri, o tramite navi gasiere nelle quali è trasportato come gas liquefatto. La temperatura di liquefazione del gas naturale è di circa -162°C a pressione atmosferica. La composizione del GNL non corrisponde esattamente alla composizione del gas naturale estratto perché il processo di liquefazione comporta anche una fase di purificazione del gas naturale da tutte le impurità (acqua, composti solforati, anidride carbonica e idrocarburi pesanti).
La convenienza di trasformare in fase liquida il gas naturale, che in natura è presente in fase gassosa, risiede nel fatto che il suo volume si riduce di 600 volte, facilitando e rendendo economico il trasporto via mare, nonostante la necessità di doverlo mantenere a temperature estremamente basse (-164/-161°C) nei serbatoi delle navi gasiere.
1.4 Obiettivi ed organizzazione del lavoro di tesi
È in questo contesto che il presente lavoro di tesi propone di analizzare i diversi metodi utilizzati per la rigassificazione del gas naturale liquefatto, GNL, rivolgendo l’attenzione alle problematiche inerenti la dinamica e il controllo. Infatti in generale la
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scelta e la gestione del sistema di controllo per un processo è una questione delicata. Il sistema di controllo deve essere efficace in modo tale da massimizzare la produttività e la resa dell’impianto e minimizzare i consumi energetici, sempre nel pieno rispetto delle vigenti norme di sicurezza.
Il cuore di questo lavoro è stato quello di realizzare un modello simulato di un impianto, preso a riferimento, di rigassificazione di GNL con il software Aspen HYSYS® per analizzare il processo e ricreare le diverse situazioni, in cui un impianto del genere si trova ad operare, quali il carico dei serbatoi e le normali operazioni di funzionamento e produzione di gas naturale. Dall’analisi dei risultati delle simulazioni stazionarie ma soprattutto dinamiche, si può capire come reagisce un impianto di rigassificazione a fronte di variazioni delle variabili operative più significative.
Il testo è organizzato come segue:
− nel secondo capitolo si presentano le diverse soluzioni operative comunemente adottate negli impianti di rigassificazione di GNL e lo stato dell’arte per quanto riguarda la modellazione del processo in letteratura;
− nel terzo capitolo si descrive l’impianto di rigassificazione di GNL off shore preso a riferimento per la creazione del modello simulato di processo e le varie sezioni operative nel quale esso si può suddividere;
− il quarto capitolo è la presentazione del modello realizzato in Aspen HYSYS® con la spiegazione delle unità operative scelte per rappresentare le varie sezioni dell’impianto;
− nel quinto capitolo si analizza il comportamento dinamico del processo attraverso i risultati delle simulazioni nella modalità di operazione, che prevede la rigassificazione del GNL in assenza della nave carrier;
− nel sesto capitolo si espongono le conclusioni del lavoro di tesi ed i possibili sviluppi futuri del modello di processo realizzato in Aspen HYSYS®.
