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Tecnica
dicembre 2013
LA TERMOTECNICA
Refrigerazione
di A. Arteconi, F. Polonara
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Liquefazione del gas naturale su piccola scala
Questo lavoro tratta impianti di liquefazione su micro-scala e ha lo scopo di condurre un’analisi tecnico-economica di diverse tecnologie di liquefazione.
I cicli considerati sono il ciclo Linde, il ciclo Claude e il ciclo Brayton inverso con azoto. Inoltre viene fornita una panoramica delle tecnologie concorrenti,
allo scopo di comprendere quale risulti la più conveniente da applicare nel contesto di riferimento.
SMALL-SCALE NATURAL GAS LIQUEFACTION
This paper deals with the liquefaction of natural gas by micro-scale plants. A technical and economic analysis of different liquefaction technologies is
performed and the liquefaction cycles considered are Linde cycle, Claude cycle and reverse-Brayton cycle. Moreover an overview on the competitors
technologies is presented in order to understand the most suitable for each given application.
INTRODUZIONE
L’attuale interesse verso impianti di liquefazione su piccola scala è
principalmente dovuto alla crescente domanda di energia e dei costi
energetici, che rendono interessanti applicazioni di nicchia come l’impiego
di metano da discarica, lo sfruttamento di riserve marginali o il recupero di
gas di boil-off (cioè la quantità di gas che vaporizza nello stoccaggio di un
gas liquefatto per effetto del riscaldamento esterno) da serbatoi contenenti
LNG (Liquefied Natural Gas). La fattibilità di un impianto di liquefazione
dipende da diversi fattori, tra cui la capacità della riserva, la taglia
dell’impianto e la distanza dal mercato del pozzo considerato. I nuovi treni
di liquefazione raggiungono taglie di 8 mtpa (millioni di tonnellate anno) e
lo sfruttamento di un pozzo di gas naturale è giustificato da una produzione
annua di diversi milioni di metri cubi di gas all’anno. In genere le tecnologie
impiegabili su impianti di grande scala non sono adatte per scala ridotta,
dove il costo dell’investimento iniziale e l’efficienza raggiungibile hanno
un peso rilevante. Questo lavoro tratta impianti di liquefazione su scala
che può essere definita micro-scala, riferendosi a capacità di produzione
giornaliera inferiori a 100.000 litri. Lo scopo è di condurre un’analisi sia
dal punto di vista tecnico sia economico, relativa a diverse tecnologie di
liquefazione, al fine di verificare gli ambiti in cui la realizzazione di impianti
di scala ridotta risultino fattibili, con particolare attenzione allo sfruttamento
dei pozzi marginali.
IL MERCATO DI RIFERIMENTO
Un pozzo marginale è una riserva di gas naturale che è stata scoperta, ma
non è sfruttata per ragioni di natura fisica o economica. In altre parole è
una riserva che potrebbe avere una collocazione remota rispetto al mercato
cui è rivolta, rendendo la costruzione di metanodotti troppo costosa, oppure
potrebbe essere troppo piccola per giustificare gli investimenti necessari
all’estrazione, liquefazione e trasporto del gas. Anche il “gas associato”, recuperato all’interno dei pozzi di petrolio, può essere considerato una risorsa
marginale quando il suo recupero non è economicamente conveniente e per
questo viene conseguentemente bruciato in sito.
Per gli scopi di questo lavoro, viene definito pozzo marginale un pozzo di
capacità inferiore a 0,01 Tcf (1 Tera cubic feet = 2,8·1010 Sm3 e dunque la
capacità di un pozzo marginale è inferiore a 2,8·108 Sm3). Studi esistenti in
questo settore hanno valutato l’esistenza di più di 6.000 riserve marginali nel
mondo [1], con la maggiore concentrazione in Australia, Russia, Indonesia
e Messico [2]. Questo mercato è dunque molto esteso e promettente per impianti di liquefazione di piccola taglia, ma la reale possibilità di sfruttamento
di tali riserve dipende dalla portata, dalla composizione chimica e dal sito
in cui ciascun pozzo è collocato.
Gli impianti di liquefazione di piccola taglia sono gli unici con una produzione idonea a riserve così ridotte, infatti, si consideri che un treno di liquefazione che produce 1 mtpa (million ton per year) di LNG (che corrisponde a circa
4,7·106 Sm3 di gas naturale in ingresso al giorno) ha bisogno di una riserva
di almeno 1,5 Tcf di gas naturale per garantire un funzionamento di circa 20
anni, tempo necessario a recuperare completamente l’investimento iniziale
e ottenere la remunerazione necessaria (nella valutazione una perdita di
gas del 20% circa è stata considerata nelle fasi di estrazione, purificazione
e liquefazione). Ciò significa che un impianto che produce 0,01 mtpa di
LNG è idoneo allo sfruttamento di un pozzo da 0,01 Tcf. In Tabella 1 sono
riportate le tipiche dimensioni di treni di liquefazione relativi a diverse taglie
di impianto, con le corrispondenti dimensioni dei pozzi sfruttati e dei costi di
liquefazione [3]. Gli impianti di grande taglia (base load plants) hanno costi
capitali nel range di 300 - 1.500 $ per tonnellata prodotta all’anno e i valori
maggiori sono relativi a progetti più recenti che hanno risentito di accresciuti
costi dei materiali, aumento dei tempi di consegna dei componenti, carenza
di personale specializzato. I costi capitali per gli impianti di piccola taglia
sono generalmente superiori per la presenza di costi fissi che difficilmente
si riducono con la taglia.
TABELLA 1 - Dimensione dei pozzi e costi di investimento per
diverse taglie di impianti di liquefazione
VALUTAZIONE ENERGETICA DELLE TECNOLOGIE
DI LIQUEFAZIONE
Le tecnologie di liquefazione analizzate (Figura 1) sono il ciclo Linde, il
ciclo Claude e il ciclo Brayton inverso utilizzante azoto come refrigerante
[4]. I cicli sono paragonati sulla base della loro efficienza energetica. La
scelta di questi cicli si basa sulla loro semplicità realizzativa. Sono riportate,
Alessia Arteconi - Università degli Studi e-Campus
Fabio Polonara - Dipartimento di Ingegneria Industriale e Scienze Matematiche, Università Politecnica delle Marche
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LA TERMOTECNICA
FIGURA 1 - Processi di liquefazione: a) Ciclo Linde; b) Cliclo
Claude; c) Ciclo Brayton inverso
TABELLA 2 - Risultati dell’analisi energetica comparativa dei
diversi cicli di liquefazione
per impianti offshore [8]. Confrontando le prestazioni energetiche degli
impianti considerati con le prestazioni di impianti su grande scala, dove
in genere sono utilizzati cicli in cascata o a refrigeranti misti, che hanno
efficienze di 0,375 kWh/kg [5], è possibile notare che la semplicità del
ciclo condiziona notevolmente la prestazione raggiungibile.
La gran parte del costo di investimento per un impianto di liquefazione è
dovuta al costo dei componenti (sistema di purificazione, scambiatori di
calore...); tra gli altri, gli scambiatori di calore rivestono un ruolo molto
importante negli impianti su grande scala [9]. È facile comprendere che il
ciclo Linde ha un costo iniziale più basso di tutti gli altri processi. Mantenere
il costo capitale basso è di importanza fondamentale con la riduzione
della taglia dell’impianto, invece quando la produzione cresce il costo
energetico aumenta, così che diventa interessante complicare il processo
allo scopo di incrementarne l’efficienza energetica.
I costi della materia prima (gas naturale) sono stati trascurati in quest’analisi; essi rappresentano la parte principale del costo di produzione dell’LNG
[10] e il loro valore decide la fattibilità economica di impianti di liquefazione
di piccola scala, insieme con l’investimento iniziale e l’efficienza energetica
del processo. L’analisi economica è strettamente connessa con il mercato
cui l’LNG è rivolto, poiché stabilisce il prezzo di vendita finale. In genere
il contributo sul costo dei vari anelli della catena di approvvigionamento
dell’LNG sono: gas naturale (25 - 35%), liquefazione (40 - 50%), trasporto
(15%), rigassificazione (9%). Considerando, ad esempio, il mercato degli
Stati Uniti, il prezzo medio del gas naturale nel 2010 era circa 0,35$/
kg [11], questo significa che il costo del gas della riserva dovrebbe essere
inferiore a 0,09$/kg e il costo della liquefazione inferiore a 0,14$/kg per
avere la fattibilità economica del progetto. Questo ragionamento, che ha
senso per impianti di grande taglia, non può essere applicato a impianti di
piccola scala che sfruttano risorse remote disponibili in genere a costi più
elevati e tecnologie di liquefazione con efficienze ridotte. La liquefazione
è un’opzione economicamente conveniente per i pozzi marginali solo
per quei mercati di nicchia dove l’aggravio di costo per la liquefazione
non rappresenta un ostacolo (es. carenza di altre risorse, combustibili
alternativi...) o quando la domanda futura di gas naturale non sarà più
completamente soddisfatta dalle riserve attualmente sfruttate.
Altre tecnologie di liquefazione che possono essere utilizzate alla piccola
scala sono: il ciclo a refrigeranti misti (MRC) e la liquefazione per mezzo
di vaporizzazione di azoto liquido.
Il primo è un processo ampiamente impiegato negli impianti di grande
taglia e la sua efficienza dipende dalla miscela di refrigeranti utilizzati, che
in genere contiene idrocarburi e/o azoto in diverse percentuali. Questo
ciclo è più complicato e richiede diversi scambiatori di calore e organi di
espansione, ma permettere di ottenere prestazioni più elevate. Per esempio
il ciclo MRC sviluppato dal SINTEF per impianti di piccola-media taglia
dichiara un’efficienza che varia nel range 0,6 - 0,9 kWh/kgLNG [6], invece
un altro ciclo MRC presentato da Gong et al. [7] riporta un’efficienza di 0,9
- 1,0 kWh/kgLNG. Per quanto riguarda la liquefazione con azoto liquido,
può essere utilizzata quando è accessibile, in termini di quantità e prezzo,
l’azoto liquido (ad esempio vicino a impianti di separazione dell’aria)
e quando piccole portate di metano devono essere liquefatte, poiché il
processo è estremamente semplice ma con un’efficienza termodinamica
dell’intero sistema molto bassa. Un processo che utilizza azoto liquido
insieme ad anidride carbonica liquida è stato proposto come soluzione
TECNOLOGIE CONCORRENTI
Lo sfruttamento di pozzi marginali attraverso la liquefazione è stato
comparato con altre tecnologie alternative: GTL (Gas-To-Liquid),
GTH (Gas-To-Hydrate), CNG (Compressed Natural Gas) e generazione di potenza (GTW).
La tecnologia GTL usa il processo Fischer-Tropsch per produrre, partendo
dal gas naturale o da altri idrocarburi, un gas di sintesi da convertire in
combustibili liquidi. Questo processo richiede elevati costi capitali e consumi energetici. La sua fattibilità economica è strettamente connessa con
l’investimento iniziale, i costi operativi, il costo del gas naturale e sopratutto
il prezzo del petrolio, che viene utilizzato come termine di paragone [12].
In realtà la tecnologia GTL non si rivolge al mercato del gas, quanto più
al settore dei combustibili per il trasporto. Inoltre, diversamente dall’LNG,
i prodotti GTL sono venduti su spot-market e non richiedono contratti di
vendita a lungo termine e accordi preventivi di acquisto [13].
Gli idrati del gas naturale (GTH) possono contenere fino a 150 - 180 Sm3
di gas ogni metro cubo di solido, quindi sono molto adatti al trasporto e
allo stoccaggio del gas naturale, in particolare se vengono mantenuti a
inoltre, ulteriori considerazioni su cicli con miscele di refrigeranti (MRC) e
liquefazione tramite vaporizzazione di azoto liquido.
In Tabella 2 sono riassunte le condizioni operative di ciascun ciclo e i risultati
principali della valutazione energetica.
È possibile vedere che il ciclo Claude ha l’efficienza più elevata tra i cicli
analizzati (nella valutazione è stato considerato di recuperare il lavoro della turbina). Il ciclo Linde invece ha l’efficienza più bassa, non molto peggiore di quella del ciclo Brayton inverso, anche se vale la pena evidenziare che
il ciclo Brayton presenta minori problemi di sicurezza per la ridotta quantità
di idrocarburi e, dal momento che l’azoto non subisce cambiamenti di fase
nel ciclo, la progettazione dei componenti coinvolti risulta più semplice da
realizzare [5]. L’efficienza energetica dei cicli considerati potrebbe essere
ulteriormente incrementata per mezzo di un preraffreddamento esterno,
schemi a doppia pressione o turbine multistadio, rinunciando però in parte
alla semplicità del processo.
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bassa temperatura (-15 °C) dove sono stabili a pressione atmosferica. I
costi capitali di questa tecnologia (includendo la produzione, il trasporto
e la rigassificazione) sono valutati circa al 25% in meno dei costi per impianti di liquefazione di grande taglia, perché comporta minor consumo
energetico [14]. Evitando elevati costi di investimento iniziale, gli idrati
diventano interessanti per il trasporto di gas da riserve marginali [15].
Lo svantaggio è che gli idrati occupano volumi maggiori rispetto all’LNG,
quindi necessitano di più mezzi per movimentare la stessa quantità di gas.
Il gas naturale dai pozzi marginali può anche essere compresso (CNG),
invece di essere liquefatto, fino a 200 bar e mantenuto a basse temperature (0 ÷ -40 °C) per essere trasportato per mezzo di navi dedicate. I
costi capitali di questa tecnologia sono dovuti al sistema di compressione
e refrigerazione; inoltre, il costo di acquisto delle navi per il trasporto deve
essere considerato nella valutazione ed esso rappresenta circa il 90% del
costo totale. Questa tecnologia è stata valutata più conveniente rispetto alla
liquefazione se la distanza dal mercato è inferiore ai 4.000 km. Il CNG
richiede un più semplice e meno energivoro processo, ma d’altro canto
lo stoccaggio di gas compresso a elevata pressione presenta problemi di
sicurezza e inoltre le navi per il trasporto sono disponibili in ridotta quantità
e hanno una capacità di carico pari a 1/3 delle metaniere per LNG [16]. Il
gas compresso può anche essere consegnato al mercato, se non è necessario il trasporto oltremare, su strada, immagazzinato in apposite bombole.
Quest’opzione è particolarmente conveniente per piccoli quantitativi di
gas, come nel caso dello sfruttamento dei pozzi marginali.
Un’altra opportunità per usare le riserve marginali è la generazione di
potenza in loco, per mezzo di microturbine o motori a combustione interna,
di corrente elettrica trasportabile via cavo (Gas-To-Wire). La convenienza
di questa opzione dipende dal fabbisogno di energia elettrica vicino al sito
considerato e dal prezzo dell’energia elettrica sul mercato di riferimento.
Infatti, installare linee per il trasporto dell’elettricità per coprire grandi
distanze è costoso come costruire metanodotti e le perdite di trasmissione
sono significative su lunghe distanze, non favorendo la convenienza economica di questa opzione [17].
Diversi studi hanno cercato di valutare l’economicità delle varie soluzioni
riportate e in genere le alternative sono paragonate in termini di capacità
e distanza. Gudmundsson and Mork [14] mostrano che l’LNG è in genere
considerato conveniente per grandi volumi ed elevate distanze; il GTL per
medio bassi volumi e lunghe distanze; il CNG e i GTH per medio bassi
volumi e brevi distanze, quindi sembrerebbero la miglior opzione per lo
sfruttamento dei pozzi marginali. In realtà al momento solo la liquefazione
e il processo GTL hanno dimostrato di essere tecnologie commercialmente
testate e affidabili. Inoltre questi studi in genere considerano una fase di
trasporto via mare per raggiungere il mercato, che non è un’opzione
fattibile per le ridotte quantità di gas dei pozzi marginali. Il trasporto via
terra crea interessanti possibilità per il CNG, come già ricordato, ma anche
per l’LNG per mezzo di serbatoi criogenici. In questo modo è possibile per
esempio rifornire regioni senza metanodotti o paesi con geografie complesse. Brendeng and Hetland [9] considerano la liquefazione su piccola
scala economicamente conveniente per distanze di trasporto di circa 500
km e volumi trasportati inferiori a 0,6 - 0,7 mtpa.
CONCLUSIONI
In questo lavoro è stata presentata una comparazione tra diverse tecnologie di liquefazione per lo sfruttamento di riserve marginali (<0.01Tcf). I
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risultati di quest’analisi mostrano la prestazione di diversi cicli e mettono in
evidenza il ruolo centrale dei costi capitali e dei costi energetici nella scelta
della migliore tecnologia per la liquefazione su piccola scala.
Inoltre sono state descritte le tecnologie concorrenti alla liquefazione. In
particolare i gas idrati (GTH) e il gas compresso (CNG) sembrano essere
interessanti alternative per le piccole scale, perché riducono l’investimento
iniziale del progetto. In ogni modo anche l’LNG è una buona opzione per
lo sfruttamento di piccole riserve se il mercato non è troppo lontano dalla
collocazione del pozzo ed è raggiungibile con trasporto via terra, grazie
all’elevata densità energetica del metano liquido.
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