PRODUZIONE LNG DA GAS NATURALE 1-Introduzione Da un paio di anni si sono aperte nuove prospettive per l uso di GNL per l autotrazione. Il gas naturale o metano per l autotrazione veniva e viene ancora utilizzato per l autotrazione allo stato gassoso, compresso fino a 250-300 Atm. Ora ci sono grossi mezzi di trasporto, come i TIR, che sono dotati a bordo di un piccolo impianto di gassificazione del gas naturale liquefatto (GNL). Pertanto conviene ad essi rifornirsi ai distributori di GNL, che ha una densità di circa 400 kg/m3, contro quella del gas a 250 ATM che è circa 160 kg/m3 ; da qui risulta che uno stesso volume può contenere con il GNL 2,5 volte la quantità di metano rispetto al gas e inoltre il contenitore sul mezzo di trasporto è bollato a 300 Atm per il gas compresso, mentre a 10 Atm per il GNL. Sebbene ci siano vantaggi evidenti ad usare il metano liquido anziché come gas compresso, dovuti alla Fisica, oggi la distribuzione del GNL per uso trazione è frenata, perché si attende una normativa sulla accisa, ora fortemente ridotta rispetto a quella relativa al diesel o alla benzina. Se essa dovesse aumentare resterebbe comunque un presumibile vantaggio economico a favore del GNL, non inferiore al 30%, essendo ora pari al 50%. In Italia oggi c è un solo distributore di metano che oltre al gas fornisce anche il GNL, si trova a Piacenza e ha uno stoccaggio criogenico di GNL di 60 mc. Un altro ostacolo all uso diffuso del GNL per autotrazione è la difficoltà di reperire sul territorio nazionale il prodotto.
L ENI riceve dalle navi metaniere il GNL prodotto in Libia o in Algeria, poi lo gassifica nei gassificatori presenti in Italia (per esempio a Panigaglia (SP)) e lo inietta nel gasdotto nazionale. Per questa ragione notevoli quantità di GNL vengono importate dalla Spagna mediante trasporto in autocisterne criogeniche. E sorta quindi l esigenza presso alcuni distributori di metano di produrre il GNL, partendo dal gas. Ovviamente a questi converrebbe avere impianti di liquefazione a bassa capacità installabili in spazi ristretti, ma sembra più fattibile avere alcuni impianti di liquefazione disseminati sul territorio, atti a fornire i distributori di GNL. Naturalmente tali impianti avrebbero capacità basse non certo confrontabili ai grandi impianti di paesi produttori come la Libia. Vanno quindi esclusi processi di liquefazione Metano che usano processi con cicli frigoriferi in cascata operanti in successione con Butano, Propano, Etilene. Uno di questi processi è il Tealarc, usato in Libia, Algeria e in altri paesi produttori. Per impianti di piccoli dimensioni vanno bene due processi che presentiamo in questo articolo: I - Un ciclo frigorifero allargato che sfrutta le frigorie del gas di riciclo, proveniente da una parziale liquefazione del gas naturale. II - Liquefazione del gas naturale mediante l uso di azoto liquido.
2-Basi dello studio Prima di passare a descrivere i due processi, occorre definire le basi sulle quali questi sono studiati. Lo studio di seguito esposto si basa su una composizione standard del gas naturale come di seguito riportata nella tabella. Lo scopo dell impianto è prelevare il gas naturale da un impianto esistente o dal gasdotto, per inviarlo poi alla liquefazione. La capacità dell impianto è stabilita sulla produzione di 500 kg/h di GNL destinato all autotrazione. Questo valore è riferito ad un consumo giornaliero di GNL in distributore operante per 10 ore al giorno. E evidente che nel caso di una produzione di GNL accentrata in impianto avente la funzione di distribuirlo, la capacità dovrebbe essere considerevolmente aumentata. E naturale che nel cambio di capacità le grandezze estensive vanno moltiplicate per il rapporto tra le due capacità.
La presenza dell anidride carbonica e dell acqua il cui dewpoint è a -5 C impone un pretrattamento del gas con setacci molecolari, eliminando del tutto i due componenti suddetti.
Descrizione dell impianto PROCESSO 1 Si rimanda allo schema 1 per seguire la descrizione. Nella sua struttura l impianto assomiglia a un ciclo frigorifero dove l agente è il gas di riciclo freddo proveniente dal separatore. Il gas naturale proviene da un gasdotto a 40 barabs e a 40 C e con una portata di 580 kg/h. Vi è subito da notare che la portata di ingresso è stata posta uguale a 580 kg/h per tener conto delle perdite di metano dovute allo spurgo, come in seguito si capirà. Ad esso si unisce il gas di riciclo proveniente dal compressore K2 e il tutto viene compresso nel compressore K1 a 250 barabs e refrigerato in un aircooler a 50 C. Il gas uscente dal compressore K1 con una portata di 1865 kg/h viene raffreddato a -10 C nell evaporatore di un ciclo frigorifero con ammoniaca. Poi esso fluisce nello scambiatore E1 dove si raffredda a -38 C a spese del gas di riciclo proveniente dallo scambiatore E2, a cui è stato aggiunto anche il gas proveniente dal compressore K3. Dopo lo scambiatore E1 il gas entra nel turboespansore, da qui esce con una temperatura di -65 C e a una pressione di 70 barabs. Il gas espanso fluisce nello scambiatore E2 dove incontra il gas di riciclo proveniente dal separatore SR1 avente una temperatura di - 142 C e si raffredda fino a - 75 C. A valle dell E2 è posta la laminazione di Joule-Tompson che porta il gas a - 142 C. Esso in parte liquefa per una percentuale del 30% circa, quindi entra nel separatore SR1 dove il gas viene separato dal liquido, costituito essenzialmente da metano.
Il gas separato, composto per circa il 90% da metano e per il 10% da azoto, costituisce invece il riciclo avente una portata di 1285 kg/h e viene inviato allo scambiatore E2, dove si riscalda fino a - 76,5 C. Il flusso del riciclo è garantito dal fatto che la pressione del separatore SR1 è uguale a 4 barabs e in aspirazione al compressore K2 è 3,5 barabs. A valle dell E2 si inserisce il gas più freddo proveniente dal compressore K3, quindi la temperatura si abbassa a -77,4 C e la portata sale a 1365 Kg/h. Il riciclo entra poi nello scambiatore E1 per cedere le sue frigorie al gas entrante in impianto. Il riciclo dopo questo interscambio si trova a una temperatura di - 20 C e viene compresso nel compressore K2 alla pressione di 40 barabs, la maggior parte poi si unisce al gas che va all aspirazione del compressore K1. La parte rimanente costituisce lo spurgo dell impianto necessario per scaricare l azoto introdotto nell alimentazione, altrimenti non condensando si accumula nell impianto. Esso ha una portata di 80 kg/h e contiene circa l 80 % di metano, per questo è inviato ai limiti di batteria per essere utilizzato come combustibile. Il metano liquido proveniente dal separatore SR1 fluisce nel separatore SR2 che si trova a una pressione di 1,5 barabs. Per questo motivo in parte evapora, liberando circa 60 kg/h di gas. Il metano liquido infine entra nello stoccaggio atmosferico a -160 C e qui si libera ancora del gas per una portata di 20 kg/h, comprendente anche il boil off dello stoccaggio. Questo gas si unisce a quello liberato dal separatore SR2 e insieme vanno al compressore K3 dove vengono compressi a 3,7 barabs per essere poi uniti al gas di riciclo tra i due scambiatori E2 ed E1.
Dati termodinamici e consumi Le duties stimate degli scambiatori sono le seguenti: E1= 39000 kcal/h E2= 43000 kcal/h I consumi elettrici sono i seguenti: Compressore K1 = 215 kwh/h Compressore K2 = 176 kwh/h Ciclo frigorifero NH3 = 30 kwh/h Produzione energia elettrica del turboespansore = 35 kwh/h Consumo energia elettrica complessivo = 215+176+30-35 = 386 kwh/h Consumo energia elettrica per 1 kg di GNL prodotto = 0,77 kwh
Descrizione dell impianto PROCESSO 2 Si rimanda allo schema 2 per seguire la descrizione. Il processo sfrutta le frigorie dell azoto liquido oggi facilmente trovabile sul mercato a basso costo. Il gas naturale viene alimentato alle condizioni di un impianto esistente a monte (12 barabs e 40 C) con la composizione data nella tabella 1. La sua portata è a 520 kg/h per tener conto delle perdite dovute al boil off dello stoccaggio LNG. Il gas entra nello scambiatore E1 dove incontra l azoto gassoso freddo a -189 C proveniente dallo stoccaggio del liquido. Esce a -116 C ed è parzialmente condensato: il 35% è liquido. L azoto gas viene riscaldato sino a 38 C e la sua pressione viene controllata mediante una valvola di controllo sotto l azione di un PIC posto all uscita dell E1. Dopo la valvola viene scaricato all atmosfera, non avendo effetti inquinanti. Dopo questo primo raffreddamento il gas naturale subisce una laminazione, che lo porta a una pressione di 1,5 barabs; la temperatura si abbassa fino a -150 C ma il condensato scende al 19,6%. La fase mista così formatasi entra poi nello scambiatore a baionetta E2 incorporato nello stoccaggio dell azoto liquido a 189 C e a una pressione di 1,5 barabs. Dallo scambiatore E2 il gas naturale esce tutto liquefatto a una temperatura di -162 C. Nello stoccaggio si ha una perdita di gas dovuta al boil off, valutabile intorno a 20 kg/h.
Dati termodinamici e consumi I dati termodinamici sono riportati sullo schema 2 quantificato. Qui riferiamo le duties degli scambiatori. E1 ha una duty di 60750 kcal/h E2 ha una duty di 49220 kcal/h. I consumi elettrici sono trascurabili, non essendo presenti macchine fluidodinamiche. Si può avere solo un consumo di energia elettrica non trascurabile nel caricamento dell azoto liquido nello stoccaggio, peraltro a spese del fornitore dell azoto liquido, le cui autobotti saranno munite di pompe per il carico. Il costo del consumo dell azoto è valutabile attorno a 0,22 Euro per kg di GNL prodotto, considerando che il prezzo dell azoto liquido è 0,1 Euro/kg stoccato nell impianto, includendo le spese di trasporto e di carico. Vi è invece da rilevare che il consumo dell azoto liquido è 1077 kg/h pari quasi al doppio del gas naturale trattato. Essendo la densità dell azoto liquido circa uguale a 808 kg/m3 la portata volumetrica dell azoto è 1,33 m 3 /h. Nell ipotesi che l impianto sia installato nell area di una stazione di rifornimento che lavora 10 ore al giorno, come è probabile per un distributore che per 12 ore fornisce combustibile agli utenti e che ha due ore di tempi morti, sarà necessario uno stoccaggio di GNL pari come minimo a un consumo di un giorno, cioè 12x500/400 = 15 mc, mentre lo stoccaggio di azoto liquido che garantisca 13,3 m 3 per la fornitura di un giorno. Supponendo che il fornitore dell azoto liquido garantisca la fornitura ogni 7 giorni è necessario uno stoccaggio di 93 m 3.
Nell ipotesi invece che l impianto sia destinato alla produzione di GNL per la distribuzione nazionale, dovrà lavorare con cicli di produzione più lunghi, quindi occorreranno degli stoccaggi di GNL e di azoto liquido sensibilmente più grandi. SCHEMA 2
Il confronto tra i due processi E evidente che il Processo I presenta un impianto più complesso del Processo II. Il Processo I ha apparecchi impegnativi come i due compressori ad alto rapporto di compressione e un turboespansore, inoltre richiede una strumentazione di controllo assai sofisticata. Mentre il Processo II in sostanza ha solo due scambiatori e uno stoccaggio di azoto liquido. Ciò ovviamente si riflette sul costo d investimento tra i due impianti, valutabile circa nel rapporto di 3 a 1 a favore del Processo II. Il vantaggio del Processo I consiste nella completa autonomia dai fornitori di azoto liquido, specialmente importante nei luoghi distanti da quelli di produzione dell azoto stesso. Uno svantaggio per il Processo II può essere rappresentato dal grande stoccaggio dell azoto liquido, che oltre al costo e allo spazio richiesti, comporta problemi di sicurezza, specialmente in località abitate, problemi peraltro presenti anche per gli stoccaggi di GNL Informazioni Da Internet http://www.rivistatir.it/eventi/576-il-metano-liquido-nel-futurodellautotrasporto-102 http://www.trasporti-italia.com/autotrasporto/autotrasporto-eniiveco-il-metano-liquido-nel-futuro-dei-camion/16114 http://www.trgmedia.it/notizia/autotrasporto-a-metano-liquido-lasfida-ambientale-parte-da-gubbio-/65246/news.aspx http://www.eni.com/it_it/media/comunicati-stampa/2014/04/2014-04-29-piacenza.shtml