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