• boil-off
• LH2
• reliquefaction
• riliquefazione
• sistema di riliquefazione

L'utilizzo di combustibili liquidi criogenici a basse emissioni di carbonio, come l’idrogeno liquido, potrebbe portare a decarbonizzare in modo significativo l'industria del trasporto marittimo e il trasporto di riserve di energia a basse emissioni di carbonio.
In questo contesto si sviluppa il lavoro di tesi, che fa riferimento al trasporto di idrogeno liquido a bordo nave. In particolare si propone di analizzare l’aspetto della gestione dei gas di evaporazione all’interno del serbatoio, che vengono prodotti a causa dello scambio termico con l’ambiente esterno e che portano ad un aumento della pressione interna del serbatoio.
La portata evaporata può essere riutilizzata, bruciata in GCU, riliquefatta o sottoraffreddata.
In questo elaborato sono state valutate diverse possibilità: in primo luogo son state sviluppate e ottimizzate tre architetture di cicli di riliquefazione, utilizzando il software Aspen Hysys V10, al fine di ottenere il minor consumo specifico possibile, definito come il rapporto tra la potenza netta del sistema e la portata di idrogeno riliquefatta.
E’ stata poi valutata la possibilità di sottoraffreddare e quindi densificare l’idrogeno tramite l’utilizzo di un ciclo frigorifero, in modo da annullare la produzione di BOH.
Infine si è pensato di accoppiare il ciclo di riliquefazione ad una cella a combustibile, in modo da riliquefare solo parte della portata evaporata di idrogeno e sfruttare la restante per produrre energia elettrica destinata ad alimentare il ciclo di riliquefazione stesso, al fine di ridurre il consumo di carburante. Questa architettura di ciclo permette, inoltre, di recuperare energia fredda dalla portata di idrogeno che viene mandata alla cella a combustibile, ottenendo un consumo specifico che diminuisce al ridursi della portata riliquefatta.

Per ciascuno dei casi è stata fatta un’analisi economica ed è stato valutato l’LCOH, cioè il costo di trasporto per ciascuno kg di idrogeno riliquefatto.
Sono state inoltre valutate le varie voci di costo e ricavo, ovvero il CAPEX, quindi il costo dell’impianto e della cella a combustibile, e gli OPEX, quindi oneri e manutenzione, costo del combustibile e ricavo dalla vendita dell’idrogeno che è stato riliquefatto.

Tutte le soluzioni proposte sono state dunque analizzate e valutate come alternativa alla GCU (gas combustion unit), la soluzione base, che prevede l’assenza del sistema di riliquefazione e la combustione della portata evaporata di idrogeno liquefatto trasportato.

The use of low-carbon cryogenic liquid fuels, such as liquid hydrogen, could lead to significant decarbonisation of the shipping industry and the transport of low-carbon energy reserves.
In this context the thesis work is developed, which refers to the transport of liquid hydrogen on board ships. In particular, it is proposed to analyze the aspect of the management of evaporation gases inside the tank, which are produced due to heat exchange with the external environment and which lead to an increase of the internal pressure of the tank.
The evaporated flow rate can be reused, burned in GCU, reliquefied or subcooled.

In this paper, several possibilities were evaluated: firstly, three reliquefaction cycle architectures were developed and optimized, using the Aspen Hysys V10 software, in order to obtain the lowest possible specific consumption, defined as the ratio between the net power of the system and the flow rate of reliquefied hydrogen.
The possibility of subcooling and then densifying hydrogen through the use of a refrigeration cycle was then evaluated, in order to cancel the production of BOH.
Finally, it was decided to couple the reliquefaction cycle to a fuel cell, in order to reliquefy only part of the evaporated hydrogen flow and exploit the remainder to produce electricity to power the reliquefaction cycle itself, in order to reduce fuel consumption. This cycle architecture also makes it possible to recover cold energy from the flow rate of hydrogen that is sent to the fuel cell, obtaining a specific consumption that decreases as the reliquefied flow rate is reduced.

For each of the cases, an economic analysis was carried out and the LCOH, i.e. the transport cost for each kg of reliquefied hydrogen, was evaluated.
The various cost and revenue items were also evaluated, that is CAPEX, the cost of the plant and fuel cell, and OPEX, so the charges and maintenance, fuel cost and revenue from the sale of hydrogen that has been reliquefied.

All the proposed solutions have therefore been analyzed and evaluated as an alternative to the GCU (gas combustion unit), the basic solution, which involves the absence of the reliquefaction system and the combustion of the evaporated flow rate of transported liquefied hydrogen.