IT201600121441A1 - Pompa di calore con motore primo in applicazioni criogeniche e fluidi refrigeranti - Google Patents

Pompa di calore con motore primo in applicazioni criogeniche e fluidi refrigeranti

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IT201600121441A1
IT201600121441A1 IT102016000121441A IT201600121441A IT201600121441A1 IT 201600121441 A1 IT201600121441 A1 IT 201600121441A1 IT 102016000121441 A IT102016000121441 A IT 102016000121441A IT 201600121441 A IT201600121441 A IT 201600121441A IT 201600121441 A1 IT201600121441 A1 IT 201600121441A1
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IT
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regasification
intermediate fluid
liquefied gas
heat
fluid
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IT102016000121441A
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Inventor
Ennio Macchi
Antonio Giuffrida
Gianluca Valenti
Stefano Foresti
Rinaldis Salvatore De
Luca Davide Inglese
Alessandro Lepore
Fabrizio Meloni
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Saipem Spa
Milano Politecnico
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Description

Titolo: “POMPA DI CALORE CON MOTORE PRIMO IN APPLICAZIONI CRIOGENICHE E FLUIDI REFRIGERANTI”
Descrizione
Campo della tecnica dell’invenzione
La presente invenzione trova applicazione nel settore energetico, in particolare per la riduzione dei consumi energetici necessari nei terminali di rigassificazione di un gas liquefatto.
Stato dell’arte
Sono note tecnologie per la rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG).
Il gas naturale liquefatto è una miscela di gas naturale composta prevalentemente da metano e, in misura minore, da altri idrocarburi leggeri come ad esempio etano, propano, iso-butano, n-butano, pentano, e azoto, che viene convertita dallo stato gassoso, a cui si trova a temperatura ambiente, allo stato liquido, a circa -160°C, per consentirne il trasporto.
Gli impianti di liquefazione sono localizzati in prossimità dei siti di produzione del gas naturale, mentre gli impianti di rigassificazione (o “terminali di rigassificazione”) sono situati in prossimità degli utilizzatori.
La maggior parte degli impianti (circa l’85%) è situato onshore, mentre la restante parte (circa 15%) offshore su piattaforme o navi.
E’ comune che ciascun terminale di rigassificazione comprenda più linee di rigassificazione, per soddisfare il carico di gas naturale liquefatto o le richieste, nonché per ragioni di flessibilità o di necessità tecniche (ad esempio, per manutenzione di una linea).
Normalmente, le tecnologie di rigassificazione coinvolgono gas naturale liquefatto stoccato in serbatoi a pressione atmosferica e alla temperatura di -160°C e comprende le fasi di compressione del gas oppure di pompaggio del LNG fino a circa 70-80 bar e vaporizzazione e surriscaldamento fino a circa 3°C.
La potenza termica richiesta per la rigassificazione di 139 t/h da circa -155°c a circa 3°C è di circa 27 MWt per linea di rigassificazione, mentre quella elettrica è di circa 2,25 MWe (circa 4,85 MWe se si tiene conto degli altri carichi ausiliari dell’impianto; circa 19,4 MWe massimo carico elettrico dell’impianto su 4 linee di rigassificazione).
Fra queste, le più utilizzate, singolarmente o in combinazione fra loro vi sono la tecnologia dell’Open Rack Vaporizer (ORV), impiegata in circa il 70% dei terminali di rigassificazione, e la Submerged Combustion Vaporizer (SCV).
Open Rack Vaporizer (ORV)
Questa tecnologia prevede che il gas naturale allo stato liquido (circa 70-80 bar e alla temperatura di -160°C) sia fatto scorrere dal basso verso l’alto all’interno di tubi di alluminio affiancati a formare dei pannelli; la vaporizzazione avviene progressivamente mano a mano che il fluido procede.
Il vettore termico è rappresentato dall’acqua di mare che scorrendo dall’alto verso il basso sulla superficie esterna dei tubi fornisce il calore necessario alla vaporizzazione per differenza di temperatura.
In particolare, lo scambio termico viene ottimizzato dal disegno del profilo e della rugosità superficiale dei tubi, che realizzano una distribuzione omogenea del sottile film di acqua marina sul pannello.
Submerged Combustion Vaporizer (SCV)
Tale tecnologia sfrutta come vettore termico un bagno d’acqua demineralizzata riscaldato da un bruciatore a fiamma sommersa; in particolare, del Fuel Gas (FG) viene bruciato nella sezione di combustione ed i fumi prodotti passano attraverso una serpentina di tubi forati da cui fuoriescono le bolle di gas combusto, che riscaldano il bagno d’acqua cedendo anche il calore di condensazione.
Il gas naturale liquefatto (LNG) vaporizza in un’altra serpentina di tubi in acciaio inossidabile e sommersi nello stesso bagno di acqua demineralizzata.
La stessa acqua del bagno è mantenuta in circolazione al fine di garantire una distribuzione omogenea di temperatura.
I fumi esausti, invece, sono scaricati dal camino di scarico degli SCV.
Un impianto di cogenerazione impiegato nella rigassificazione del LNG è stato realizzato in Belgio (Zeebrugee) e consiste in una turbinaa gas, che esporta energia elettrica (ca. 40 MWe), i cui gas di scarico sono inviati ad una torre di raffreddamento con un circuito chiuso di acqua demineralizzata, che a sua volta scarica il calore attraverso una serpentina ad una vasca di vaporizzazione; nella vasca di vaporizzazione è presente una serpentina di LNG che rigassifica.
In linea generale, pertanto, le tecnologie note non consentono di produrre l’energia elettrica necessaria per l’impianto e portano alla perdita di una grande quantità di energia.
Con particolare riferimento alla Submerged Combustion Vaporizer (SCV), tale tecnologia comporta un consumo di fuel gas pari a circa 1,5% del gas prodotto, produce anidride carbonica che abbassa il pH del bagno d’acqua richiedendo trattamenti con soda caustica e determina una produzione di CO2 di circa 50.000 t/anno per rigassificare 139 t/h.
Per quanto concerne, invece, gli Open Rack Vaporizer, tale tecnologia può causare in parte il congelamento dell’acqua di mare nella parte esterna dei tubi, specialmente nelle sezioni in cui il LNG è più freddo; inoltre: i) può essere sfruttata nelle regioni geografiche e/o nelle stagioni in cui la temperatura dell’acqua marina è di almeno 5-12°C, rappresentate prevalentemente dalle zone subtropicali, ii) l’acqua del mare deve essere preventivamente trattata per eliminare o ridurre il contenuto di metalli pesanti che potrebbero intaccare il rivestimento di zinco dei tubi, iii) comporta un consumo di energia elettrica per il funzionamento delle pompe per l’acqua di mare che deve superare un dislivello geodetico pari allo sviluppo in altezza dell’ORV con consumi aggiuntivi di 1,2 MWe per linea di rigassificazione rispetto alla tecnologia SCV (totale potenza impianto pari a 24,2 MWe), iv) in ultimo, la tecnologia è piuttosto complessa ed è disponibile presso un numero limitato di fornitori.
Considerando la cogenerazione, invece, si deve notare che, applicata alla rigassificazione, porta il rapporto tra carico termico ed elettrico di una linea di rigassificazione ad essere fortemente sbilanciato verso la parte termica (ca. 5-12), mentre per un motore primo tale valore è compreso tra 1-3 (passando da un motore a combustione interna ad una turbina a gas); pertanto, con il solo motore primo si riesce a coprire il solo carico elettrico, ma non quello termico.
Ad esempio, con un motore a combustione interna da 2 MWe (pari alla richiesta elettrica della linea di rigassificazione) e rendimento del 45%, la potenza termica recuperata dei gas di scarico più cooling circuito acqua raffreddamento ad olio di lubrificazione è di circa 2,5 MWt di molto inferiore a quello richiesto dalla linea di rigassificazione (27 MWt); la parte restante di potenza termica dovrebbe comunque essere fornita da una tecnologia convenzionale di rigassificazione con un consumo di energia primaria pari a 29 MWt, ottenendo un indice di risparmia energetico molto piccolo FGS= 6% (Fuel Gas Saving= (Consumo Tecnologia Innovativa- consumo SCV)/ consumo SCV)).
Riassunto dell’invenzione
Gli autori della presente invenzione hanno sorprendentemente trovato che è possibile inserire in una tradizionale linea di rigassificazione un ciclo di potenza ed una pompa di calore per la conversione del surplus di carico elettrico in carico termico utile per la rigassificazione.
Oggetto dell’invenzione
In un primo oggetto, è descritta una linea di rigassificazione di gas liquefatto.
In un altro oggetto, l’invenzione riguarda un terminale di rigassificazione comprendente una pluralità di linee di rigassificazione del gas liquefatto.
In un ulteriore oggetto è descritto un processo per la generazione di calore e di energia elettrica in una linea di rigassificazione del gas liquefatto.
Breve descrizione delle figure
La Figura 1 mostra una prima forma di realizzazione di una linea di rigassificazione secondo la presente invenzione in cui il ciclo di potenza comprende un motore a combustione interna (“ICE” - internal combustion engine);
la Figura 2 mostra una seconda forma di realizzazione di una linea di rigassificazione secondo la presente invenzione in cui il ciclo di potenza comprende una turbina a gas (“GT” - gas turbine);
la Figura 3 mostra una porzione di un impianto secondo la presente invenzione, dove si schematizza il concetto di by-pass energetico (HP - heat pump).
Descrizione dettagliata dell’invenzione
Si noti come la presente invenzione sia descritta in particolare in relazione alla rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG), ma la linea di rigassificazione, il terminale di rigassificazione ed il processo di rigassificazione qui a seguito descritti sono ugualmente applicabili per la rigassificazione o vaporizzazione di altri fluidi liquefatti stoccati a basse temperature (inferiori a circa 0°C) o a temperature criogeniche (inferiori a -45°C).
Nel prosieguo della descrizione, con il termine “gas liquefatto” si intende un fluido a prevalente composizione liquida.
La presente invenzione troverà uguale applicazione per la rigassificazione o vaporizzazione di un gas liquefatto scelto nel gruppo che comprende ad esempio: aria, azoto, composti idrocarburici come gli alcani, fra i quali ad esempio propano e butano, o alcheni, fra i quali ad esempio etilene e propilene, gas naturale liquefatto (LNG).
Secondo un oggetto della presente invenzione, è descritta una linea di rigassificazione per il gas naturale liquefatto (LNG).
Con il termine “linea di rigassificazione” si intende quella porzione di impianto (o linea) di rigassificazione che comprende le strutture, le apparecchiature, i macchinari ed i sistemi per la rigassificazione del gas naturale liquefatto (LNG).
Tali strutture, apparecchiature, macchinari e sistemi originano in particolare da un serbatoio (tank) in cui è stoccato il LNG e terminano con il punto di immissione del LNG rigassificato nella rete di distribuzione del gas stesso.
Più in dettaglio, nel serbatoio il gas naturale liquefatto (LGN) è stoccato a pressione atmosferica e ad una temperatura di circa -160°C.
In particolare, il serbatoio del gas liquefatto può essere localizzato in un luogo o in una struttura differente da quella dell’impianto di rigassificazione, che ad esempio potrebbe essere onshore oppure offshore.
Un elemento della linea è rappresentato dal bagno di una sezione di vaporizzatore a combustione sommersa (Submerged Combustion Vaporizer -SCV).
Prima di entrare nel bagno di vaporizzazione, il LNG può essere sottoposto ad una fase di compressione preliminare per portarlo ad una pressione di circa 70÷80 bar.
La compressione è operata da una pompa di bassa pressione (che consuma circa 400 kWe) e da una ad alta pressione (che consuma circa 1300 kWe), che operano in serie (PMP1 in figura 1).
In figura 1 CMP1 rappresenta i compressori boil off gas compressor (BOG).
In un aspetto preferito dell’invenzione, all’ingresso del bagno dell’SCV, il gas naturale liquefatto (LNG) è allo stato supercritico, trovandosi a circa 70-80 bar e -155°C.
All’interno della sezione SCV il gas naturale liquefatto (LNG) viene vaporizzato e surriscaldato fino ad una temperatura di circa 3°C.
Una volta vaporizzato il gas naturale può essere immesso nella rete di distribuzione del gas naturale.
Secondo un aspetto della presente invenzione, una linea di rigassificazione (il circuito base) del gas naturale liquefatto (LNG) è modificata così da comprendere un circuito di by-pass energetico che comprende:
- un ciclo di potenza comprendente un motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT));
- un primo scambiatore di calore (HE1) operante sul circuito di un primo fluido intermedio;
- una pompa di calore (HP nelle figure) operante con un fluido refrigerante e comprendente un evaporatore (VPC) per lo scambio termico con un secondo fluido intermedio (HPF2) ed un condensatore (CPC) per lo scambio termico con un terzo fluido intermedio (HPF3);
- un circuito elettrico.
Per gli scopi della presente invenzione, sono pertanto descritte:
- una linea di rigassificazione tradizionale, già esistente, modificata così da integrare un circuito bypass di rigassificazione del gas naturale (revamping); sia
- una linea di rigassificazione nuova comprendente il circuito by-pass, ad esempio per la realizzazione di nuovi impianti.
Ciclo di potenza/Motore primo
Secondo la presente invenzione, un ciclo di potenza/motore primo produce energia elettrica e calore (sotto forma di fumi di scarico), che viene recuperato tramite una Waste Heat Recovery Unit (WHRU).
Per gli scopi della presente invenzione, il ciclo di potenza può comprendere:
- un motore a gas a combustione interna (ICE), oppure - una turbina a gas (GT).
Tale ciclo comprende uno scambiatore di calore (HE1) per il recupero del calore prodotto.
Circuito di un primo fluido intermedio
Come sopra descritto, la linea di rigassificazione del gas naturale liquefatto (LNG) modificata secondo la presente invenzione comprende un primo scambiatore di calore (HE1) che opera su un circuito di un primo fluido intermedio.
Secondo un aspetto preferito, detto primo fluido intermedio è rappresentato da acqua temperata.
In particolare, tale circuito è integrato con il bagno della sezione di vaporizzazione Submerged Combustion Vaporizer (SCV) mediante opportune connessioni di prelievo e di immissione dell’acqua temperata.
Può inoltre essere prevista a valle della connessione di prelievo una pompa (PMP2 in Figura 1) per la circolazione dell’acqua.
Il circuito del primo fluido intermedio è inoltre integrato con uno scambiatore di calore (HE1) all’interno del quale è attuato uno scambio termico con cui il calore prodotto dal circuito di potenza/motore primo (motore a combustione interna o turbina a gas) è ceduto all’acqua, che viene così riscaldata da circa 18°C a circa 50°C.
Tale scambio termico produce una potenza termica corrispondente a circa 6 MWt.
Pertanto, l’acqua è reimmessa nel bagno della sezione SCV a circa 50°C contribuendo alla vaporizzazione del gas naturale liquefatto (LNG).
Pompa di calore
Per gli scopi della presente invenzione, la pompa di calore (HP) comprende:
- un circuito a fluido refrigerante, eventualmente comprendente un compressore (HPK nelle figure) per detto fluido refrigerante,
- un condensatore (CPC nelle figure) ed un evaporatore (VPC nelle figure).
In particolare, il circuito a fluido refrigerante opera mediante un fluido scelto preferibilmente nel gruppo che comprende: acqua-glicole e altri fluidi refrigeranti come ad esempio, R134a, R32, R143a, R125.
Secondo un aspetto preferito della presente invenzione, detto fluido refrigerante opera:
- un primo scambio di calore nell’evaporatore (VPC), con cui il fluido refrigerante acquisisce calore da detto secondo fluido intermedio (HPF2);
- un secondo scambio di calore nel condensatore (CPC), con cui il fluido refrigerante cede calore a detto terzo fluido intermedio (HPF3).
Per gli scopi della presente invenzione, il secondo fluido intermedio (HPF2) è preferibilmente rappresentato da acqua mare, che viene estratta ad una temperatura di circa 9°C e raffreddata fino a circa 4°C.
Tale scambio termico produce una potenza termica di circa 18,6 MWt.
Eventualmente, prima dell’impiego nella pompa di calore, l’acqua mare è sottoposta ad una fase di filtraggio allo scopo di trattenere sostanze e materiale organico, rappresentato ad esempio da alghe, molluschi, ed inorganico come sabbia o particolato.
Si noti che nella presente descrizione, laddove ci si riferisce ad “acqua mare” si deve intendere non solo acqua marina pompata, ed opportunamente trattata per rimuovere sedimenti, ma più in generale ad acqua ambientale, ottenuta da fiumi, canali, pozzi, bacini naturali come laghi, etc e bacini artificiali.
Secondo un aspetto alternativo della presente invenzione, il secondo fluido intermedio (HPF2) può essere rappresentato da aria ambiente.
Per gli scopi della presente invenzione, il terzo fluido intermedio (HPF3) è rappresentato preferibilmente da acqua temperata, che viene riscaldata da circa 18°C a circa 23°C.
Più in particolare, detto terzo fluido intermedio (HPF3) circola all’interno di un circuito per il terzo fluido che è integrato con il bagno di vaporizzazione di una sezione Submerged Combustion Vaporizer (SCV).
Tale integrazione è ottenuta mediante opportune connessioni di prelievo e di immissione.
In un aspetto dell’invenzione, è possibile prevedere inoltre l’inserimento di una pompa a valle della connessione di prelievo dell’acqua (PMP4 in figura 1 e 2).
Tale circuito ad acqua temperata, pertanto, opera uno scambio termico atto a produrre la vaporizzazione del gas naturale liquefatto (LNG) nel bagno della sezione Submerged Combustion Vaporizer (SCV).
La pompa di calore è in grado di fornire un calore corrispondente a circa 21,4 MWt.
Secondo un aspetto preferito dell’invenzione, la pompa di calore (HP) sopra descritta è alimentata dalla potenza meccanica o elettrica prodotta dal motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)) sopra indicato.
Secondo una forma di realizzazione alternativa dell’invenzione non rappresentata nelle figure, il circuito per il terzo fluido intermedio (HPF3) ed il circuito per il primo fluido intermedio possono essere integrati.
In tal caso, nel condensatore della pompa di calore (CPC) è condotto uno scambio termico fra il fluido refrigerante e detto fluido intermedio, con cessione di calore a quest’ultimo prima dell’ulteriore fase di scambio di calore nello scambiatore (HE1).
Circuito elettrico
Per quanto concerne il fabbisogno elettrico, il sistema dell’invenzione necessita di 2,25 MWe per rendere energeticamente indipendente una linea di rigassificazione e 4,85 MWe se si vuole coprire 1/4 del carico elettrico dell’intero terminale di rigassificazione.
In particolare, il sistema dell’invenzione fornisce interamente il fabbisogno elettrico di una linea di rigassificazione (2,25 MWe) o di 1/4 del carico elettrico dell’intero terminale di rigassificazione ed alimenta le pompe criogeniche a bassa e ad alta pressione (PMP1), il boil off gas compressor (CMP1) e le pompe per il pompaggio dell’acqua mare (PMP3) le pompe di circolazione (PMP4) del circuito di acqua temperata della pompa di calore, ed infine della pompa di circolazione (PMP2) del circuito di acqua temperata del WHRU.
Alla luce della descrizione sopra fornita, la presente invenzione mette pertanto a disposizione una linea di rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG) comprendente una sezione di vaporizzazione di detto LNG, un motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)), un primo scambiatore di calore (HE1) operante su di un circuito per un primo fluido intermedio ed una pompa di calore comprendente un evaporatore (VPC) ed un condensatore (CPC), detta pompa di calore operante con un fluido refrigerante che in detto evaporatore (VPC) acquisisce calore da un secondo fluido intermedio (HPF2) e che in detto condensatore (CPC) cede calore ad un terzo fluido intermedio (HPF3), detto terzo fluido intermedio (HPF3) operante inoltre uno scambio termico per la cessione di calore al gas naturale liquefatto (LNG), laddove detto motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)) fornisce energia meccanica o elettrica a detta pompa di calore (HP) ed energia termica a detto scambiatore di calore (HE1).
In accordo con la presente invenzione, la linea di rigassificazione comprende una sezione di vaporizzazione del gas naturale liquefatto che è del tipo Submerged Combustion Vaporizer (SCV).
In un ulteriore oggetto è descritto un terminale di rigassificazione comprendente una o più linee di rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG).
In particolare, ciascuna linea di rigassificazione è la linea sopra descritta in accordo con la presente invenzione.
Un terminale di rigassificazione è da intendersi come un impianto e comprende generalmente delle strutture comuni rappresentate da:
- serbatoio di stoccaggio del gas naturale liquefatto, - sezione di compressione comprendente pompe criogeniche; generalmente, si tratta di una pompa a bassa pressione (che consuma circa 400 kWe) ed una pompa ad alta pressione (che consuma circa 1300 kWe),
- boil-off gas compressor (BOG compressor),
- allacciamento alla rete esterna per l’alimentazione di energia elettrica, quando disponibile, oppure un’unità di generazione elettrica come, ad esempio, una turbina a gas (GT) o motore a combustione interna (ICE),
- sezione di vaporizzazione del gas liquefatto ad esempio mediante tecnologia Submerged Combustion Vaporization oppure Open Rack Vaporizer con il proprio circuito di alimentazione di aria e relativo compressore,
- e, appunto, una o più linee di rigassificazione tradizionale di cui almeno una linea di rigassificazione secondo la configurazione di by-pass sopra descritta, allo scopo di soddisfare le diverse necessità e per consentire una buona flessibilità dell’impianto.
In un aspetto dell’invenzione, il terminale comprende da 2, 3, 4, 5 o 6 linee, preferibilmente 4.
Le diverse linee di rigassificazione operano in parallelo.
Una tale struttura consente quindi l’adattamento di impianti già esistenti con la tecnologia proposta dalla presente invenzione (revamping).
Per gli scopi della presente invenzione, un terminale di rigassificazione di nuova realizzazione può comprendere una o più linee di rigassificazione secondo la configurazione di by-pass sopra descritta.
Per esigenze tecniche di impianto, non si può escludere che alcuni elementi dei singoli circuiti siano comuni a più linee di rigassificazione.
La possibilità di realizzare un impianto comprendente diverse linee di rigassificazione consente pertanto di attuare il processo di cogenerazione (cioè di produzione combinata da parte del motore primo di potenza elettrica e termica entrambe utilizzate) della presente invenzione in modo indipendente, contemporaneamente o no, in ciascuna linea di rigassificazione, con evidenti vantaggi in termini di flessibilità.
In accordo con un ulteriore oggetto dell’invenzione è descritto un processo per la generazione di calore e di energia elettrica (cogenerazione).
In particolare, tale processo comprende le fasi di: 1) generare energia meccanica o elettrica ed energia termica (cogenerazione) mediante un motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)),
2) operare una fase di rigassificazione di detto gas liquefatto con un primo fluido intermedio riscaldato mediante l’energia termica generata nella fase 1), e 3) attuare una pompa di calore con un fluido refrigerante che opera il raffreddamento di un secondo fluido intermedio (HPF2) ed il riscaldamento di un terzo fluido intermedio (HPF3).
Secondo un aspetto preferito dell’invenzione, il motore primo della fase 1) è rappresentato da un motore a combustione interna (ICE) oppure da una turbina a gas (GT).
In particolare, il consumo di gas naturale liquefatto rigassificato (Fuel Gas – FG) per la rigassificazione è indicativamente di:
- portata di circa 0,9 t/h nel caso di un motore a gas a combustione interna (che rappresenta circa lo 0,7% della portata di LNG rigassificato);
- portata di circa 1,3 t/h nel caso di una turbina a gas (che rappresenta circa lo 0,9% della portata di gas naturale liquefatto (LNG) rigassificato).
Per quanto concerne il primo fluido intermedio della fase 2), questo è rappresentato preferibilmente da acqua temperata.
Inoltre, preferibilmente, la rigassificazione della fase 2) è operata mediante almeno parzialmente l’energia termica prodotta nella fase 1) dal motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)).
Inoltre, più preferibilmente, la rigassificazione della fase 2) è operata mediante l’energia termica prodotta nella fase 1) dal motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)).
Secondo un primo aspetto dell’invenzione, nella fase 1) il motore primo (motore a combustione interna (ICE) o turbina a gas (GT)) è alimentato con almeno una porzione del fluido di gas naturale liquefatto (LNG) rigassificato, che preferibilmente è una porzione di gas naturale liquefatto (LNG) rigassificato nella fase 2).
Per quanto concerne la pompa di calore (HP), invece, questa opera con un liquido scelto preferibilmente nel gruppo che comprende acqua-glicole e altri fluidi refrigeranti come ad esempio, R134a, R32, R143a, R125.
In un aspetto dell’invenzione, il secondo fluido intermedio (HPF2) è rappresentato preferibilmente da acqua mare.
In un aspetto alternativo dell’invenzione, il secondo fluido intermedio (HPF2) è rappresentato preferibilmente da aria ambiente.
In un altro aspetto dell’invenzione, il terzo fluido intermedio (HPF3) è rappresentato da acqua temperata.
Secondo un aspetto particolarmente preferito della presente invenzione, nel processo descritto il terzo fluido intermedio (HPF3) riscaldato nella fase 3) opera una fase di rigassificazione del gas naturale liquefatto (LNG).
Secondo un aspetto alternativo, il circuito del primo fluido intermedio ed il circuito del terzo fluido intermedio (HPF3) sono integrati.
In tal caso, nel condensatore della pompa di calore (CPC) è condotto uno scambio termico fra il fluido refrigerante e detto fluido intermedio, con cessione di calore a quest’ultimo prima dell’ulteriore fase di scambio di calore nello scambiatore (HE1).
Il processo sopra descritto è preferibilmente operato in una linea di rigassificazione del gas naturale liquefatto (LNG) modificata in accordo con la presente invenzione come sopra descritta.
Dalla descrizione sopra fornita la persona esperta nel settore potrà comprendere i numerosi vantaggi offerti dalla presente invenzione.
La tecnologia descritta consente di lavorare anche in configurazione di by-pass energetico, in presenza di eventuale interruzione per problemi tecnici o a manutenzione.
La stessa configurazione di by-pass energetico permette di regolare i carichi elettrici e termici dell’impianto senza fermare la produzione, sfruttando l’energia elettrica della rete esterna per la rigassificazione oppure, operando con il sistema modulare descritto, prelevando energia dalle altre linee in condizioni di eccesso di produzione elettrica (surplus elettrico) ed evitando il ricorso alla rete esterna.
La stessa configurazione di by-pass energetico permette di fornire energia elettrica all’impianto durante la manutenzione e/o disservizi delle linee di rigassificazione convenzionali, operando su una frazione della portata di LNG.
In aggiunta, i parametri di processo consentono di impiegare apparecchiature costruttivamente semplici e di facile disponibilità, fra l’altro richiedendo una metallurgia convenzionale; il tutto, pertanto, porta ad una riduzione dei costi di realizzazione dell’impianto.
Il processo chiude interamente il bilancio elettrico di una linea di rigassificazione, di una frazione della potenza elettrica dell’intero impianto oppure dell’intero impianto di rigassificazione.
L’invenzione consente inoltre di ridurre il consumo di Fuel Gas rispetto alle tecnologie SCV in misura maggiore del 50% (esprimendo il Fuel Gas Saving – FGS come= (Consumo ciclo a gas-consumo SCV)/consumo SCV, nella cogenerazione integrata con pompa di calore.
Le emissioni di anidride carbonica sono ridotte fino al 50% in proporzione con la riduzione del consumo di Fuel Gas.
Grazie alla pompa di calore accoppiata al ciclo di potenza è possibile chiudere contemporaneamente i bilanci termici ed elettrici della singola linea, di una frazione dell’impianto o anche dell’intero impianto.
L’efficienza della pompa di calore è elevata, grazie ad un coefficiente di prestazione (Coefficient of Performance – COP), che esprime la potenza termica ceduta per rigassificare il LNG e la potenza elettrica spesa per trasferire energia dall’acqua mare al LNG da rigassificare fino a 15.
La pompa di calore, inoltre, può lavorare con una temperatura dell’acqua del mare da circa 3°C a circa 12°C e una temperatura dell’acqua del bagno della sezione di vaporizzazione SCV compresa fra circa 15°C e circa 50°C; ciò consente di raggiungere valori di COP della pompa di calore molto elevati (la pompa lavora come un chiller).
La pompa di calore offre grande flessibilità impiantistica ed operativa, potendo essere installata in vicinanza del mare ed utilizzare una tecnologia tipo teleriscaldamento con un circuito di acqua temperata o vicino all’impianto di rigassificazione, consentendo di ottimizzare il percorso delle tubazioni dell’acqua mare a seconda delle specifiche esigenze.
Non meno importante è il fatto che la presente invenzione sfrutta tecnologie note e consolidate.
Paragonato all’Open Rack Vaporizer, invece, la presente invenzione consente di sfruttare l’acqua del mare anche nelle condizioni che ostacolerebbero l’impiego dell’ORV; inoltre, vengono meno le necessità di trattare chimicamente l’acqua del mare e di pomparla per superare il dislivello dato dall’altezza dei pannelli e vi è ampia disponibilità e reperibilità di fornitori per le apparecchiature da utilizzare.
La persona esperta nel settore potrà inoltre facilmente comprendere come la tecnologia sopra descritta possa essere applicata non solo per la costruzione di nuove linee o impianti di rigassificazione, ma anche per la modifica di impianti esistenti (revamping).
Il terminale di rigassificazione descritto dalla presente invenzione consente di soddisfare molteplici esigenze, quali ad esempio, la necessità di adattare le portate dell’impianto alle richieste di LNG rigassificato o stoccato e, al contrario, di adattare l’operatività dell’impianto ad una eventuale riduzione della portata di LNG, necessità tecniche legate ad esempio, alla manutenzione ordinaria o straordinaria di una o più linee, grazie all’indiscussa flessibilità di gestione.
Si noti inoltre come la presente invenzione sia descritta in particolare in relazione alla rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG), ma la linea di rigassificazione, il terminale di rigassificazione ed il processo di rigassificazione qui descritti sono ugualmente applicabili per la rigassificazione o vaporizzazione di altri fluidi liquefatti stoccati a basse temperature (inferiori a circa 0°C) o a temperature criogeniche (inferiori a -45°C).
Ad esempio, la presente invenzione troverà applicazione per la rigassificazione o vaporizzazione anche di altri gas liquefatti.

Claims (16)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Una linea di rigassificazione di un gas liquefatto comprendente una sezione di vaporizzazione di detto gas, un motore primo, un primo scambiatore di calore (HE1) operante sul circuito di un primo fluido intermedio ed una pompa di calore (HP), detta pompa di calore (HP) comprendente un evaporatore (VPC) ed un condensatore (CPC), detta pompa di calore operante con un fluido refrigerante che in detto evaporatore (VPC) acquisisce calore da un secondo fluido intermedio (HPF2) e che in detto condensatore (CPC) cede calore ad un terzo fluido intermedio (HPF3), detto terzo fluido intermedio (HPF3) operante un ulteriore scambio termico con cui cede calore al gas liquefatto, caratterizzato dal fatto che detto motore primo fornisce energia meccanica o elettrica a detta pompa di calore (HP) ed energia termica a detto primo scambiatore di calore (HE1).
  2. 2. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui detto motore primo è rappresentato da un motore a combustione interna (ICE) o da una turbina a gas (GT).
  3. 3. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui detto liquido refrigerante è scelto nel gruppo che comprende acqua glicole e altri fluidi refrigeranti come ad esempio, R134a, R32, R143a, R125.
  4. 4. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto secondo fluido intermedio (HPF2) è rappresentato da acqua mare o da aria ambiente.
  5. 5. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto primo scambiatore di calore (HE1) attua uno scambio termico con detto primo fluido intermedio.
  6. 6. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto primo e/o detto terzo fluido intermedio (HPF3) sono rappresentati indipendentemente da acqua temperata.
  7. 7. La linea di rigassificazione di un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detta sezione di vaporizzazione del gas liquefatto è del tipo Submerged Combustion Vaporizer (SCV) o Open Rack Vaporizer (ORV).
  8. 8. Un terminale di rigassificazione per un gas liquefatto, comprendente una pluralità di linee di rigassificazione secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti.
  9. 9. Il terminale di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui dette linee di rigassificazione sono in parallelo.
  10. 10. Un processo per la generazione di energia meccanica o elettrica e di energia termica in una linea di rigassificazione di un gas liquefatto comprendente le fasi di: 1) generare energia meccanica o elettrica ed energia termica mediante un motore primo, 2) operare una fase di rigassificazione di detto gas liquefatto con un primo fluido intermedio riscaldato mediante l’energia termica generata nella fase 1); 3) attuare una pompa di calore (HP) con un fluido refrigerante che opera il raffreddamento di un secondo fluido intermedio (HPF2) ed il riscaldamento di un terzo fluido intermedio (HPF3); caratterizzato dal fatto che detto terzo fluido intermedio (HPF3) opera una fase di rigassificazione di detto gas liquefatto.
  11. 11. Il processo secondo la rivendicazione 10, in cui detto liquido refrigerante è scelto nel gruppo che comprende: acqua-glicole e altri fluidi refrigeranti come ad esempio, R134a, R32, R143a, R125.
  12. 12. Il processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti 10 o 11, in cui detto secondo fluido intermedio (HPF2) è rappresentato dall’acqua mare o da aria ambiente.
  13. 13. Il processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 10 a 12, in cui detto primo fluido intermedio e/o detto terzo fluido intermedio (HPF3) sono rappresentati indipendentemente da acqua temperata.
  14. 14. Il processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 10 a 13, in cui detto motore primo è rappresentato da un motore a combustione interna (ICE) o da una turbina a gas (GT).
  15. 15. Il processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 10 a 14, in cui detto gas liquefatto è scelto nel gruppo che comprende: gas naturale liquefatto (LNG), aria, azoto, composti idrocarburici come gli alcani, fra i quali ad esempio propano e butano, o alcheni, fra i quali ad esempio etilene e propilene, ed è preferibilmente rappresentato da gas naturale liquefatto (LNG).
  16. 16. Il processo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 10 a 15, in cui nel condensatore della pompa di calore (CPC) è condotto uno scambio termico fra il fluido refrigerante e detto primo fluido intermedio, con cessione di calore a quest’ultimo.
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