Recupero e utilizzazione del freddo

73-77_TER_lug_dispenza2:TER_apr_gaetani
3-07-2008
8:34
Pagina 73
recupero
energetico
di C. Dispenza, V. La Rocca,
G. Panno, G. Dispenza
Recupero e utilizzazione
del freddo
nella rigassificazione del GNL
In un precedente articolo gli Autori propongono un
impianto di rigassificazione modulare del Gas Natu-
I
l recupero del freddo disponibile nel processo di rigassificazione del
GNL è di grande interesse. Il freddo rilasciato nel mare adiacente
all’area del Terminale di rigassificazione, se si usano batterie Open
Rack, arreca infatti un notevole impatto ambientale. Una opzione possibile [1] [2] è la produzione di elettrica utilizzando il recupero del freddo disponibile [11] [12] nel processo di rigassificazione in impianti
modulari CHP. Tale tipo di opzione è stata discussa [2] in un precedente articolo degli Autori. Sulla possibilità di recupero del freddo
disponibile nel processo di rigassificazione del GNL, negli anni passati, sono stati svolti alcuni studi in Francia [3]. Gli studi riguardano
opzioni impiantistiche per la produzione di Azoto, Ossigeno, Argon
ecc. ed altre applicazioni industriali. Le possibilità di recupero
“dell’energia del freddo” negli impianti ha però un forte vincolo con il
sito in cui il freddo è disponibile. Gli impianti di utilizzazione debbono, infatti, essere attigui all’impianto di rigassificazione. Si potrebbe
pensare ad 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, certo, rappresentato dalla necessità della presenza degli utilizzatori nelle adiacenze del sito di rigassificazione. Debbono, poi, rispettarsi delle complesse e stringenti regolamentazioni per ottenere le necessarie garanzie ai fini della sicurezza [9].
La disponibilità del freddo nel sito, potrebbe, comunque, favorire la
nascita di insediamenti caratterizzati dalla necessità di freddo (impianti afferenti al settore terziario come Ipermercati, catene che servono
Società di Catering ecc.). Alcuni impianti del genere sono stati proposti in Giappone per le così dette “Città del futuro”. Ma occorre risolvere ancora molti problemi, perché i terminali di rigassificazione debbono avere attorno delle zone di sicurezza e non si hanno fluidi frigovettori adatti al trasferimento del freddo dagli impianti di rigassificazione
alle utenze finali. Si discute oggi molto, ad esempio, del possibile uso
dei nanofluidi1. Occorre, dunque, sperare nell’innovazione tecnologica. Le applicazioni consuete riguardano, pertanto, dei processi industriali che vengono integrati nel medesimo processo di rigassificazione
(produzione di ossigeno ed azoto, produzione di CO2 liquida e ghiaccio secco). Al DREAM si è anche affrontato uno studio di fattibilità sulla produzione di acqua dissalata per congelamento con un impianto
innovativo basato su “ice slurry” che operano con nano particelle trascinate dallo stream di processo. Le applicazioni consuete, attualmente, riguardano, pertanto, dei processi industriali che vengono integrati
nel medesimo processo di rigassificazione. Ma, considerato l’atteso sviluppo del trading del GNL nel Mondo, la ricerca su sistemi che consentano l’utilizzazione del freddo in siti distanti dai Terminali di rigassificazione è di rilevante ed attuale interesse. L’articolo affronta tali problemi sia per le possibili applicazioni che possono aversi all’interno del
sito del Terminale, sia per alcune possibili applicazioni a distanza (1-
3 km). Alcune applicazioni possono riguardare impianti per la surgelazione di alimenti, per la loro conservazione in grossi magazzini frigoriferi, per il condizionamento di grossi complessi commerciali (come:
Supermercati ed ipermercati) e per la fornitura del freddo in tali com-
Prof. Celidonio Dispenza, prof. Vincenzo La Rocca, prof. Giuseppe Panno, DREAM,
1
Università di Palermo; ing. Giorgio Dispenza, ITAE-CNR Nicola Giordano, Messina.
La Termotecnica • Luglio/Agosto 2008
rale Liquefatto (GNL) che opera con un ciclo di cogenerazione combinato (CHP, Combined Heat and
Power), per la produzione di energia elettrica utilizzando il recupero del freddo disponibile nel processo di rigassificazione. L’unità è modulare ed ha una
capacità media di rigassificazione di 2 109
Stm3/anno. Questo articolo affronta, invece, il problema dell’uso del freddo recuperato tanto all’interno
del sito del Terminale di rigassificazione che in siti
distanti da esso. È proposta un’altra unità CHP modulare di rigassificazione con capacità media di rigassificazione di 2 109 Stm3/anno. L’opzione proposta,
in ricerche svolte al DREAM dell’Università di Palermo, prevede l’uso dell’anidride carbonica come fluido secondario per il trasporto del freddo a distanza
dal sito del terminale di rigassificazione. L’analisi termodinamica e tecnico-economica effettuata con
simulazioni, che hanno fatto uso di software sviluppato dagli Autori, ha dimostrato che le iniziative sono
fattibili e che sono vantaggiose.
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. I moduli possono essere accoppiati
agli altri proposti per la generazione di energia elettrica, essendo le capacità dei Terminali di rigassificazione in progetto o in costruzione nel Mondo comprese nel range (8-12) 109 Stm3/anno.
Che però non sono adatti per la specifica applicazione nei siti di rigassificazione del GNL per il trasporto del freddo a distanza.
73
73-77_TER_lug_dispenza2:TER_apr_gaetani
3-07-2008
8:34
Pagina 74
recupero energetico
plessi. Nelle ricerche del DREAM2 si propone l’uso come fluido secondario della CO2 che viene inviata alle utenze in fase liquida e torna
nell’area del Terminale in fase aeriforme, il fluido viene liquefatto col
freddo disponibile nella rigassificazione del GNL. L’analisi di fattibilità
conferma la ragionevole validità delle opzioni proposte.
Recupero del freddo nel processo
di rigassificazione del GNL
La Figura 1 mostra lo schema di un impianto modulare di rigassificazione del GNL per il recupero del freddo, proposto dagli Autori in ricerche del DREAM. Esso ha una capacità di rigassificazione di 2 109
Stm3/anno. Con l’impianto proposto è possibile disporre di freddo: per
applicazioni proprie della criogenia, per applicazioni industriali a molto basse, basse e più alte temperature, per la surgelazione e per la refrigerazione. L’impianto è modulare ed ha una capacità di rigassifica-
zione di 2 109 Stm3/anno, operando 24 ore al giorno per 270 giorni3. Un impianto di tal genere richiede al suo interno l’uso di un ciclo
motore che opera con un adatto fluido di lavoro come Etano o Etilene,
ad esempio. Il ciclo produce 3 MW di potenza elettrica che viene usata per i servizi del Terminale di rigassificazione.
Nella Fig. 1 è mostrato il processo che opera con Etano. Il freddo è
disponibile per applicazioni industriali a basse temperature (-80 °C/
-90 °C÷-40 °C) negli scambiatori CU, CU1 ed a più alte temperature
(da -35°C sino a 0 °C) nei Kettle Evaporators KE1, KE2, KE3 e nello
scambiatore CU2. Le batterie Open Rack hanno lo scopo di chiudere
il bilancio energetico del ciclo [1]. I principali criteri di progetto seguiti nelle ricerche sono i seguenti:
- si ha bisogno di disporre di freddo a temperature più alte di quelle
proprie delle applicazioni criogeniche e a molto basse temperature,
ciò al fine di poter trasferire il freddo a distanza o di utilizzarlo in
loco a mezzo di fluidi secondari disponibili commercialmente;
FIGURA 1 - Impianto modulare
di rigassificazione del GNL
per il recupero del freddo [1]
2
3
4
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”.
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!
Tenendo presente che il fluido di lavoro cambia di fase nella sua evoluzione
nel ciclo.
74
- per il criterio precedente si ha la necessità di avere, quindi, per esigenze di affidabilità e flessibilità del processo, un impianto CHP adatto che riceve calore dai fluidi frigovettori secondari che trasferiscono il freddo alle utenze finali a distanza dal sito del terminale;
- inoltre occorre disporre di freddo per usi in processi che avvengono
nell’area del terminale alle più basse temperature (ad esempio: liquefazione dell’aria per la produzione di Azoto, Ossigeno, Argon, altre
applicazioni industriali).
I principali parametri operativi del ciclo termodinamico di riferimento
per l’impianto CHP (pressioni e temperature) debbono essere scelti con
i seguenti criteri4:
- il livello di pressione inferiore deve essere sufficientemente al di sopra
di quella atmosferica per evitare infiltrazioni d’aria esterna:
nell’impianto si è scelta una pressione di 1.3 bar;
- il livello di pressione superiore deve avere un valore che consenta di operare a temperature vicine ai -40 °C, a seconda del fluido di lavoro scelto.
La Termotecnica • Luglio/Agosto 2008
73-77_TER_lug_dispenza2:TER_apr_gaetani
3-07-2008
8:34
Pagina 75
recupero energetico
Ad esempio, per l’Etano e l’Etilene si ha rispettivamente5:
- Etano: pressione liv. cond. 1,3 bar (tsat=-83,85 °C), liv. evap. 7,8
bar (tsat=-39,91 °C),
- Etilene: liv. cond. 1,3 bar (tsat=-99,45 °C), liv. evap.1 4,0 bar (tsat=41,22 °C).
La differenza di temperatura al pinch tra la temperatura del fluido di
lavoro nel condensatore ed il GNL (all’uscita dall’apparecchio) è stata
scelta in entrambi i casi pari a 10 K.
Ciclo CHP che opera con l’Etano
Il processo è rappresentato nella Fig. 1. Il GNL da rigassificare entra
nel condensatore dell’Etano a 113 K (-160 °C) ed all’uscita raggiunge
la temperatura di 179 K (-94 °C). Il processo di rigassificazione avviene a pressioni ipercritiche [1] [2]. Il GNL va poi, attraversandoli in serie,
negli scambiatori CU1 e CU2, esso entra alla temperatura di 179 K (94 °C) ed esce alla temperatura di 274 K (1 °C). Il freddo rilasciato dal
GNL nel condensatore dell’Etano corrisponde ad una potenza di 18,43
MW, la potenza termica rilasciata come freddo dal GNL negli scambiatori CU1 e CU2 è rispettivamente 9,5 MW e 16,1 MW. Nel preriscaldatori dell’Etano il freddo è rilasciato a temperature comprese nel
range -80/-35 °C ed è adatto per usi industriali; il rating di potenza
dell’apparecchio è di 4 MW. Gli scambiatori CU1, CU2, CU ed il condensatore dell’Etano sono a fascio tubiero del tipo a spirale (spiralwound heat exchangers) il GNL o l’Etano li attraversano dal lato tubi.
La potenza termica rilasciata come freddo nei Kettle Evaporators ha
rispettivamente i seguenti valori: 3,5 MW in KE1, 9,2 MW in KE2 e 2,1
MW in KE3. La potenza elettrica generata dal ciclo CHP operante con
l’Etano è 3 MW ed il rendimento (alle busbar) è un 13,5%. Vi sono tre
sezioni di batterie Open Rack. Il loro intervento è richiesto nelle operazioni in continuo del rigassificatore del GNL, quando il duty del freddo non è sufficiente a coprire le esigenze del processo di rigassificazione (calore ceduto da CU, CU1, CU2, KE1, KE2, KE3).
FIGURA 2 - Sistema per il trasferimento e l’utilizzazione
del freddo nel cluster di industrie agro-alimentari
Uso del freddo dentro l’area
del Terminale di rigassificazione
Sulla possibilità di recupero del freddo disponibile nel processo di rigassificazione del GNL, negli anni passati, sono stati svolti alcuni studi in
Francia [3]. Gli studi riguardano opzioni impiantistiche per la produzione di Azoto, Ossigeno, Argon etc. ed altre applicazioni industriali. 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). Tra le applicazioni del freddo vi è pure la produzione
di acqua dissalata. Ma, le applicazioni del freddo alle più basse temperature possono dar luogo ad altre interessanti opzioni impiantistiche [7].
Uso del freddo al di fuori dell’area
del Terminale di rigassificazione
Le utenze finali ricadenti in siti discosti dal Terminal di rigassificazione
del GNL (1-3 km), richiedono l’uso di una rete di trasporto del freddo. I
problemi che insorgono sono complessi perché, come osserva Kruse [4],
a parte il ben noto cloruro di calcio, gli altri fluidi secondari sono poco
adatti per le concrete applicazioni industriali della Tecnica del freddo.
Per vari possibili fluidi secondari che vengono usati oggi si conta sullo
scambio di calore sensibile e debbono considerarsi gli aspetti relativi
5
Pressioni medie ai livelli di evaporazione e condensazione.
La Termotecnica • Luglio/Agosto 2008
FIGURA 3 - Sistema per il trasferimento
e l’utilizzazione del freddo in un Ipermercato
all’aumento della viscosità alle basse temperature, il pericolo di congelamento, le elevate potenze di pompaggio. Di recente vengono proposte le miscele ice slurries e si comincia a parlare anche di nano-fluidi,
ma si tratta di sostanze poco adatte per gli usi di che trattasi. Le ricerche svolte al DREAM portano a considerare come possibili fluidi secondari alcuni idrocarburi o, meglio ancora, l’anidride carbonica. Con tali
sostanze si può ben sfruttare il cambio di fase. L’anidride carbonica è il
fluido secondario proposto nello studio del DREAM. Nelle ricerche del
DREAM, in uno degli studi di fattibilità, si sono esaminati due possibili
clusters di utenze dislocati in media a 2-3 km dall’area del Terminal di
rigassificazione: un complesso di 10 industrie agroalimentari ove è
richiesto il freddo per processi di surgelazione, la richiesta di freddo stimata è di 9 MW ad una temperatura media di -43 °C, ed un grosso
Ipermercato per cui la richiesta di freddo stimata è di 7,5 MW (7,0 MW
per condizionamento dei locali e 0,5 MW per usi del freddo per le celle frigorifere, per banchi e vetrinette di esposizione ecc., di cui 150 kW
75
73-77_TER_lug_dispenza2:TER_apr_gaetani
3-07-2008
8:34
Pagina 76
recupero energetico
a -35 °C e la parte rimanente a -15 °C). Il freddo è trasferito dal sito del
Terminal di rigassificazione alle centrali presso le utenze finali con due
pipeline in cui passa la CO2: la CO2 è liquefatta nell’impianto di Figura 1 e viene pompata nella pipeline di andata in fase liquida, tale accorgimento consente, ad esempio, per il cluster delle industrie agroalimentari una riduzione della potenza di pompaggio di un 30 volte rispetto
al caso del pompaggio della CO2 aeriforme al ritorno. Nella Figura 2
è mostrato uno schema del processo di trasferimento del freddo con le
pipeline in cui è convogliata la CO2 e delle utilizzazioni dal Terminale
di rigassificazione verso il cluster delle utenze per le industrie agro-alimentari (denominato: Cittadella). Nella Figura 3 è mostrato uno schema del processo di trasferimento del freddo con le pipeline in cui è convogliata la CO2 e delle utilizzazioni dal Terminale di rigassificazione
verso il cluster delle utenze per l’Ipermercato.
rimento richiede un costo di investimento di 8.949.000,00 euro.
L’iniziativa è stata considerata nell’analisi come iniziativa di Project financing (all bond) e per un mutuo di riferimento della durata di 10 anni è
stato assunto un tasso di interesse dell’8,00%. Il costo effettivo del capitale (allowed rate of return) è stato assunto come il 3,60%. La vita
dell’iniziativa è stata assunta di 25 anni. Gli investimenti sono stati stimati come differenza tra 30.000.000,00 e 8.949.000,00 euro.
Gli introiti includono quelli della cessione dell’energia elettrica e del freddo prodotto dall’impianto modulare. Previamente, sono stati determinati nell’analisi i costi dell’energia elettrica prodotta, del freddo prodotto e
del gas rigassificato. Tale tipo di analisi considera, ovviamente, gli investimenti complessivi (30.000.000,00 euro). Si riportano, per esigenze di
sintesi, solo alcuni risultati dell’analisi per l’impianto che opera con
l’Etano. Nella suddivisione del costo di produzione è stata assunta:una
incidenza del costo complessivo del 10% per la rigassificazione (gas),
del 90% per la produzione del freddo e dell’energia elettrica, suddiviAspetti relativi alla sicurezza
dendo, poi, questo ultimo costo in base alla loro rispettiva incidenza nella coproduzione. I costi rispettivi sono quindi i seguenti: 0,04 ceuro/Nm3
Il recupero del freddo nel processo di rigassificazione del GNL per gli usi
per il gas, 0,17 ceuro/kWh per il freddo e 0,17 ceuro/kWh per l’energia
della Tecnica del freddo pone una grande sfida perché le utenze dovrebelettrica. La Tabella 1 mostra alcuni risultati ottenuti assumendo il prezbero essere dislocate in vicinanza dell’area del Terminal di rigassificazo di cessione dell’energia elettrica in 7,00 ceuro/kWh ed una serie di
zione, mentre ciò si verifica di rado. Infatti occorre che siano previste convalori per il prezzo di cessione del freddo.
grue distanze di sicurezza delle zone abitate o frequentate dal pubblico
Il Tempo di ritorno degli investimenti [8] ricade nel range 2,06-11,71 anni
perché i Terminal danno luogo a rischi di notevole entità (pericoli di incenquando il prezzo di cessione del freddo è compreso nel range 3,50-1,00
dio, esplosioni, per il rischio del fenomeno del “pool fire” o per la proceuro/kWh. Quindi i risultati ottenuti mostrano la profittabilità degli
babile formazione di nubi di vapori infiammabili) [9].
impianti modulari di rigassificazione proposti. Nell’analisi è stato anche
È quindi più facile proporre l’uso di applicazioni industriali dentro l’area
ricavato un prezzo di riferimento relativo alla produzione convenzionadel Terminal di rigassificazione [3]. Per le applicazioni in siti discosti
le alternativa del freddo lontano dal sito di rigassificazione con un impiandall’area si è visto, invece, che vi sono difficoltà per il trasferimento del
to convenzionale basato sull’uso di macchine frigorifere a compressione
freddo a distanza verso le utenze finali. Volendo evitare il ricorso a friche usano la CO2 come fluido di lavoro. Il risparmio di energia primaria
govettori infiammabili (idrocarburi) può essere una buona scelta la CO2.
stimato per la rigassificazione con
Nel caso della produzione di energia elettrigli impianti proposti, considerando
ca, il processo ha luogo, invece, sempre denGas
Energia
Prod.
Imp. di
la riduzione della domanda elettritro l’area del terminale di rigassificazione,
ceuro/Stm3 a elettrca
Freddo
rigassif.
ca per produrre il freddo necessasicché i rischi sono sotto controllo. In ogni
ceuro/kWh ceuro/kWh T.r.b
rio presso le utenze finali è di 35,85
caso, nello stabilire il layout dell’impianto proktep/anno, il reject di freddo a mare
posto si deve affrontare l’aspetto della valu0,04
7,00
1,00
11,71
evitato è 336.960,00 MWh/anno.
tazione del rischio, dell’affidabilità e della
0,04
7,00
1,50
6,04
Le emissioni evitate di CO2 sono
sicurezza in corso d’esercizio.
0,04
7,00
2,00
3,60
80,50 kt/anno. Per il cluster di uten0,04
7,00
2,50
3,07
ze dell’industria agro alimentare
Analisi Economica
0,04
7,00
3,00
2,47
(Tabella 2, Cittadella) i costi di inveed Ambientale
0,04
7,00
3,50
2,06
stimento col sistema del Project
financing debbono ripagarsi consiNelle ricerche del DREAM si è affrontata
Costo di investimento differenziale 21.051.000,00 euro
a a 15 °C 760 mmHg - b Tempo di ritorno in anni
derando l’iniziativa “all bond”. Gli
l’analisi termodinamica, tecnica, economica
investimenti per le pipeline della
ed ambientale delle iniziative proposte. Si
CO2 e di altri oneri per la costrusono eseguite una serie di simulazioni con un TABELLA 1 - Costi unitari usati nell’analisi e tempi di ritorno
software preparato dagli Autori. Nelle simuzione delle centraline e delle reti di
lazioni si è operato predisponendo l’organizdistribuzione ammontano a 6.670.000,00
Prezzo Cittadella Ipermercato
zazione di appropriati scenari del flusso di
euro. Per l’Ipermercato i costi di investimenacquisto freddo
T. amm.
T. amm.
cassa, confrontando una serie di alternative
to col sistema del Project financing debbono
Ceruro/kWh
(anni)
(anni)
per il management dei processi proposti con
ripagarsi considerando l’iniziativa “all
una opzione basata sull’uso della tecnologia
bond” (Tabella 2, Ipermercato). Gli investi1,00
1,89
6,19
delle batterie Open Rack per la rigassificamenti per le pipeline della CO2 e di altri one1,50
2,32
8,15
zione del GNL6. I costi di investimento per
ri per la costruzione della centralina e della
2,00
2,98
12,02
rete di distribuzione ammontano a
l’impianto modulare di rigassificazione pro2,50
4,17
22,89
2.500.000,00 euro. Si vede allora che i temposto operante con l’Etano o con l’Etilene
3,00
6,94
3,50
20,81
pi di ritorno sono sensibili rispetto al prezzo
ammontano a 30.000.000,00 euro.
di acquisto del freddo. Ma i temi di ritorno
L’impianto proposto ha una capacità di rigassono ragionevoli per prezzi sino a 3,00 ceusificazione di 2.040 MStm3/anno quando TABELLA 2 - Analisi economica:
ro/kWh per la Cittadella e sino a 2,00 ceuopera 270 giorni/anno, 24 h al giorno per sistemi di trasferimento e distribuzione
ro/kWh per l’Ipermercato.
270 giorni/anno. Il sistema Open Rack di rife- del freddo alle utenze finali
76
La Termotecnica • Luglio/Agosto 2008
73-77_TER_lug_dispenza2:TER_apr_gaetani
3-07-2008
8:34
Pagina 77
recupero energetico
Considerazioni conclusive
Le possibili applicazioni in impianti che possono utilizzare il freddo
disponibile nel processo di rigassificazione del GNL, quivi descritte, è
basato sull’uso di unità di rigassificazione modulari con capacità di
rigassificazione di 2 109 Stm3/anno (in media: 1/4 della media per
un terminale tipico di quelli in progetto o in corso di realizzazione nel
Mondo: 8 109 Stm3/anno).
I risultati di una ricerca del DREAM, Università di Palermo, per le iniziative proposte, partendo da un progetto accurato dell’impianto, e,
seguito da una analisi termodinamica ed economica, hanno dimostrato la validità della proposta. Le prospettive sono di interesse considerato l’atteso sviluppo del trading del GNL nel Mondo. In media, un terminale di rigassificazione a terra ha una capacità di rigassificazione
di 8 109 Stm3/anno. Accoppiando unità modulari sia del tipo quivi
proposto che di quelle proposte nel precedente articolo per la produzione di energia elettrica, le prospettive sono di rilievo [2].
Bibliografia
[1] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca, G. Panno, CHP plants for
production of electrical energy during regasification of LNG recovering exergy of cold, in: Proceedings of ASME/ATI 2006 Conference
Energy; production, distribution and conservation, Milan May 14/17,
2006 , Vol. II p. 593-603.
La Termotecnica • Luglio/Agosto 2008
[2] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca, G. Panno, Recupero del freddo nella rigassificazione del GNL, La Termotecnica, luglio-agosto 2007.
[3] J.P. Buffiere, R. Vincent, La recuperation des frigories du LNG et
l’ajustement du gaz au terminal de Fos sur Mer, in LNG 3, Session III,
Paper 8, 1972.
[4] H. Kruse, Commercial Refrigeration - on the Way to Sustainability, IIR 2005 Vicenza Conference - Commercial Refrigeration.
[5] D.L. Katz et a., Handbook of natural gas engineering, Mc Graw
Hill New York 1959.
[6] C. Dispenza, V. La Rocca, A. Pomilla, Criteri per il dimensionamento di una pipeline per il trasporto di etilene allo stato aeriforme, in
Atti 34° Congresso Nazionale ATI; 8-13 Ottobre, Palermo1979.
[7] R.W. Haywood, Analysis of engineering cycles, Pergamon Press,
Oxford 1991.
[8] D.L. Phung, Cost comparison of energy projects: Discounted Cash
Flow and Revenue requirement methods, Energy 5 1053-1072 1980.
[9] J.A. Alderman, Introduction to LNG Safety, Process Safety Progress
(Vol. 24, N° 3), American Institute of Chemical Engineers, 2005.
[10] D. Romano et a., Italian Greenhouse gas inventory 1990-2003 National Inventory report 2005, APAT Italy 2005.
[11] C. Dispenza et al., Exergy recovery during LNG regasification:
Electric energy production - Part one, Appl. Therm. Eng (2008),
doi:10.1016/j.applthermaleng.2008.03.036.
[12] C. Dispenza et al., Exergy recovery during LNG regasification:
Electric energy production - Part two, Appl. Therm. Eng (2008),
doi:10.1016/j.applthermaleng.2008.03.035.
■
77