Articolo scaricabile gratuitamente in
Transcript
Articolo scaricabile gratuitamente in
58-62_TER_set_dispenza 27-07-2007 12:15 Pagina 58 uso industriale del freddo C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca, G. Panno Rigassificazione del GNL Recupero del freddo e produzione di energia elettrica Una opzione possibile per il recupero del freddo disponibile nella rigassificazione del Gas Naturale Liquefatto (GNL) nei terminali di rigassificazione è la produzione di energia elettrica. Il processo propo- I l trasporto dai campi di produzione del Gas Naturale (GN) alle città e agli insediamenti industriali che lo utilizzano non può avvenire solo per mezzo delle pipeline, giacché alcuni siti di produzione ricadono in zone geografiche che richiedono il trasporto di GNL via mare con navi metaniere. Al terminale di arrivo occorre poi procedere alla gassificazione perché sia possibile la spedizione a mezzo di pipeline e reti di distribuzione alle utenze finali. La liquefazione del gas naturale nei siti di produzione richiede l’uso di cospicue quantità di energia1. La fonte energetica utilizzata è lo stesso gas naturale o anche altri prodotti che derivano dalla sua trasformazione negli impianti di liquefazione. È quindi conveniente il recupero almeno di una parte dell’energia impegnata per il processo predetto. Ciò anche in considerazione dei possibili aumenti dei prezzi di approvvigionamento. Il recupero del freddo è importante soprattutto per l’impatto ambientale che si ha, usualmente, nel tratto di mare adiacente all’area del terminale di ri gassificazione. Le possibilità di recupero del freddo dipendono dal tipo di processo di rigassificazione. Si hanno varie possibilità di utilizzazione del freddo disponibile con la rigassificazione, comprese alcune applicazioni di interesse della Criogenia. Il freddo disponibile nel processo di rigassificazione si può sfruttare alle più basse temperature per ridurre i fabbisogni energetici per la liquefazione dell’aria per ottenere: azoto, ossigeno, argon. Si può procedere alla liquefazione della CO2 ed alla produzione di CO2 allo stato solido (ghiaccio secco). Si vede, poi, che le applicazioni del freddo alle più basse temperature offrono una vasta gamma di altre possibilità. Si può produrre anche acqua dissalata. Le altre applicazioni riguardano l’uso convenzionale del freddo ed usi particolari nel settore industriale. Le possibilità di recupero “dell’energia del freddo” negli impianti dipende in modo determinante dal sito in cui il freddo è disponibile. Gli impianti di utilizzazione debbono, infatti, essere ubicati in prossimità dell’impianto di rigassificazione. È quindi prevedibile, generalmente, un flusso dei prodotti commerciali e dei beni avviati a bassa temperatura verso gli utilizzatori, soprattutto col trasporto su gomma. Ma il più forte vincolo è rappresentato dalla necessità della presenza degli utilizzatori nelle adiacenze del sito di rigassificazione. Debbono, altresì, rispettarsi complesse regole per ottenere le necessarie garanzie ai fini della sicurezza [9]. Infine, si può produrre energia elettrica facendo ricorso a speciali cicli combinati che, come si vedrà, hanno un ciclo di bottom che può operare a temperature criogeniche a mezzo dell’elio o anche dell’azoto (anche se quest’ultimo fluido consente di avere dei cicli tecnologici con impianti meno compatti e che operano con un più elevato rating di pressione). Nell’articolo si riportano i risultati di alcune ricerche2 del DREAM su alcuni tipi di impianti di rigassificazione modulari con capacità di rigassificazione di 2 109 Stm3/anno. I Prof. Celidonio Dispenza, prof. Vincenzo La Rocca, prof. Giuseppe Panno, DREAM, Università di Palermo; ing. Giorgio Dispenza, ITAE-CNR Nicola Giordano, Messina. 58 sto dagli autori usa il GNL, che viene trasformato in fase gassosa, come sorgente a bassa temperatura in impianti avanzati di cogenerazione (CHP) che si basano su un ciclo combinato composto da due Cicli Brayton con turbine a gas. Tenendo conto dei molti progetti nel mondo di siti, per la rigassificazione a terra del GNL, una proposta possibile è rappresentata dal ricorso ad unità modulari aventi una capacità di rigassificazione di 2 109 Stm3/anno. Nell’articolo si riassumono alcuni risultati di studi di fattibilità del DREAM dell’Università di Palermo su tale tipo di impianti. I dati ottenuti con appropriate simulazioni con software sviluppato dagli autori dimostrano la validità della proposta. risultati hanno confermato la validità degli impianti analizzati3. ll processo proposto dagli autori usa il GNL che viene trasformato in fase gassosa come sorgente a bassa temperatura in impianti avanzati di cogenerazione (CHP) che si basano su un ciclo combinato composto da due Cicli Brayton con turbine a gas. Tenendo conto dei numerosi progetti nel Mondo di siti per la rigassificazione a terra del GNL, l’interesse per tali iniziative è di grande attualità. Il futuro del gas naturale, la diffusione nel mondo dei siti di rigassificazione del GNL, le implicazioni energetiche ed ambientali Secondo le proiezioni internazionali contenute nello scenario di riferimento dell’“Energy Outlook 2006” dell’Energy Information Administration (EIA-U.S.: IEO2006) relative al mercato internazionale all’orizzonte del 2030, l’incidenza del gas naturale sul totale dei consumi energetici mondiali crescerà dal 24% nel 2003 al 26% nel 1 2 3 La liquefazione di un kg di gas naturale negli impianti attualmente in esercizio nel Mondo richiede in media (1.2÷1.5) 10-4 tep [1]. Ricerche svolte al DREAM dell’Università di Palermo nell’ambito del Programma “ORPA059444: “Innovazione tecnologica di sistemi energetici e loro componenti; metodologie di progettazione, verifica e simulazione”. La capacità scelta per l’impianto modulare consente di avere delle possibilità di scelta ottimali per i vari siti, giacché le capacità dei terminal in progetto o in corso di realizzazione variano nel range 8-12 109 Stm3/anno. La Termotecnica • Settembre 2007 58-62_TER_set_dispenza 27-07-2007 12:15 Pagina 59 uso industriale del freddo 2030. I consumi mondiali di gas naturale cresceranno da 2,69 1012 m3 nel 2003 a 5,15 1012 m3 nel 2030. Il consumo mondiale di gas naturale crescerà del 2,4% l’anno dal 2003 al 2030, a fronte di tassi di crescita del 2,5% per il carbone e dell’1,4% per il petrolio. Il gas sarà la fonte più ambita date le sue buone qualità riguardo all’impatto ambientale. In prospettiva, nell’ambito del mercato mondiale, ciò implica la necessità di approfondite analisi per risolvere i problemi dell’assolvimento della domanda nei paesi consumatori con una congrua diversificazione del mix di fonti, mentre i Paesi produttori dovranno trasformare le loro economie. L’incremento della domanda di gas richiede grandi investimenti sia per l’upstream che per il downstream. Sono necessarie delle estensioni delle pipeline esistenti, se ne debbono realizzare alcune nuove, è necessario procedere alla costruzione di terminali di liquefazione e rigassificazione. Nel 2030 il mercato del GNL dovrebbe raggiungere un volume di vendite di 2 109 Stm3/giorno, pari al 15% del mercato totale del gas (partendo da una incidenza del GNL del 5% nel 2000). Secondo uno studio della California Energy Commission US, in agosto 2005 la capacità di stoccaggio criogenico mondiale del GNL nei siti di rigassificazione era 22.7 106 m3 (50 siti): 2,84 106 m3 (13 siti, il 35% della domanda di gas) in Europa, 18.54 106 m3 (30 siti) in Asia, 1,00 106 m3 (5 siti)) in Nod America, 0,32 106 m3 (2 siti)) in America del Sud. In Italia si ha attualmente solo un terminale di rigassificazione a Panigaglia (LNG Italia - Gruppo ENI), con capacità di stoccaggio criogenico di 100.000 m3 e nel 2004 ha rigassificato 2,0 109 Stm3 di GNL. Nel luglio 2006, il Presidente dell’AEEG, a Roma “Sala della Lupa” ha presentato il Rapporto annuale [6]. In Italia sono in programma 10 terminali di rigassificazione di GNL autorizzati dall’ AEEG: 3 offshore (capacità di rigassificazione 22 109 Stm3/anno), 5 in Italia (capacità di rigassificazione 44 109 Stm3/anno) 2 in Sicilia (capacità di rigassificazione 24 109 Stm3/anno). Capacità di rigassificatione complessiva 90 109 Stm3/anno. L’impatto ambientale della rigassificazione del GNL, per il freddo rilasciato nel mare adiacente al sito del terminale quando si opera con le batterie Open-Rack è elevato4. Il recupero di parte del freddo è dunque un problema di rilievo planetario, sia per il risparmio delle fonti energetiche, sia per l’impatto ambientale (secondo i dati provvisori di Cedigaz per il 2004: il volume mondiale del trading del GNL era di 178 109 m3). minali di rigassificazione, è una vecchia idea. Una prima possibilità si ha raffreddando il condensatore di una centrale con turbine a vapore a condensazione con l’acqua di mare effluente dalle batterie Open Rack. Tale idea è sfruttata in Giappone [5]. Un secondo sistema adottato in Giappone nel terminale di Himeji, consiste nell’utilizzare il freddo disponibile nella rigassificazione del GNL per refrigerare l’aria che va all’aspirazione del compressore di un impianto a ciclo combinato con turbina a gas e turbina a vapore in una centrale elettrica. Il ciclo opera con una Turbina a gas (40 MW) ed una Turbina a vapore alimentata da vapore prodotto con il recupero del calore dai gas di scarico della turbina a gas (11 MW) [5]. Un terzo metodo è stato proposto negli anni Ottanta dalla Snamprogetti ed è stato provato in campo nell’impianto di rigassificazione dell’ENI di Panigaglia (La Spezia) [3], [4]. Il processo è basato sull’uso di un ciclo combinato composto da due Cicli Brayton: il ciclo di Top è un ciclo aperto con una turbina a gas alimentata con gas naturale, il ciclo di Bottom è un ciclo chiuso che opera con azoto ed è riscaldato col calore dei gas di scarico dalla turbina a gas del ciclo di Top. Il calore di scarico dal ciclo di Bottom ad azoto serve per rigassificare il GNL negli scambiatori rigassificatori. Oggi lo sviluppo di tecnologie innovative nel campo delle Turbine a gas, dei FIGURA 1 - Processo termodinamico di rigassificazione del GNL Produzione di energia elettrica con recupero del freddo disponibile nel processo di rigassificazione del GNL I metodi per la rigassificazione del Gas naturale liquefatto (GNL) fanno uso di calore prodotto attraverso il processo di combustione di Gas naturale (GN) o estraggono il calore per la rigassificazione dall’acqua di mare in circuiti aperti. Il primo di tali metodi ha elevati costi d’esercizio e per la rigassificazione del GNL si impiega attorno al 2% delle quantità da rigassificare. Il secondo metodo richiede invece notevoli investimenti di capitale sia per le unità di scambio termico che per l’impianto di pompaggio e presa dell’acqua di mare e per il riscaldamento dell’acqua del mare in inverno. Insorgono problemi complessi per l’impatto ambientale dovuto al processo. Entrambi i metodi degradano energia di elevato livello termodinamico contenuta nel GNL. Il problema è oggetto di grande attenzione in tutto il mondo e vi sono varie ricerche in corso per lo sviluppo di adeguati sistemi. La produzione di energia elettrica, utilizzando il recupero del freddo disponibile nella rigassificazione del GNL nei ter4 In media 120÷140 Tcal/anno per 1 109 Stm3/anno di GNL da rigassificare [4]. La Termotecnica • Settembre 2007 Compressori e degli Apparecchi di scambio termico offre nuove prospettive. Pertanto è di attuale interesse la ricerca su sistemi innovativi per la produzione di energia elettrica in impianti del tipo proposto [4] [5]. Una analisi di fattibilità del DREAM [4] riguarda in particolare due opzioni: una attiene a cicli CHP combinati composti da 2 Cicli Brayton, in cui il ciclo di bottom opera con elio, l’altra attiene a cicli CHP combinati composti da 2 Cicli Brayton, in cui il ciclo di bottom opera con azoto. Le pressioni sono state scelte con una analisi di ottimizzazione e sono più alte di quelle scelte dalla Snamprogetti [3]. Si è, inoltre, dedicata particolare cura allo studio di progetto degli scambiatori e di altri componenti, agli aspetti della sicurezza ed allo studio del layout dell’impianto. Il processo di rigassificazione del GNL Nel sistema gasiero italiano le dorsali hanno un rating di pressione superiore a 70 bar, e, di conseguenza, il GNL rigassificato deve essere immesso nella rete di spedizione a tali pressioni. In linea di principio è possibile (si veda la Figura 1: percorso AB’D’D) pompare il gas effluente da un processo di rigassificazione a più basse pres- 59 58-62_TER_set_dispenza 27-07-2007 12:15 Pagina 60 uso industriale del freddo sioni (AB’B’’B’’’D’) sino a tale ordine di pressioni (D’D), ma questa opzione non è usuale in Europa. Seguendo la predetta strategia, infatti, la potenza di pompaggio è elevata. Invece, la potenza di pompaggio si riduce parecchio se si porta il GNL, in fase liquida, prima della rigassificazione, ad una pressione che, considerate le perdite di carico nel processo di rigassificazione, sia compatibile con le pressioni richieste per la spedizione. Si opera, così, a pressioni ipercritiche (75-80 bar) e la potenza di pompaggio è attorno ad un ventesimo rispetto alla opzione della rigassificazione a più basse pressioni. Nella Figura 1 il processo evolve lungo il percorso ABCD. Operando a pressioni ipercritiche il processo di trasmissione del calore è efficace ed affidabile. L’impianto modulare di rigassificazione Si riportano alcuni risultati dell’analisi di fattibilità di Cicli combinati di cogenerazione di Energia elettrica e calore di processo in cui la produzione dell’energia elettrica avviene in un ciclo combinato con Turbine a gas. Lo schema di funzionamento dei moduli proposti nelle ricerche del DREAM è riportato nella Figura 2 ed ha le seguenti caratteristiche: FIGURA 2 - Modulo proposto per la rigassificazione del GNL - l’impianto con turbina a gas è a scarico libero atmosferico ed è parte di un ciclo combinato con un altro ciclo chiuso con turbina a gas che opera con elio in fase gassosa; - il ciclo con turbina a gas a scarico libero atmosferico è il Ciclo di Top: i gas di scarico effluenti dalla turbina a gas scaldano l’elio che, in un impianto a circuito chiuso, aziona un secondo ciclo con turbina a gas, quest’ultimo è il Ciclo di Bottom; - la sorgente ad alta temperatura del Ciclo di Bottom è costituita dai gas di scarico dalla turbina del Ciclo di Top; - la sorgente a bassa temperatura del Ciclo di Bottom è costituita dal GNL che deve vaporizzare, esso è scaldato dall’elio che, come si è detto, è il fluido di lavoro per il Ciclo di Bottom con turbina a gas, il gas scaricato dalla turbina del secondo ciclo (elio in fase gassosa) va allo scambiatore di rigassificazione del GNL in cui la rigassificazione avviene in due tappe, in regime ipercritico; - l’elio va poi al compressore del Ciclo di Bottom che lo trasferisce 60 nello scambiatore a recupero installato sul percorso del primo ciclo con turbina a gas; la compressione avviene a partire da temperature criogeniche ed è contraddistinta da una elevata efficienza. La scelta dell’elio come fluido di lavoro è appropriata, date le ottime prestazioni che offre il suo uso per il funzionamento dei moduli di rigassificazione. Per verificarne le prestazioni si è anche effettuata una analisi comparativa di cicli che usano l’azoto come fluido di lavoro per il Ciclo di Bottom. La turbina del ciclo di Top opera con gas di lavoro con elevata temperatura all’ingresso (sopra 1.000 °C). L’aria che va all’aspirazione del compressore del ciclo di top è raffreddata con acqua disponibile all’uscita del parco batterie Open Rach. Il processo è mostrato a sinistra in alto nella Figura 2. Tale accorgimento fa crescere il rendimento del ciclo. Si noti che la disponibilità del freddo è gratuita essendo usata l’acqua di mare all’uscita dalle batterie Open Rack. Il ciclo di bottom, mostrato nella figura a destra, opera con elio: la pressione più alta del ciclo è 22,7 bar e quella più bassa è 3 bar. La temperatura dell’elio all’ingresso nella turbina del ciclo di bottom (GTbottom) è 579 °C, l’elio scaricato dalla turbine dà calore al GNL negli scambiatori rigassificatori criogenici e si raffredda uscendo a -129 °C, è poi compresso dal compressore Criogenico C2 e si porta in mandata alla temperatura di 70 °C. Gli scambiatori criogenici per la rigassificazione del GNL hanno una matrice di scambio termico a fascio tubiero con superficie estesa all’esterno di particolare manifattura (tegoli ondulati a contatto con l’esterno dei tubi). Il GNL passa dal lato tubi. I tubi sono dotati all’interno di promotori di turbolenza e sono riuniti in clusters con passo triangolare equilatero. Nella cavità tra i tubi di un cluster sono installate delle tie rods cave con scanalature laterali che inducono un moto turbolento dell’elio, accresciuto dal mix che si ha con l’iniezione laterale. Gli scambiatori presenti in un modulo di rigassificazione di 2 109 Stm3/anno sono 4: due in serie e la serie dei 2 è collegata in parallelo. Il diametro esterno del mantello è 1,20 m ed è lungo 8,60 m, si hanno 300 tubi di acciaio inossidabile adatto al funzionamento in regime criogenico con diametro esterno di 3/4”. Gli scambiatori che scaldano l’elio a mezzo dei gas di scarico dalla turbina di top sono simili a quelli degli scambiatori criogenici e sono 2, essi hanno una matrice di scambio termico a fascio tubiero con superficie estesa sia all’interno che all’esterno di particolare manifattura (tegoli ondulati a contatto con la superficie dei tubi). All’interno, oltre l’estradosso dei tegoli si hanno dei promotori di turbolenza. L’elio attraversa la matrice di scambio termico dal lato interno ai tubi ed all’esterno passano i gas di scarico. Il diametro esterno del mantello è 2,90 m ed è lungo 12,00 m, si hanno 450 tubi di acciaio inossidabile con diametro esterno di 1 1/2”. Le batterie Open Rack, Figura 2, entrano in funzione durante le operazioni di manutenzione o quando non è in funzione il modulo cogenerativo. Un modulo di rigassificazione con una capacità di 2 109 Stm3/anno occupa una superficie di circa 1.500 m2. L’impianto che opera con l’azoto ha simili caratteristiche, ma le pressioni nel ciclo di bottom sono più elevate di quelle nel ciclo di bottom per l’elio (pressione più alta 37,6 bar e la più bassa 5 bar) e la performance è più bassa. Per l’elio occorre ancora ricerca per lo sviluppo commerciale della tecnologia, ma le prospettive sono allettanti. L’elio è disponibile negli USA, in Russia ed in Italia. Nell’ambito La Termotecnica • Settembre 2007 58-62_TER_set_dispenza 27-07-2007 12:15 Pagina 61 uso industriale del freddo dell’Ingegneria nucleare sono state svolte molte ricerche sui cicli ad elio per i quali vi è un grande interesse (ma in tale campo i problemi sono più complessi per le alte temperature d’esercizio). L’uso dell’azoto è abbastanza diffuso nell’ambito della petrolchimica. I dati di progetto ed il fluido di lavoro per il Ciclo di Bottom Per il ciclo di bottom è stato necessario scegliere un fluido di buone prestazioni. Poiché si lavora con gas a basse temperature, le variazioni del volume specifico e l’ordine di grandezza di tale parametro sono assai importanti. Con la scelta adeguata del livello di pressione FIGURA 3 - Lavoro specifico netto per un ciclo Brayton ideale in funzione del rapporto di compressione per T1=144 K e T3=852 K inferiore e del rapporto di compressione si può avere un impianto compatto. Nella scelta del fluido di lavoro va posta attenzione al parametro Wp/q, ossia il rapporto tra potenza di pompaggio e potenza termica scambiata in un apparecchio. Al riguardo, un esame comparativo tra Idrogeno, elio, anidride carbonica ed azoto mostra che a parte l’idrogeno, che è da scartare per la sua intrinseca natura, l’elio offre le migliori prestazioni. L’elio è un ottimo fluido di lavoro. La Figura 3 mostra per un ciclo Brayton ideale, in funzione del rapporto di compressione `=p2/p1, l’andamento del lavoro specifico netto per T1=144 K (temperatura di inizio compressione) e T3=852 K (temperatura di inizio espansione) che sono i valori assunti nel progetto del modulo di rigassificazione. La temperatura di 852 K è scelta in modo da avere una differenza di temperatura (valore di pinch) di 34 K tra T4 nel ciclo di top e T3 nel ciclo dell’elio. T1 è scelta in modo da avere una differenza di temperatura (valore di pinch) di 5 6 7 270 giorni corrispondono ad una stagione di riscaldamento quando si ha una richiesta maggiore. In un tipico moderno Terminale di rigassificazione della capacità di 8 109 Stm3/anno si possono avere 4 impianti CHP modulari. Il periodo di 270 giorni è scelto prudenzialmente; data la crescente domanda di gas per le centrali elettriche il fattore di utilizzazione può crescere. Ma vi sarà molta concorrenza, se si avranno molti terminali! Questo prezzo è stato applicato all’energia elettrica ceduta dall’impianto IGCC della ISAB Energy a Priolo Gargallo-Sr (l’impianto gassifica i TAR provenienti dalla vicina Raffineria). Ciclo CHP: il Ciclo di Top è un ciclo aperto convenzionale con Turbina a Gas alimentato da gas naturale, il Ciclo di Bottom è un ciclo chiuso con Turnina a Gas operante con elio ed è scaldato dai gas di scarico dal ciclo di top, il calore di scarto del ciclo serve per gassificare il GNL. La Termotecnica • Settembre 2007 31 K tra essa e la temperatura di ingresso del GNL (113 K). Lo stesso dicasi per il modulo che opera con azoto. L’ottimo per il lavoro specifico netto si ha rispettivamente per `=p2/p1: 9,4 per l’elio, 22,4 per l’azoto e 52,1 per la CO2. Si vede che il lavoro specifico per l’elio è più elevato rispetto a quello per l’azoto e la CO2. Modulo che opera con l’elio L’impianto proposto è modulare ed ha una capacità di rigassificatione di 2 109 Stm3/anno operando 24 h al giorno per tutto l’anno utile (270 giorni5). La potenza termica in ingresso nel ciclo di Bottom è 79,5 MW, la potenza elettrica media prodotta è 29,6 MW e 44,03 MW è la potenza termica scambiata nel rigassificatore criogenico. Il rendimento elettrico medio è un 37%. Il rendimento elettrico medio del ciclo di Top è il 28%; la potenza termica fornita 182,2 MW e la potenza termica lorda recuperata dai gas di scarico è 86,4 MW mentre la potenza elettrica prodotta è 51,5 MW. Il consumo di gas è il 5,7% del GNL rigassificato ma solo il 3% è da attribuire al processo di rigassificazione. Il rendimento elettrico complessivo del ciclo CHP è il 45% e quello globale convenzionale il 69%. Il PCI del gas è 36.209 kJ/Stm3 (8.560 kcal/Stm3) talché il consumo del gas è 117,37 106 Stm3/anno, ossia 101,5 ktep/anno di energia primaria. L’energia elettrica prodotta è 525,59 GWh/ anno. In Italia, per tale produzione, si dovrebbe attribuire al parco elettrico un consumo di fonti di energia primaria di 115,63 ktep/anno, il risparmio è dunque 14,1 ktep/anno. Analisi economica ed ambientale Si è anche effettuata una analisi economica raffrontando alcune ipotesi di gestione del processo per gli impianti CHP proposti per la rigassificazione del GNL. Nelle simulazioni si è raffrontata una data alternativa per la gestione del processo (“Alternativa 1”), sia per i moduli operanti con l’elio che con l’azoto, con una alternativa di riferimento basata sull’uso di un impianto di rigassificazione con la Tecnologia Open Rack (della medesima capacità di rigassificazione dell’impianto CHP analizzato: “Alternativa 0”). La Tabella 1 riassume alcuni risultati dell’analisi economica per l’impianto modulare CHP operante con elio. Gli investimenti sono stati stimati come differenza tra quelli relativi alle alternative “1” e ”0”. I vari raffronti sono indicati nella prima colonna. Il metodo usato è quello del VAN, noto nella letteratura internazionale come Revenue Requirement Method [8], nel quale il PWRR (Present Worth of Revenue Requirement) è il parametro che corrisponde al VAN. Gli altri parametri sono definiti in calce alla Tabella 1. Il metodo fa uso di una simulazione appropriata dei flussi di cassa per ciascun confronto. I risultati ottenuti dipendono sensibilmente dai prezzi di cessione dell’energia elettrica prodotta e dal fattore di utilizzazione degli impianti. Per esempio, per un periodo di funzionamento di 24 h al giorno per 270 giorni/anno il tempo di ritorno degli investimenti è 2,83 anni per un prezzo di cessione dell’energia elettrica prodotta6 di 7 c€/kwh, ma, con il medesimo prezzo, diviene 11,40 anni se l’impianto lavora solo 16 h al giorno. Si vedano gli altri indicatori nella Tabella 1. I risultati ottenuti mostrano che l’opzione relativa ad un impianto CHP che opera con l’elio è vantaggiosa se il modulo di rigassificazione lavora 270 giorni l’anno per 24 h/giorno. In base 61 58-62_TER_set_dispenza 27-07-2007 12:15 Pagina 62 uso industriale del freddo ai dati riportati in [10] per la stima delle emissioni di CO2eq, gli indici specifici in Italia sono: per l’energia elettrica, in media, 137,22 CO2/MJ e per il gas naturale 55,28 gCO2/MJ. Tenendo presenti i risultati relativi all’impianto CHP che opera con l’elio, riportati nel primo raffronto in Tabella 1, le emissioni evitate di CO2 sono 24,32 kt. Con l’uso del modulo di rigassificazione CHP che opera con l’elio il rilascio di freddo evitato nel mare adiacente al sito del terminale di rigassificazione è 245 Tcal/anno. ma date le prospettive di evoluzione del mercato del GNL, è bene guardare avanti e considerare l’opportunità di proporre adeguati approfondimenti degli studi per lo sviluppo della tecnologia. L’elio è disponibile negli USA, in Russia ed in Italia. Nell’ambito dell’Ingegneria nucleare sono state svolte molte ricerche sui cicli ad elio per i quali vi è un grande interesse (ma in tale campo i problemi sono più complessi per le alte temperature d’esercizio). L’uso dell’azoto è abbastanza diffuso nell’ambito della petrolchimica. Inoltre, il processo proposto, che ha sede all’interno del sito del Terminale di rigassificazione, offre più che sufficienti garanzie di affidabilità per la sicurezza. Aspetti relativi alla sicurezza Trattandosi di produzione elettrica, il processo ha luogo dentro l’area del terminale di rigassificazione. Nello stabilire il layout dell’impianto proposto si è affrontato l’aspetto della valutazione del rischio e dell’affidabilità e della sicurezza in corso d’esercizio. Bibliografia [1] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca, G. Panno, Analisi delle prestazioni termodinamiche e raffronto tecnico economico di impianti per la liquefazione del gas naturale: Atti 57° Congresso nazionale ATI, 17-20 Settembre, Pisa 2002. [2] J.P. Buffiere, R. Vincent, La recuperation des frigories du LNG et Considerazioni conclusive l’ajustement du gaz au terminal de Fos sur Mer, in LNG 3, Session III, Paper 8, 1972. La produzione di energia elettrica utilizzando anche il recupero di [3] Snamprogetti, More Energy from LNG, Electric energy from LNG energia del freddo disponibile nella rigassificazione del GNL con regasification SP/BBC Process 2, Snamprogetti ENI Group, AMimpianti innovativi CHP offre delle prospettive interessanti. Gli studi SEL, Linate Italy 1978. di fattibilità del DREAM con una appropriata analisi termodinamica [4] C. Dispenza, V. La Rocca, G. Panno, G. Dispenza, Ricerca sul ed economica di Cicli innovativi CHP modulari7 mostrano che le prorisparmio energetico nella rigassificazione del GNL - Impianti poste sono convenienti tanto per gli impianti CHP che operano con CHP con ciclo di Bottom ad elio o ad azoto, Innovazione tecnol’elio che per gli altri che operano con l’azoto. logica di impianti energetici: Studio teorico e sperimentale di Questi ultimi sono simili ai primi, ma operano con pressioni più elemetodologie per la progettazione e la verifica Unità di Ricerca vate nel ciclo di bottom ed hanno una performance inferiore. L’uso dell’Università di Palermo, Rapp. ric. n. 1, 2006, DREAM Unidell’elio richiede ancora delle ricerche per lo sviluppo commerciale, versità di Palermo, Italia, E.U. [5] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La TABELLA 1 - Sintesi dell’analisi economica, impianto modulare CHP Rocca, G. Panno, CHP plants for operante con l’elio raffronto tra le alternative “1” and “0” production of electrical energy during regasification of LNG recovering Confronto tra le alternative “1” e “0” VAN = 311,25 M€ TR anni 2,83 Fattibile exergy of cold, In: Proceedings of (7 c€/kWh; 270 giorni - 24 h/giorno) r% fer% i% ROI% 31,32 ASME/ATI 2006 Conference Energy; 4,6 1,0 3,6 IP% 655,34 production, distribution and conserConfronto tra le alternative “1” e “0” VAN = 206,60 M€ TR anni 4,27 Fattibile vation, Milan May 14/17, 2006 , (7 c€/kWh; 270 giorni - 21 h/giorno) r% fer% i% ROI% 19,43 Vol. II p. 593-603. 4,6 1,0 3,6 IP% 461,46 [6] AEEG, Relazione annuale sullo stato Confronto tra le alternative “1” e “0” VAN = 68,71 M€ TR anni 11,40 Non dei servizi e sull’attività svolta, Presi(7 c€/kWh; 270 giorni - 16 h/giorno) r% fer% i% ROI% 4,77 fattibile denza del Consiglio dei Ministri - Di4,6 1,0 3,6 IP% 222,58 partimento per l’informazione e l’editoria 2006. Confronto tra le alternative “1” e “0” VAN = Negativo TR anni Non [7] R. Schleicher, A.R. Raffray, C.P. (4 c€/kWh; 270 giorni - 24 h/giorno) r% fer% i% ROI% fattibile Wong, An assessment of the Brayton 4,6 1,0 3,6 IP% cycle for high performance power Confronto tra le alternative “1” e “0” VAN = 79,90 M€ TR anni 10,00 Non plants, General Atomics, University of (5 c€/kWh; 270 giorni - 24 h/giorno) r% fer% i% ROI% 6,00 fattibile California, San Diego, http://www4,6 1,0 3,6 IP% 242,55 ferp.ucsd.edu. Confronto tra le alternative “1” e “0” VAN = 195,59 M€ TR anni 4,41 Fattibile [8] D.L. Phung, Cost comparison of (6 c€/kWh; 270 giorni - 24 h/giorno) r% fer% i% ROI% 18,66 energy projects: Discounted Cash 4,6 1,0 3,6 IP% 448,95 Flow and Revenue requirement methods, Energy 5 1053-1072 1980. I costi di investimento I sono stimati come differenza tra quelli delle alternative “1” e “0”, [9] J.A. Alderman, Introduction to LNG relativamente alla medesima capacità di rigassificazione Safety, Process Safety Progress (Vol. c€: centesimi di Euro r: indice di costo reale del capitale 24, n. 3), American Institute of CheCiclo di vita del progetto: 25 anni fer: tasso di escalation del costo del combustibile mical Engineers, 2005. Incidenza mutuo: 100% (10 anni) i = r-fer: tasso di sconto [10] D. Romano et a., Italian Greenhouse Tasso del mutuo: 8% IP = (VAN+I)/I gas inventory 1990-2003 - National InVAN: valore attuale netto ROI = utile lordo/investimento TR: tempo di ritorno ventory report 2005 APAT Italy 2005. ■ 62 La Termotecnica • Settembre 2007