IT201600121521A1 - Organic rankine cycle in applicazioni criogeniche o fluidi refrigeranti - Google Patents

Organic rankine cycle in applicazioni criogeniche o fluidi refrigeranti

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IT201600121521A1
IT201600121521A1 IT102016000121521A IT201600121521A IT201600121521A1 IT 201600121521 A1 IT201600121521 A1 IT 201600121521A1 IT 102016000121521 A IT102016000121521 A IT 102016000121521A IT 201600121521 A IT201600121521 A IT 201600121521A IT 201600121521 A1 IT201600121521 A1 IT 201600121521A1
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liquefied gas
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fluid
gas according
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IT102016000121521A
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Marco Astolfi
Ennio Macchi
Gianluca Valenti
Rinaldis Salvatore De
Luca Davide Inglese
Alessandro Lepore
Fabrizio Meloni
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Saipem Spa
Milano Politecnico
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Description

Richiedenti: SAIPEM S.p.A.; POLITECNICO DI MILANO Titolo: “ORGANIC RANKINE CYCLE IN APPLICAZIONI CRIOGENICHE O FLUIDI REFRIGERANTI”
Descrizione
Campo della tecnica dell’invenzione
La presente invenzione trova applicazione nel settore energetico, in particolare per la rigassificazione dei gas liquefatti, come ad esempio il gas naturale, e per la rigassificazione/vaporizzazione di gas tecnici stoccati a basse temperature o a temperature criogeniche.
Stato dell’arte
Sono note tecnologie per la rigassificazione dei gas liquefatti come, ad esempio, il 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 alla temperatura di -160°C e comprende le fasi di compressione del fluido 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 è di circa 27 MWt, mentre quella elettrica è di circa 2,25 MWe (4,85 MWe se si tiene conto degli altri carichi ausiliari dell’impianto; 19,4 MWe massimo di carico elettrico dell’impianto su 4 linee di rigassificazione).
Fra le più utilizzate, singolarmente o in combinazione fra loro, vi sono la tecnologia Open Rack Vaporizer (ORV), impiegata in circa il 70% dei terminali di rigassificazione, e 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 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 sommersi nello stesso bagno di acqua demineralizzata e riscaldata.
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.
Organic Rankine Cycle
I cicli Rankine a fluido organico (ORC) sono ampliamente utilizzati in campo geotermico e per applicazioni a biomassa o per la Waste Heat Recovery da processi industriali.
Tali cicli prevedono la possibilità di selezionare il fluido di lavoro tra decine di fluidi candidati e permette di realizzare cicli termodinamici efficienti, anche per basse temperature della sorgente e per piccole disponibilità di calore.
Inoltre, la scelta di un fluido basso bollente permette di realizzare un ciclo condensante a temperature criogeniche, senza incorrere in problemi di congelamento o gradi di vuoto troppo spinti.
La domanda di brevetto statunitense US 2013/0160486 (Ormat Technologies Inc.) descrive cicli a singolo o a due livelli di pressione che operano con un unico fluido, con e senza scambi di calore interni al ciclo (rigenerazioni) su entrambi i livelli; in una forma realizzativa sono operati due cicli in cascata con due fluidi diversi, in cui il calore di un primo ciclo è impiegato esclusivamente per evaporare il secondo fluido ed il gas naturale liquefatto viene vaporizzato con il solo calore rilasciato dal ciclo del secondo fluido.
La tecnologia messa a disposizione da tale domanda di brevetto, tuttavia, penalizza l’efficienza.
Infatti, il calore del ciclo del primo fluido è impiegato unicamente per vaporizzare il fluido organico del secondo ciclo e non sono previste rigenerazioni nel ciclo del secondo fluido.
Inoltre, il gas naturale liquefatto è vaporizzato con il solo calore del ciclo del secondo fluido, che condensa sfruttando solo la frazione delle frigorie disponibili del gas naturale liquefatto, corrispondente a temperature inferiori a quella di condensazione del fluido organico del ciclo del secondo fluido.
Ancora, possono presentarsi problemi di bilanciamento dei carichi elettrici e termici nelle configurazioni in cui si utilizza il calore fornito da un ciclo di potenza primario (turbina a gas o motore a combustione interna) o da un ciclo combinato, dove complessivamente si ha un incremento di produzione elettrica; in altre parole, la potenza elettrica del ciclo di potenza primario sommata alla potenza elettrica del ciclo chiuso (ORC) può superare quella necessaria all’impianto o alla linea di rigassificazione.
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 l’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 5-9°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 degli ORV con consumi aggiuntivi di 1,2 MWe per linea di rigassificazione rispetto alla tecnologia SCV (totale potenza di impianto pari a 24,2 MWe), iv) in ultimo, la tecnologia è piuttosto complessa ed è disponibile presso un numero limitato di fornitori e di dimensioni.
In linea generale, pertanto, le tecnologie convenzionali non consentono di produrre l’energia elettrica necessaria per l’impianto e portano alla perdita di una grande quantità di energia sotto forma di frigorie.
Riassunto dell’invenzione
Gli autori della presente invenzione hanno sorprendentemente trovato che è possibile inserire in una tradizionale linea di rigassificazione di gas liquefatto almeno un ciclo del tipo Organic Rankine (ORC), preferibilmente due cicli del tipo Organic Rankine (ORC) in cascata, che operano con due fluidi differenti e in cui il calore di condensazione del ciclo di un fluido è utilizzato per l’evaporazione di un secondo fluido e per la vaporizzazione del gas naturale liquefatto.
Oggetto dell’invenzione
In un primo oggetto, è descritta una linea di rigassificazione del gas liquefatto.
In un altro oggetto, l’invenzione riguarda un impianto comprendente una pluralità di linee di rigassificazione del gas liquefatto.
In un ulteriore oggetto è descritto un processo la 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 si sfrutta una sorgente di energia termica a bassa temperatura;
la Figura 2 mostra una forma di realizzazione alternativa della linea di rigassificazione secondo la presente invenzione;
la Figura 3 mostra una seconda forma di realizzazione della linea di rigassificazione secondo la presente invenzione;
la Figura 4 mostra una terza forma di realizzazione della linea di rigassificazione secondo la presente invenzione;
le Figure 5A e 5B mostrano esempi alternativi di configurazione delle turbine e dei generatori delle linee di rigassificazione della presente invenzione;
la Figura 6 mostra uno schema di un impianto secondo la presente invenzione;
la Figura 7 mostra lo schema di un recondenser.
Descrizione dettagliata dell’invenzione
La presente invenzione è descritta in particolare in relazione alla rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG), laddove, tuttavia, 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).
Ad esempio, la presente invenzione troverà applicazione per la rigassificazione 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.
Nel prosieguo della descrizione, i termini “evaporazione” e “vaporizzazione” sono da intendersi sinonimi, così come il termine “rigassificazione”.
Per gli scopi della presente invenzione, nella descrizione che segue si fa riferimento a “economizzatore” intendendo con tale termine uno scambiatore di calore realizzato mediante un recipiente in pressione nel quale è condotto uno scambio termico a miscela (cioè con contatto diretto) tra una corrente di vapore organico (saturo o surriscaldato) in ingresso ed una corrente di fluido organico allo stato liquido sottoraffreddato anche essa in ingresso, ottenendo una corrente in uscita di liquido organico saturo; tale corrente è in seguito inviata all’evaporatore pronta per essere vaporizzata.
Con il termine “recondenser” si intende uno scambiatore di calore realizzato mediante un recipiente in pressione, dove in una parte di esso, viene inserito un materiale di riempimento (ad esempio graniglia metallica, trucioli di materiale plastico), che ha la funzione di aumentare la superfice di contatto e quindi lo scambio termico tra i fluidi che devono essere miscelati; nel fondo del recipiente (anche esso di forma cilindrica) la miscela si accumula dopo lo scambio termico e grazie a valvole di controllo che regolano il livello, la temperatura ed altri parametri di processo.
Inoltre, nella presente descrizione, per “gas liquefatto” si intende un fluido a prevalente componente liquida.
Nella presente descrizione, per “rigenerazione” si intende uno scambio di calore all’interno di un ciclo termodinamico quando lo scambio termico avviene per contatto diretto con fluidi appartenenti allo stesso ciclo termodinamico, realizzato per esempio con scambiatori di calore a miscela, che permettono di ridurre le irreversibilità aumentando la sua efficienza (di fatto rigenerando il ciclo termodinamico).
Per gli scopi della presente invenzione, un economizzatore o un recondenser permettono di eseguire anche una rigenerazione.
Inoltre, nella presente descrizione, con il termine “fonte di calore a bassa temperatura” si intendono ad esempio: aria ambiente, acqua mare, solare termico a bassa temperatura, calore esausto di un ciclo termodinamico a bassa temperatura, recuperi termici di processo e/o macchinari a bassa temperatura.
Una fonte a bassa temperatura opera generalmente a temperature inferiori a 180°C, preferibilmente inferiori a 120°C.
Con il termine “fonte di calore ad alta temperatura”, invece, si intendono ad esempio: solare termico ad alta temperatura, calore esausto di un ciclo termodinamico ad alta temperatura, gas di scarico di una turbina a gas o motore a combustione interna, recuperi termici di processo e/o macchinari ad alta temperatura.
Una fonte ad alta temperatura opera generalmente a temperature superiori a 180°C, preferibilmente superiori a 300°C e ancora più preferibilmente superiori a 400°C.
Nel prosieguo della descrizione, con il termine “acqua mare” si fa riferimento non solo ad 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 primo 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 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, dal 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 (tank) il gas naturale liquefatto (LNG) 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.
Una linea di rigassificazione tradizionale comprende un bagno di vaporizzazione, che può essere del tipo Submerged Combustion Vaporizer (SCV).
Il bagno di vaporizzazione del tipo SCV comprende inoltre il proprio circuito di alimentazione di aria dotato del proprio compressore (CMP1 in figura 6).
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.
In figura 6 BOG rappresenta i compressori boil off gas compressor della linea di rigassificazione.
All’ingresso del bagno della sezione di vaporizzazione il gas liquefatto può essere allo stato supercritico.
All’interno del bagno SCV il gas naturale liquefatto 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 primo oggetto della presente invenzione, la linea di rigassificazione tradizionale (il circuito “base”) sopra descritta è modificata così da comprendere un circuito di by-pass energetico per la rigassificazione del gas liquefatto, ad esempio rappresentato dal gas naturale liquefatto (LNG).
In particolare, l’integrazione fra i due circuiti è in corrispondenza della connessione di prelievo del gas naturale liquefatto dal circuito base e in corrispondenza della connessione di reimmissione del gas naturale liquefatto rigassificato nel circuito base per la destinazione alla rete di distribuzione.
Preferibilmente, la connessione di prelievo è a valle delle pompe criogeniche e a monte del bagno di vaporizzazione (SCV).
Per gli scopi della presente invenzione, sono pertanto descritte:
- una linea di rigassificazione tradizionale, già esistente, modificata così da integrare un circuito by-pass di rigassificazione del gas naturale liquefatto (revamping); sia
- una linea di rigassificazione costituita dal circuito by-pass come linea principale, ad esempio per la realizzazione di nuovi impianti.
Circuito by-pass energetico per la rigassificazione del gas naturale liquefatto (LNG)
Per gli scopi della presente invenzione tale circuito, che di fatto è una linea di rigassificazione, comprende:
- una prima sezione di riscaldamento (COND1),
- una seconda sezione di riscaldamento (COND2).
Secondo un aspetto dell’invenzione, può inoltre essere prevista una terza sezione di riscaldamento (SH1).
In particolare, la prima sezione di riscaldamento (COND1) è parte di un primo ciclo che opera con un primo fluido organico (OF1), mentre la seconda sezione di riscaldamento (COND2) è parte di un secondo ciclo che opera con un secondo fluido organico (OF2).
La terza sezione di riscaldamento (SH1) opera invece con un terzo fluido (SW).
Per gli scopi della presente invenzione, detti fluidi organici sono fra loro differenti.
In particolare, detto primo fluido organico (OF1) è scelto nel gruppo che comprende: alcani come ad esempio etano e propano, alcheni come ad esempio etilene e fluidi refrigeranti rappresentati ad esempio da R41, R143a, R125.
In un aspetto preferito dell’invenzione, il primo fluido organico è l’etano.
In particolare, detto secondo fluido organico (OF2) è scelto nel gruppo che comprende: alcani ad esempio propano e etano, alcheni ad esempio etilene e fluidi refrigeranti rappresentati ad esempio da R134, R32, R143a, R125.
In un aspetto preferito dell’invenzione, il secondo fluido organico è propano.
Per quanto concerne la terza sezione di riscaldamento (SH1), questa opera sul circuito di un terzo fluido.
Per gli scopi della presente invenzione, detto terzo fluido è rappresentato da una sorgente a bassa temperatura e, in un aspetto preferito, è rappresentato da acqua mare.
Per quanto riguarda il primo ciclo (o anche “ciclo del primo fluido organico”), in una prima forma di realizzazione dell’invenzione rappresentata in figura 1, questo comprende inoltre una sezione di riscaldamento (HEAT1), nella quale è condotta una fase di riscaldamento di detto primo fluido organico (OF1).
In un aspetto preferito rappresentato dalla figura 1, tale riscaldamento è condotto mediante uno scambio termico in cui detto primo fluido organico (OF1) acquisisce calore dal secondo fluido organico (OF2).
Più in particolare, la sezione di riscaldamento (HEAT1) comprende a sua volta:
- un primo evaporatore (EVA1) e
- un primo scambiatore di calore (ECO1),
nei quali è condotto lo scambio termico con detto secondo fluido organico (OF2).
In un aspetto preferito, in tale forma di realizzazione, il primo scambiatore di calore ECO1 è uno scambiatore di calore tradizionale, ad esempio del tipo a fascio tubiero.
In un aspetto più preferito il primo scambiatore di calore ECO1 è un economizzatore.
In un aspetto alternativo rappresentato ad esempio in figura 2, il riscaldamento del primo fluido organico (OF1) è condotto mediante uno scambio termico in cui detto primo fluido organico (OF1) acquisisce calore anche dal secondo fluido organico (OF2).
Più in particolare, sono previste due sezioni indipendenti di riscaldamento:
- un primo evaporatore (EVA1) per lo scambio termico con il secondo fluido organico (OF2) e
- un primo scambiatore di calore (ECO1) per il riscaldamento del primo fluido organico (OF1).
In un aspetto preferito, in tale forma di realizzazione, il primo scambiatore di calore ECO1 è un economizzatore (tipologia recondenser) che permette di eseguire una rigenerazione del ciclo termodinamico del primo fluido organico OF1.
Per gli scopi della presente invenzione, in entrambe le forme di realizzazione il ciclo del primo fluido organico (primo ciclo) comprende inoltre una turbina (BCT), nella quale il primo fluido organico (OF1) si espande.
In un aspetto particolare dell’invenzione, la turbina genera energia elettrica, grazie al generatore (G nelle figure, ad essa collegato).
Inoltre, è prevista una pompa (PMP4) posta a valle della sezione di riscaldamento COND1 e in ingresso al primo scambiatore di calore ECO1.
Secondo un aspetto preferito della presente invenzione, il secondo ciclo (o ciclo del secondo fluido organico) comprende inoltre un secondo evaporatore (EVA2) in cui è operato uno scambio termico con il quale il secondo fluido organico (OF2) acquisisce energia termica dal terzo fluido (SW).
Per gli scopi della presente invenzione, il ciclo del secondo fluido organico (OF2) inoltre comprende un secondo scambiatore di calore (ECO2).
Per gli scopi della presente invenzione, il secondo scambiatore di calore ECO2 è rappresentato da uno scambiatore di calore tradizionale del tipo a fascio tubiero.
Più preferibilmente il secondo scambiatore di calore ECO2 è un economizzatore.
Il secondo ciclo comprende inoltre una turbina (TCT), per l’espansione di detto secondo fluido organico (OF2).
In aggiunta, sono previste:
- una pompa (PMP3) a valle della sezione di riscaldamento COND2 e in ingresso al secondo scambiatore di calore ECO2, e
- una pompa (PMP2) a valle del secondo scambiatore di calore ECO2 e a monte dell’evaporatore (EVA2).
Secondo una forma realizzativa alternativa non rappresentata nelle figure, il primo e il secondo evaporatore (EVA1 e EVA2) e rispettivamente il primo e il secondo scambiatore di calore (ECO1 e ECO2) possono essere posti in un'unica apparecchiatura.
Per gli scopi della presente invenzione, il terzo fluido è rappresentato da una sorgente di calore a bassa temperatura o ad alta temperatura, secondo le definizioni sopra indicate.
In un aspetto preferito dell’invenzione, tale sorgente di calore è rappresentata preferibilmente da acqua mare (sea water, SW nelle figure).
Il circuito del terzo fluido comprende inoltre pompe (PMP1) per il pompaggio dell’acqua mare.
In un aspetto preferito dell’invenzione, tale terzo fluido è lo stesso fluido con cui avviene lo scambio termico con il secondo fluido organico (OF2) nell’evaporatore EVA2.
In forme realizzative alternative dell’invenzione rappresentate nelle figure 3 e 4, la linea di rigassificazione descritta può comprende inoltre:
- nel primo ciclo: una sezione di surriscaldamento (SH3) per il surriscaldamento del primo fluido organico (OF1), e/o
- nel secondo ciclo: una sezione di surriscaldamento (SH2) per il surriscaldamento del secondo fluido organico (OF2).
Secondo un aspetto preferito dell’invenzione, in una o entrambi le fasi di surriscaldamento (SH3, SH2) può essere condotto uno scambio termico con una sorgente a bassa temperatura.
In un aspetto ancor più preferito dell’invenzione, tale sorgente a bassa temperatura è rappresentata dal terzo fluido (SW); pertanto, tale fluido può essere acqua mare (sea water, SW nelle figure).
Secondo aspetti alternativi dell’invenzione, nella sezione di surriscaldamento (SH2) del secondo fluido organico (OF2) è condotto uno scambio termico con: - con una porzione del flusso di detto terzo fluido (SW) (sorgente a bassa temperatura);
- con un gas prodotto da una turbina a gas oppure da un motore a combustione interna oppure da un ciclo a vapore oppure recuperi termici di processi (sorgente ad alta temperatura); oppure
- con una combinazione di tali scambi.
Con riferimento alla figura 5 (in cui TR=riduttore della turbina del secondo ciclo, BR=riduttore della turbina del primo ciclo e G=generatore) per gli scopi della presente invenzione, le turbine del ciclo del primo fluido (BCT) e del secondo fluido (TCT) sono calettate direttamente su uno stesso albero; inoltre, possono avere la stessa velocità di rotazione e trasferire l’energia meccanica ad uno stesso generatore elettrico (figura 5A).
In un aspetto preferito, le due turbine (BCT e TCT) hanno velocità diverse, sono calettate su alberi diversi e, grazie ad un ingranaggio, trasferiscono energia meccanica ad uno stesso generatore elettrico (figura 5A).
Secondo un altro aspetto, invece, le due turbine non sono calettate su uno stesso albero e trasferiscono energia meccanica a diversi generatori elettrici (figura 5B).
In un secondo oggetto, la presente invenzione descrive inoltre un terminale di rigassificazione di gas liquefatto comprendente una o più delle linee di rigassificazione secondo quanto sopra descritto.
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 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 o motore a combustione interna,
- 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 tradizionali e 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, quindi senza una sezione di vaporizzazione “tradizionale”, ad esempio del tipo SCV.
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 della presente invenzione in modo indipendente, contemporaneamente o no, in ciascuna linea di rigassificazione, con evidenti vantaggi in termini di flessibilità.
In un terzo oggetto, la presente invenzione descrive un processo per la rigassificazione di un gas liquefatto.
In particolare, tale processo comprende inoltre la produzione di energia termica e di energia elettrica.
In particolare, il processo dell’invenzione comprende le fasi di:
1) operare una prima fase di riscaldamento del gas liquefatto mediante uno scambio termico con un primo fluido organico (OF1); e
2) operare una seconda fase di riscaldamento del gas liquefatto con un secondo fluido organico (OF2).
Per gli scopi della presente invenzione, detto primo fluido organico (OF1) e detto secondo fluido organico (OF2) sono fra loro differenti.
In particolare, detto primo fluido organico (OF1 nelle figure) è scelto nel gruppo che comprende: alcani ad esempio etano e propano, alcheni ad esempio etilene e fluidi refrigeranti rappresentati ad esempio da R41, R143a, R125.
In un aspetto preferito dell’invenzione, il primo fluido organico è etano.
In particolare, detto secondo fluido organico (OF2 nelle figure) è scelto nel gruppo che comprende: alcani come ad esempio propano e etano, alcheni come ad esempio etilene e fluidi refrigeranti rappresentati ad esempio da R134, R32, R143a, R125.
In un aspetto preferito dell’invenzione, il secondo fluido organico è propano.
Secondo un aspetto della presente invenzione, il processo comprende una fase ulteriore:
3) di surriscaldamento/riscaldamento del gas con un terzo fluido.
In un aspetto particolarmente preferito, tale terzo fluido è rappresentato da acqua mare.
Più in particolare, in accordo con una prima forma realizzativa del processo dell’invenzione rappresentata in figura 1, il primo fluido organico (OF1), prima della fase 1), è a sua volta sottoposto ad una fase I) di scambio termico (HEAT1) con la quale acquisisce energia termica dal secondo fluido organico (OF2).
Secondo tale aspetto, la fase I) (HEAT1) comprende a sua volta le fasi:
Ia) di sottoporre detto primo fluido organico ad una fase di riscaldamento in un primo scambiatore di calore (ECO1); e
Ib) di sottoporre detto primo fluido organico ad una fase di evaporazione in un primo evaporatore (EVA1).
Ancor più preferibilmente, entrambe le fasi sono condotte mediante acquisizione di calore dal secondo fluido organico (OF2).
In particolare, le fasi Ia) e Ib) sono condotte mediante acquisizione di calore da porzioni differenti di un flusso di detto secondo fluido organico (OF2).
Ancor più in particolare, la porzione del secondo fluido organico (OF2) che opera nella fase Ia) non opera anche nella fase Ib), e viceversa.
Secondo un aspetto alternativo della presente invenzione rappresentato ad esempio in figura 2, nella fase I) il primo fluido organico (OF1) è sottoposto ad una fase di scambio termico con la quale acquisisce calore anche dal secondo fluido organico (OF2).
Più in particolare, tale aspetto prevede le fasi di:
Ia) di rigenerazione di detto primo fluido organico (OF1) in un primo scambiatore di calore (ECO1), in questo caso un economizzatore e
Ib) di sottoporre detto primo fluido organico (OF1) ad una fase di evaporazione in un primo evaporatore (EVA1).
Pertanto, le fasi sopra indicate sono condotte mediante acquisizione di calore dal secondo fluido organico (OF2) nella fase Ib) e mediante acquisizione di calore da una porzione del primo fluido organico (OF1) in uscita dal primo evaporatore (EVA1) nella fase Ib).
Più in particolare, tale forma realizzativa prevede che il primo scambiatore di calore ECO1 sia rappresentato da un economizzatore.
Per gli scopi della presente invenzione, prima di detta fase 1) e dopo detta fase I), cioè dopo dette fase Ia) e Ib), il primo fluido organico (OF1) è sottoposto ad una fase II) di espansione in turbina (BCT) nella quale si estrae potenza meccanica ed energia elettrica.
Per quanto riguarda il secondo fluido organico (OF2), prima della fase 2) questo è sottoposto ad una fase Ib’) di evaporazione in un secondo evaporatore (EVA2).
Inoltre, prima della fase 2) e dopo la fase Ib’) il secondo fluido organico (OF2) è inoltre sottoposto ad una fase II’) di espansione in una turbina (TCT).
Più in dettaglio, si noti che il flusso di detto secondo fluido organico (OF2) nella fase 2) è una porzione del flusso ottenuto dopo tale fase II’) di espansione in turbina (TCT).
Per gli scopi della presente invenzione, infatti, una secondo porzione del flusso del secondo fluido organico (OF2) in uscita dalla turbina (TCT) dopo la fase II’) di espansione è il flusso che attua la fase Ib), di evaporazione del primo fluido organico (OF1) nel primo evaporatore (EVA1) e laddove previsto anche di riscaldamento Ia) nel primo scambiatore di calore (ECO1).
In un aspetto preferito dell’invenzione, può essere previsto che una porzione del flusso del secondo fluido organico (OF2) in uscita dal secondo evaporatore (EVA2), e cioè dopo la fase Ib’), operi una fase Ia’) di preriscaldo (rigenerazione) in un secondo scambiatore di calore (ECO2), preferibilmente un economizzatore, a vantaggio del secondo fluido organico (OF2) stesso (che si trova allo stato liquido).
Secondo una forma realizzativa ulteriore dell’invenzione, dopo la fase Ib’) e prima della fase Ia’), il secondo fluido organico (OF2) è sottoposto ad una fase di scambio termico Ic’) con la quale acquisisce calore da un quarto fluido surriscaldandosi (SH2).
Secondo aspetti preferiti, tale quarto fluido è ottenuto da una fonte di calore a bassa temperatura oppure da una sorgente di calore ad alta temperatura o da combinazioni dei due tipi di sorgente.
Secondo tale aspetto, la porzione di flusso del secondo fluido organico (OF2) che opera la rigenerazione della fase Ia’) è una porzione di detto secondo fluido organico (OF2) ottenuta dopo la fase di surriscaldamento Ic’).
In particolare, tale riscaldamento della fase Ia’) è condotta in un primo scambiatore di calore (ECO1) del tipo a fascio tubiero.
Inoltre, come rappresentato in figura 3 e figura 4, può essere previsto che una porzione del quarto fluido dopo la fase Ic’) operi lo scambio termico nella fase Ib’) (in EVA2).
Ancora, in un’altra forma realizzativa può essere previsto che una porzione del quarto fluido dopo la fase Ic’), eventualmente anche dopo lo scambio termico della fase Ib’), operi lo scambio termico della fase 3) (in SH1) (e pertanto, il terzo fluido ed il quarto fluido coincidono).
Secondo un ulteriore aspetto alternativo dell’invenzione non rappresentato nelle figure, dopo la fase 3) il gas può essere sottoposto ad una fase di surriscaldamento fino ad una temperatura di circa 200°C e successivamente di espansione in turbina producendo energia meccanica ed elettrica, raffreddandosi fino alla temperatura necessaria alla riconsegna in rete (circa 3°C).
Per quanto concerne il primo fluido organico (OF1), in un aspetto alternativo dell’invenzione, anche questo può essere sottoposto, dopo la fase Ib), ad una fase Ic) di surriscaldamento.
Tale fase Ic) è preferibilmente condotta mediante lo scambio termico con una porzione del flusso del terzo fluido.
A tale scopo, il terzo fluido è rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura che, in un aspetto preferito, è acqua mare.
Secondo un ulteriore aspetto, la presente invenzione descrive l’impiego di un recondenser in un ciclo Rankine con funzione di economizzatore, allo scopo di pre-riscaldare un fluido organico allo stato liquido (al contrario della sua funzione tipica di sottoraffreddamento di un gas come, ad esempio, la condensazione del Boil Off Gas).
Con particolare riferimento allo schema della figura 1, secondo un aspetto preferito dell’invenzione, il processo dell’invenzione può comprendere i seguenti cicli e circuiti.
Ciclo del primo fluido organico (OF1)
Il primo fluido organico OF1 (etano) con portata 56 t/h, evapora nel primo evaporatore EVA1, con introduzione di calore dal ciclo del secondo fluido organico (6,7 MWt), alla temperatura di -47,4°C e pressione di 6,04 bar (21).
La corrente si espande in una turbina (BCT nelle figure) fino a 0,85 bar e –91,8°C (22), successivamente condensa nel condensatore COND1 (7,3 MWt, evaporatore lato LNG) a 0,8 bar e -92,8°C (23).
La pompa PMP4 innalza la pressione a 6,76 bar (24). Nel primo scambiatore di calore ECO1 la corrente raggiunge la temperatura di -42,4°C e pressione di 6,25 bar (25) chiudendo il ciclo del primo fluido organico.
Ciclo del secondo fluido organico (OF2)
Il fluido organico OF2 (propano) con portata 204 t/h, evapora nel secondo evaporatore EVA2, con introduzione di calore da acqua mare (21,3 MWt), alla temperatura di 0°C e pressione di 4,75 bar (1).
Una frazione del flusso (16) di circa 43 t/h è inviata allo scambiatore di calore a miscela (tipologia costruttiva recondenser, ECO2) che ha anche funzione di rigenerazione del ciclo termodinamico del secondo fluido.
Un flusso di circa 160 t/h (2) entra nella turbina TCT e si espande fino a 1 bar e – 42,4°C (3).
Una frazione del flusso in uscita dalla turbina (TCT) (4) di circa 90 t/h condensa nel condensatore COND2 (10,5 MWt, evaporatore lato LNG) a 0,96 bar e -43,4°C (8).
Un’altra frazione prelevata in uscita dalla turbina (TCT) 72 t/h è divisa in due correnti: una di 57 t/h (6) e una di 15 t/h che vanno al primo evaporatore EVA1 (6,7 MWt) ed al primo scambiatore di calore (ECO1) del tipo a fascio tubiero (1,8 MWt) del ciclo del primo fluido organico (OF1) rispettivamente.
Le correnti in uscita dal primo evaporatore EVA1 (10) e dal primo scambiatore di calore ECO1 (11) sono nelle condizioni di circa 0,95 bar e -43,4°C e si ricongiungono in unica corrente di 72 t/h (9), che a sua volta si unisce alla corrente (8) formando un'unica corrente di circa 162 t/h (12).
La pompa PMP3 porta la corrente (12) alla pressione di 6,65 bar (13).
La corrente (13) si miscela nel secondo scambiatore di calore ECO2, ad esempio un economizzatore (effettuando anche una rigenerazione) con la corrente (16) formando la corrente 14 di circa 204 t/h che viene successivamente pompata dalla pompa PMP2 con un piccolo incremento di pressione fino a 4,89 bar e alla temperatura di -0,6°C chiudendo così il ciclo del secondo fluido organico (OF2).
Circuito LNG (by-pass energetico)
Il gas naturale liquefatto (LNG) viene prelevato alla temperatura di circa -155°C e a pressione atmosferica e pompato fino di 80 bar (100).
Successivamente, riceve calore in COND1 arrivando alla temperatura di -94°C (101) e successivamente riscaldato in COND2 fino a -45°C (102); ultima l’evaporazione surriscaldandosi nel Super Heater (SH1) ricevendo calore dal terzo fluido (acqua mare) fino a 3°C (103).
Ciclo del terzo fluido
Una portata di 5400 t/h di acqua mare è prelevata alla temperatura di 9°C (200) in corrispondenza della presa acqua mare, dove delle griglie e sistemi di filtraggio (non rappresentati nello schema) trattengono sostanze organiche (alghe, molluschi, ecc.), sabbia e particolato in generale.
L’acqua viene pompata alla pressione di ca. 2 bar (201) e la corrente è suddivisa in due flussi, di cui circa 3780 t/h vanno al secondo evaporatore EVA2 (202) e circa 1620 t/h al Super Heater SH1 (203).
In seguito, le due correnti (204, 206) sono raffreddate di 5°C, si ricongiungono e sono scaricate in mare alla temperatura di 4°C.
Con riferimento allo schema della figura 3, invece, un surriscaldatore (SH2, SH3) che riceve calore da acqua di mare è inserito sia nel ciclo del primo fluido sia nel ciclo del secondo fluido all’uscita del secondo e del primo evaporatore (rispettivamente, EVA2 ed EVA1), aventi la funzione di incrementare l’entalpia dei fluidi organici OF1 e OF2 prima di entrare in turbina ed estrarre maggiore potenza e/o di tenere dopo l’espansione in turbina, il titolo in uscita dalla turbina stessa al di sopra di valori accettabili per evitare erosione/danneggiamento delle palette della turbina(> circa 0,9).
Con riferimento allo schema della figura 4, il surriscaldatore SH2 del ciclo del secondo fluido organico (OF2) riceve il calore dai gas di scarico di una turbina a gas, un motore alternativo a combustione interna, un ciclo a vapore, il recupero di calore di processo, una sorgente rinnovabile (ad esempio: solare termico) e/o combinazioni di tali sorgenti (a temperature relativamente alte: maggiori di 180°C, preferibilmente maggiori di 300°C, più preferibilmente maggiori di 400°C).
Dalla descrizione sopra fornita la persona esperta nel settore potrà comprendere i numerosi vantaggi offerti dalla presente invenzione.
Innanzitutto, la selezione dei fluidi organici con temperature comprese fra -40°C e -90°C consente un’ottimizzazione energetica e permette di utilizzare fino al 70% delle frigorie disponibili durante l’evaporazione del gas naturale liquefatto in forma supercritica.
L’impiego di uno scambiatore di calore del tipo recondenser, nel ciclo del primo fluido organico (OF1) (forma realizzativa della figura 2) e del secondo fluido organico (OF2), consente di massimizzare lo scambio termico con ingombri e pesi ridotti rispetto agli scambiatori a miscela convenzionali.
Rispetto alla tecnologia messa a disposizione dalla domanda di brevetto di Ormat Technologies Inc. sopra menzionata, si ottiene una maggiore efficienza grazie all’impiego di una quota maggiore di frigorie disponibili, comprese quelle a temperature superiori a quella di condensazione del ciclo del primo fluido organico (OF1); infatti, una frazione del calore scaricato dal ciclo del secondo fluido organico (OF2) evapora il gas naturale liquefatto (LNG) sfruttando le frigorie disponibili alle temperature più alte, mentre un’altra frazione evapora il fluido organico del ciclo del secondo fluido organico, laddove la restante parte permette di eseguire una fase di preriscaldamento all’interno del ciclo del prima liquido organico, migliorando in toto l’efficienza del ciclo Rankine.
La tecnologia descritta consente di lavorare anche in configurazione di by-pass energetico, in presenza di eventuale interruzione del Organic Rankine Cycle dovuto a problemi tecnici o a manutenzione.
In condizioni di regolazione e nelle configurazioni in cui si utilizza calore fornito da un ciclo di potenza primario (ad esempio turbina a gas o motore a combustione interna) o da un ciclo combinato, complessivamente si ha un incremento della produzione elettrica (potenza elettrica ciclo di potenza primario potenza elettrica ciclo ORC), che potrebbe superare quella necessaria dall'impianto/linea di rigassificazione con problemi di bilanciamento dei carichi elettrici e termici; in questa condizione la configurazione di by-pass energetico permette di regolare carichi elettrici e termici dell'impianto di rigassificazione senza fermare la produzione, potendo continuare a rigassificare con la tecnologia convenzionale e prendere energia dalla rete o dall’unità di generazione elettrica dell’impianto oppure rigassificare con la tecnologia innovativa ed esportare il surplus di energia elettrica quando presente un allacciamento alla rete esterna.
Considerando una soluzione modulare, si utilizza il by-pass energetico su alcune linee prelevando energia elettrica dalle altre linee che hanno un surplus di energia elettrica, bilanciando i carichi elettrici e termici complessivi senza ricorrere alla rete esterna.
Lo sfruttamento della tecnologia Organic Rankine Cycle consente di chiudere interamente il bilancio elettrico di una linea di rigassificazione, di una frazione della potenza elettrica dell’intero impianto oppure dell’intero impianto di rigassificazione.
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.

Claims (38)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Una linea di rigassificazione per un gas liquefatto comprendente una prima sezione di riscaldamento (COND1), una seconda sezione di riscaldamento (COND2), in cui detta prima sezione di riscaldamento (COND1) è parte di un primo ciclo che opera con un primo fluido organico (OF1) e detta seconda sezione di riscaldamento (COND2) è parte di un secondo ciclo che opera con un secondo fluido organico (OF2), detti fluidi organici (OF1,OF2) essendo fra loro differenti, e in cui detto primo ciclo comprende inoltre un primo evaporatore (EVA1) di detto primo fluido organico (OF1) che opera con detto secondo fluido organico (OF2).
  2. 2. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente comprendente ulteriormente una terza sezione di riscaldamento (SH1).
  3. 3. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui detto primo ciclo comprende ulteriormente un primo scambiatore di calore (ECO1) nel quale è condotto il riscaldamento di detto primo fluido organico (OF1).
  4. 4. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui detto primo scambiatore di calore (ECO1) è un economizzatore.
  5. 5. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 1 a 4, in cui detto primo ciclo comprende ulteriormente una turbina (BCT) per l’espansione di detto primo fluido organico (OF1).
  6. 6. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 2 a 5, in cui detta terza sezione di surriscaldamento (SH1) comprende uno scambiatore di calore che opera sul ciclo di un terzo fluido rappresentato da una sorgente di calore a bassa temperatura.
  7. 7. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto secondo ciclo comprende inoltre un secondo evaporatore (EVA2) in cui è operato uno scambio termico con cui detto secondo fluido organico (OF2) acquisisce energia termica da una sorgente di calore a bassa temperatura o alta temperatura.
  8. 8. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto secondo ciclo comprende inoltre un secondo scambiatore di calore (ECO2) per il riscaldamento di detto secondo fluido organico (OF2).
  9. 9. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui detto secondo scambiatore di calore (ECO2) è un economizzatore.
  10. 10. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto secondo ciclo comprende inoltre una turbina (TCT) per l’espansione di detto secondo fluido organico (OF2).
  11. 11. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, in cui detto primo ciclo e/o detto secondo ciclo comprendono ulteriormente una sezione di surriscaldamento (SH3, SH2) di detto primo fluido organico (OF1) o di detto secondo fluido organico (OF2), rispettivamente.
  12. 12. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione 11, in cui in detta sezione di surriscaldamento (SH3) del primo fluido organico (OF1) è condotto uno scambio termico con un terzo fluido, rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura.
  13. 13. La linea di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione 11 o 12, in cui in detta sezione di surriscaldamento (SH2) del secondo fluido organico (OF2) è condotto uno scambio termico con un quarto fluido, rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura o alta temperatura.
  14. 14. Un processo per la rigassificazione di gas liquefatto comprendente le fasi di: 1) operare una prima fase di riscaldamento del gas liquefatto mediante uno scambio termico con un primo fluido organico (OF1); 2) operare una seconda fase di riscaldamento del gas liquefatto con un secondo fluido organico (OF2), detto secondo fluido organico (OF2) essendo diverso dal primo fluido organico (OF1); in cui detto primo fluido organico (OF1), prima della fase 1) è a sua volta sottoposto ad una fase I) di scambio termico con la quale acquisisce energia termica da detto secondo fluido organico (OF2).
  15. 15. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, comprendente ulteriormente la fase di: 3) operare una terza fase di riscaldamento del gas liquefatto con un terzo fluido, in cui detto terzo fluido è rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura.
  16. 16. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione 14 o 15, in cui detto secondo fluido organico (OF2) prima della fase 2) è sottoposto ad una fase: Ib’) di evaporazione in un secondo evaporatore (EVA2).
  17. 17. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 13 a 16, in cui detto secondo fluido organico (OF2) prima della fase 2) e dopo la fase Ib’) è sottoposto ad una fase: II’) di espansione in una turbina (TCT).
  18. 18. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 17, in cui una porzione del flusso di detto secondo fluido organico (OF2) prima della fase Ib’) è sottoposto ad una fase Ia’) di riscaldamento in un secondo scambiatore di calore (ECO2), preferibilmente in un economizzatore.
  19. 19. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 18, in cui detta fase I) comprende a sua volta la fase: Ia) di sottoporre detto primo fluido organico (OF1) ad una fase di riscaldamento in un primo scambiatore di calore (ECO1), preferibilmente in un econonomizzatore ; e Ib) di sottoporre detto primo fluido organico (OF1) ad una fase di evaporazione in un primo evaporatore (EVA1), in cui detta fase Ib) è condotta mediante acquisizione di calore da detto secondo fluido organico (OF2).
  20. 20. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui detta fase Ia) è condotta mediante acquisizione di calore da una porzione di detto primo fluido organico (OF1) ottenuto dopo detta fase Ib).
  21. 21. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione 19, in cui dette fasi Ia) e Ib) sono condotte mediante acquisizione di calore da porzioni differenti di un flusso di detto secondo fluido organico (OF2).
  22. 22. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 21, in cui prima di detta fase 1) e dopo detta fase I), cioè dopo dette fasi Ia) e Ib), il primo fluido organico (OF1) è sottoposto ad una fase II) di espansione in turbina (BCT)con la quale si estrae energia meccanica.
  23. 23. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 22, in cui il flusso di detto secondo fluido organico (OF2) nella fase 2) e/o nella fase Ib) è il flusso ottenuto dopo la fase II’) di espansione in turbina (TCT).
  24. 24. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 23, in cui nella fase Ib’) detto secondo fluido organico (OF2) acquisisce calore da detto terzo fluido rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura.
  25. 25. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 24, in cui detta fase Ib’) e detta fase 3) sono condotte mediante flussi differenti di detto terzo fluido rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura.
  26. 26. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 14 a 25, in cui dopo la fase Ia) e Ib) è condotta una fase Ic) di ulteriore riscaldamento di detto primo fluido organico (OF1).
  27. 27. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui detta fase Ic) è condotta mediante lo scambio termico con una porzione di flusso di detto terzo fluido rappresentato da una fonte di calore a bassa temperatura.
  28. 28. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 14 a 27, in cui dopo detta fase Ib’) è condotta una fase Ic’) di ulteriore riscaldamento di detto secondo fluido (OF2).
  29. 29. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente in cui detta fase Ic’) è condotta mediante lo scambio termico: - con una porzione del flusso di detto terzo fluido rappresentato da una sorgente a bassa temperatura; - con una porzione di un quarto fluido rappresentato da una sorgente ad alta temperatura; - con combinazioni di detti scambi.
  30. 30. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione 28 o 29, in cui la porzione di flusso del secondo fluido organico (OF2) che opera la rigenerazione della fase Ia’) è una porzione di detto secondo fluido organico (OF2) ottenuta dopo detta fase di surriscaldamento Ic’).
  31. 31. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo la rivendicazione 29 o 30, in cui una porzione di detto terzo fluido o di detto quarto fluido dopo la fase Ic’) opera lo scambio termico della fase Ib’) (in EVA2).
  32. 32. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 28 a 31, in cui una porzione di detto terzo fluido o di detto quarto fluido dopo la fase Ic’) opera lo scambio termico della fase Ib’) (in EVA2).
  33. 33. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 28 a 32, in cui una porzione del quarto fluido dopo la fase Ic’), eventualmente anche dopo lo scambio termico della fase Ib’), opera lo scambio termico della fase 3) con il gas liquefatto.
  34. 34. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 14 a 33, in cui detto gas liquefatto è il gas naturale liquefatto (LNG).
  35. 35. Il processo per la rigassificazione di gas liquefatto secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 14 a 34, in cui detto terzo fluido rappresentato da una sorgente a bassa temperatura è l’acqua mare.
  36. 36. Un terminale di rigassificazione per un gas liquefatto, comprendente una o più delle linee di rigassificazione secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti da 1 a 13.
  37. 37. Il terminale di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente, in cui dette linee di rigassificazione sono in parallelo.
  38. 38. Il terminale di rigassificazione per un gas liquefatto secondo la rivendicazione precedente 36 o 37, comprendente ulteriormente una sezione di vaporizzazione del tipo Submerged Combustion Vaporizer (SCV) oppure Open Rack Vaporizer.
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