IT201800009308A1 - Processo per la rigassificazione di lng mediante il calore rigettato da un ciclo termodinamico di generazione di potenza - Google Patents

Description

Titolo: “PROCESSO PER LA RIGASSIFICAZIONE DI LNG MEDIANTE IL CALORE RIGETTATO DA UN CICLO TERMODINAMICO DI GENERAZIONE DI POTENZA”

Descrizione

Campo della tecnica dell’invenzione

La presente invenzione trova applicazione nel settore della rigassificazione di LNG.

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 alla temperatura di -160°C e prevedono le fasi di compressione del gas fino a circa 70-80 bar, 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 queste, le più utilizzate, singolarmente o in combinazione fra loro, sono la tecnologia 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 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.

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 del 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 5-9°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 del 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.

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.

Come si può notare dalle figure 2 e 6 del sopra citato brevetto, i cicli descritti da Ormat operano impiegando quale fluido motore una sostanza pura; infatti le curve di vaporizzazione/condensazione indicano che la temperatura rimane costante e le sostanze citate come esempi sono tutte sostanze pure.

Ciò comporta uno svantaggio termodinamico, che si traduce in una minore potenza estraibile dal ciclo; nelle configurazioni proposte nelle figure 7, 7A, 7D, 7E si cerca di ovviare a tale problema mediante estrazione di una parte del fluido di lavoro dall'expander di modo che si possa parzializzare il riscaldamento del LNG su due livelli termici, più vicini alla curva di riscaldamento del LNG.

Questa operazione ha l'effetto di aumentare la potenza estraibile dall'ORC, ma sbilancia e complica l'expander oppure, per ovviare a tale problema, usa due expander separati per produrre due livelli termici richiesti per avvicinare le curve di condensazione del fluido motore dell'ORC e di vaporizzazione del LNG.

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 impiegare una miscela di LNG e LPG come fluido di lavoro in un Ciclo di Generazione Potenza (CGP), il cui calore residuo può essere impiegato per la rigassificazione del LNG.

Oggetto dell’invenzione

In un primo oggetto, è descritto un processo per la preparazione di un fluido avente proprietà frigorifere, rappresentato da una miscela di LNG e LPG (IMR).

La miscela di LNG e LPG (IMR) ottenuta mediante tale processo rappresenta un secondo oggetto della presente invenzione.

In un terzo oggetto è descritto un processo per la rigassificazione di LNG che impiega il fluido dell’invenzione avente proprietà frigorifere.

In un quarto oggetto è descritta una linea di rigassificazione di LNG che impiega il fluido dell’invenzione avente proprietà frigorifere.

Secondo un quinto oggetto il fluido avente proprietà frigorifere che è impiegato nel processo di rigassificazione di LNG è il fluido impiegato in un ciclo di potenza.

In un ulteriore oggetto è descritto un ciclo di generazione di potenza che impiega il fluido dell’invenzione avente proprietà frigorifere.

Breve descrizione delle figure

La figura 1 mostra lo schema generale e semplificato di una linea di rigassificazione secondo la presente invenzione, meglio dettagliata nella figura 2;

la figura 3 mostra una linea di rigassificazione del LNG su piccola scala con esempi di fonti di calore utilizzabili indipendentemente l’una dall’altra;

la figura 4 mostra una forma di realizzazione alternativa della presente invenzione, nella quale si recupera il calore dei fumi prodotti da una turbina a gas;

la figura 5 mostra una forma di realizzazione nella quale è aggiunto un post-combustore dei fumi della turbina a gas;

la figura 6 mostra uno schema di una linea di rigassificazione secondo un’altra forma realizzativa della presente invenzione nel caso di indisponibilità del IMR Turbo Expander;

la figura 7 mostra una linea di rigassificazione secondo una forma realizzativa della presente invenzione che impiega, come fonti di calore a bassa temperatura, anche l’aria di combustione della turbina;

la figura 8 mostra una linea di rigassificazione secondo un’ulteriore forma realizzativa della presente invenzione che impiega un heat accumulator;

la figura 9 mostra la curva di vaporizzazione del LNG e la curva di condensazione dell’IMR della presente invenzione;

la figura 10 mostra la curva di vaporizzazione di diversi LNG e le curve di condensazione di diversi IMR in accordo con la presente invenzione al variare del peso molecolare (medio molecolare) dell’IMR, laddove la composizione chimica del LNG rimane costante;

la figura 11 riporta una rappresentazione di un ciclo termodinamico per unità di IMR in accordo con la presente invenzione;

la figura 12 mostra il dettaglio di un filtro criogenico per LPG.

Descrizione dettagliata dell’invenzione

In accordo con un primo oggetto della presente invenzione, è descritto un processo per la preparazione di un fluido (qui a seguito indicato come IMR) avente proprietà frigorifere.

In particolare, tale fluido è ottenuto miscelando LPG commerciale e LNG commerciale.

Con il termine “LPG commerciale” si intende un combustibile le cui caratteristiche sono ben definite, per gli usi consueti in ambito civile ed industriale, dalle seguenti proprietà:

- pressione di vapore a 100°F;

- temperatura minima alla quale, a pressione atmosferica, il 95% in volume di un ipotetico campione risulta essere vaporizzato, eventualmente per riscaldamento secondo una precisa metodica;

- il contenuto percentuale molare di molecole aventi un numero di atomi di carbonio maggiore di 4.

E’ noto come il LPG sia un taglio del petrolio grezzo e che venga separato da esso per raffinazione in una colonna di topping.

Vari processi di raffineria producono del LPG; ad esempio, il cracking produce LPG come sottoprodotto.

Ai fini della presente invenzione viene preferibilmente definito LPG un fluido combustibile le cui caratteristiche rientrano nei limiti definiti nella seguente tabella:

(1) massima temperatura alla quale, a pressione atmosferica, si ottiene l’evaporazione del 95% del volume del campione in esame

(2) contenuto di molecole con almeno 5 atomi di carbonio Con il termine “LNG commerciale” si intende un fluido idrocarburico prevalentemente in fase liquida ottenuto per condensazione del gas naturale ad una temperatura sufficientemente bassa da mantenerlo liquido anche a pressione atmosferica.

E’ noto che il gas naturale sia prevalentemente composto da metano ed idrocarburi leggeri che raramente hanno un numero di atomi di carbonio >5; può, inoltre, contenere azoto in proporzioni variabili.

Ai fini della presente invenzione si definisce “IMR” una qualsiasi miscela di LPG e LNG ottenuta miscelando 1 volume di LNG con una quantità di LPG compresa tra 0,25 e 1,2 volumi di LNG.

Più in dettaglio, il processo della presente invenzione per preparare IMR comprende una fase I) nella quale si predispone una portata (101) di LNG in un serbatoio; in pratica, si carica una quantità opportuna di LNG all’interno di un serbatoio (IMR drum).

In una fase II) si aggiunge una portata (210) (o quantità) opportuna di LPG.

In una fase III) si lasciano allontanare eventuali composti volatili per evaporazione.

Se necessario, in una fase IV) si diminuisce la pressione.

In un aspetto preferito, la pressione è diminuita fino a 2-20 bar circa.

In una eventuale fase V), una o più delle fasi II), III) o IV) sono ripetute fino al raggiungimento della temperatura di condensazione del fluido, come verrà qui a seguito maggiormente dettagliato.

In particolare, nella fase I) il volume di LNG può essere determinato dal tecnico del settore in funzione della taglia di un eventuale ciclo di potenza che impiega l’IMR come fluido di lavoro.

Per quanto concerne l’LNG, dal serbatoio (TANK) in cui è stoccato origina una portata 100 che è inviata alla sezione di rigassificazione, eventualmente dopo una fase di pompaggio ad alta pressione (LNG PUMP).

Preferibilmente dopo la fase di pompaggio, è separata una porzione di portata 101 che è inviata all’IMR drum per la preparazione di IMR, come sopra descritto.

L’aggiunta della fase II) e la conseguente miscelazione di LPG e LNG producono il riscaldamento dell’IMR ottenuto e contenuto nell’IMR drum; ciò determina l’allontanamento per evaporazione (fase III) dei composti chimici maggiormente volatili in esso contenuti, aumentando la pressione nell’IMR drum.

Ciò consente vantaggiosamente di raggiungere la pressione richiesta nell’IMR drum ai fini di operare il ciclo di potenza di cui fa parte.

Nel caso in cui la pressione risultasse eccessiva, i vapori in eccesso possono essere allontanati nella fase IV) dall’IMR drum mediante una valvola di sfioro (non rappresentata nelle figure).

Secondo un aspetto particolare della presente invenzione, la quantità di LPG da aggiungersi al LNG per l’ottenimento dell’IMR varia entro i limiti sopra descritti.

La quantità finale aggiunta può essere determinata ottimizzando il processo; in particolare, potrà essere ottimizzata sulla base di:

- prestazioni del processo di rigassificazione dell’LNG; e/o

- prestazioni dell’eventuale ciclo di generazione di potenza che impiega l’IMR come fluido di lavoro.

Ad esempio, si può procedere aggiungendo un volume arbitrario (compreso nei summenzionati limiti) di LPG ad un volume di LNG adeguato alla taglia del ciclo di generazione potenza e conseguente messa in circolo dell’IMR così ottenuto all’interno delle apparecchiature del ciclo di potenza.

Seguendo le prestazioni ottenute, la composizione dell’IMR può essere modificata per avere le prestazioni desiderate.

Alternativamente, si possono determinare su scala di laboratorio le curve di scambio termico di LNG e di svariati campioni di IMR, preparati miscelando un volume fissato di LNG con un volume di LPG (entro i limiti summenzionati) nel campo possibile di variabilità del IMR.

Dal punto di vista pratico risulterà necessario fissare le pressioni di lavoro di LNG ed IMR, nonché le relative portate.

Una volta determinati i rapporti di miscelazione che maggiormente soddisfano le prestazioni impiantistiche, si può trasporre il processo su scala industriale, operando successivamente le necessarie modifiche.

Alternativamente alle due metodiche sopra esposte, qualora siano disponibili le analisi chimiche del LNG e del LPG, da utilizzare nello specifico impianto e nello specifico periodo considerati, si possono effettuare delle opportune simulazioni.

Le prime due metodiche consentono di calcolare la pressione e la temperatura che l’IMR può avere all’interno del IMR drum, consentendo di preparare l’IMR usando un misuratore di pressione ed uno di temperatura, anziché la misura di volumi.

Secondo un aspetto della presente invenzione, allo scopo di evitare la solidificazione di componenti quali acqua ed idrocarburi pesanti eventualmente (ma non necessariamente) presenti nel LPG, è possibile far precedere alla miscelazione del LPG al LNG una fase di purificazione del LPG.

Tale fase può essere condotta mediante metodiche ben note, quale l’impiego di setacci molecolari per la separazione di acqua ed idrocarburi.

In alternativa, può essere impiegato un filtro criogenico come quello mostrato in figura 12.

Il filtro criogenico mostrato in figura 12 consiste di uno scambiatore esterno (SE) all’IMR Drum e di un serpentino interno (SI) al IMR drum, nonché di un eventuale altro filtro per solidi (FS).

In particolare, lo scambiatore esterno è del tipo a fascio tubiero.

In una fase 1) una portata (200) del LPG proveniente dal LPG charger viene alimentata al lato mantello dello scambiatore esterno (SE).

In tal modo, incontrando un fluido freddo corrente nei tubi, l’LPG si raffredda e permette la rimozione dei componenti indesiderati per solidificazione sulla superficie fredda dei tubi.

In una successiva fase 2), in uscita dal lato mantello, l’LPG (201) è inviato al serpentino interno (SI) al IMR drum.

In tal modo, l’LPG incontra la miscela LNG/LPG che lo raffredda.

In una fase 3), in uscita dal serpentino interno (SI), l’LPG (202) viene alimentato al lato tubi nello scambiatore esterno (SE) dove costituisce il fluido freddo che raffredda la summenzionata portata di LPG (200) corrente nel lato mantello.

Può eventualmente essere condotta anche una fase 4), in cui l’LPG in uscita dal lato tubi dello scambiatore esterno (SE) (203) è ulteriormente filtrato in un filtro per solidi (FS).

Dalla fase 3) o 4) si ottiene una portata di LPG (210) che è inviato all’IMR per la preparazione di IMR.

Il fluido (IMR) aventi proprietà frigorifere ottenuto secondo il processo sopra descritto rappresenta un ulteriore oggetto della presente invenzione.

La presente invenzione descrive inoltre un impianto per la preparazione del fluido aventi proprietà refrigeranti sopra descritto.

Tale impianto comprende un serbatoio per l’aggiunta di una quantità di LPG ad una quantità di LNG, così da produrre detto fluido (IMR), e i rispettivi serbatoi (LNG tank e LPG storage).

In un aspetto dell’invenzione, l’impianto comprende inoltre un filtro criogenico per la purificazione del LPG, come sopra descritto.

Ovviamente, l’impianto comprende condotti, tubazioni e valvole.

Secondo un terzo oggetto, la presente invenzione descrive una linea di rigassificazione di LNG che comprende una sezione di vaporizzazione del LNG all’interno della quale avviene uno scambio termico fra il LNG e l’IMR.

Sebbene nella presente invenzione si faccia riferimento in particolare alla rigassificazione di gas naturale liquefatto (LNG), la linea di rigassificazione, il terminale di rigassificazione ed il processo di rigassificazione qui a seguito descritti sono ugualmente applicabili per la rigassificazione o la vaporizzazione di altri fluidi liquefatti stoccati a basse temperature (inferiori a circa 0°C) o a temperature criogeniche (inferiori a -45°C).

Pertanto, la presente invenzione troverà applicazione anche per la rigassificazione o la 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 o propilene.

Nel prosieguo della descrizione, con il termine “gas liquefatto” si intende un fluido a prevalente composizione liquida.

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 alcuni casi, ad esempio per impianti di dimensioni minori, ad una pressione compresa fra 3 barg e 10 barg e ad una temperatura compresa tra -150°C e -130°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 volta rigassificato nella sezione di rigassificazione, il gas naturale può essere immesso nella rete di distribuzione del gas naturale.

Secondo un aspetto della presente invenzione, la linea di rigassificazione (il circuito base) del gas naturale liquefatto è modificata così da integrare un circuito by-pass del 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.

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 (revamping) secondo la presente invenzione; sia - una linea di rigassificazione costituita come linea principale dalla linea descritta dalla presente invenzione, ad esempio per la realizzazione di nuovi impianti.

In accordo con un quarto oggetto dell’invenzione, è descritto un processo per la rigassificazione di una portata di LNG comprendente la fase di effettuare uno scambio termico fra l’LNG ed il fluido avente proprietà refrigeranti sopra dettagliato.

Per tali scopi, costituiscono vincoli di prestazione l’ottenimento di un LNG rigassificato alla temperatura ed alla pressione richieste per l’esercizio dell’impianto e che, in uscita dal vaporizzatore di LNG, affinché il processo possa essere ciclico, l’IMR risulti completamente condensato, o magari sottoraffreddato (onde evitare perdite di IMR).

In particolare, il processo per la rigassificazione di LNG comprende la fase di effettuare uno scambio termico fra una portata di LNG e una portata di IMR all’interno di una sezione di vaporizzazione dell’LNG.

In uscita dalla sezione di rigassificazione, la portata di gas naturale (NG) è immessa nella rete di distribuzione del gas naturale stesso alla pressione e temperatura richiesta (normalmente circa 70 bar e 3°C).

In un aspetto dell’invenzione, la portata (300) di IMR impiegata per la rigassificazione del LNG proviene dal serbatoio dell’IMR (IMR drum).

Secondo un aspetto alternativo della presente invenzione, la portata di IMR impiegata per la vaporizzazione dell’LNG è una portata (310) che proviene da un ciclo di generazione di potenza.

In accordo con un ulteriore oggetto della presente invenzione, è descritto un ciclo di generazione di potenza che impiega il fluido avente proprietà frigorifere descritto qui sopra.

Più in particolare, nel ciclo di generazione tale fluido è sottoposto ad una sequenza di fasi.

Secondo un aspetto dell’invenzione, la portata (310) di IMR impiegata per la rigassificazione dell’LNG è una portata ottenuta da una fase di scambio termico fra una protata (410) di IMR ottenuta dalle fasi in un ciclo di generazione di potenza con una portata (300) di IMR in ingresso nel ciclo di generazione di potenza (dopo l’uscita dall’IMR drum).

Per gli scopi della presente invenzione, tale portata di IMR (310) è sottoposta ad una o più delle seguenti fasi:

- cessione di calore, e/o

- acquisizione di calore, e/o

- espansione in turbina con produzione di energia elettrica e/o meccanica (mediante opportuno generatore).

Un esempio di un possibile ciclo di generazione di potenza secondo la presente invenzione è dettagliato qui a seguito e comprende, in particolare:

- serbatoio di raccolta del fluido motore (IMR drum), - una o più pompe per il pompaggio del fluido motore (IMR pump),

- un turbo-espansore (TURB) per la produzione di energia elettrica dall’espansione del fluido motore,

- uno scambiatore di calore ad alta temperatura ed uno scambiatore di calore a bassa temperatura, per il recupero del calore mediante scambio termico fra porzioni di fluido motore a diverse temperature. - eventualmente, uno o più recuperatori, per il recupero di calore, sfruttando così fonti di calore a bassa o alta temperatura; tali fonti possono essere ad esempio rappresentate dai gas esausti provenienti da un motore a combustione interna; - eventualmente, una o più pompe per il pompaggio del fluido motore.

Il ciclo di generazione di potenza comprende, inoltre, il lato caldo della sezione di rigassificazione dell’LNG.

Per gli scopi della presente invenzione, la portata del fluido di lavoro (310) impiegata per la rigassificazione dell’LNG è ottenuta mediante un processo che comprende le fasi:

a) di riscaldamento;

b) di espansione in una turbina (TURB);

c) di parziale raffreddamento.

In particolare, nel processo una portata (400) di detto fluido di lavoro è sottoposto alle fasi:

a) di riscaldamento ottenendo una portata riscaldata (430);

b) di espansione in una turbina (TURB) con produzione di energia elettrica ottenendo una portata (440);

c) di parziale raffreddamento ottenendo una portata (310).

Per gli scopi della presente invenzione detta fase a) comprende le fasi:

a1) in cui detta portata (400) del fluido di lavoro è riscaldata in un recuperatore ad alta temperatura (RAT) ottenendo una portata (420) e una fase a2) di riscaldamento da una fonte di calore ad alta temperatura (HTS) ottenendo detta portata (430).

In un aspetto della presente invenzione, prima della fase a1), può essere condotta una fase a0) in cui una porzione di detta portata del fluido di lavoro (401) è riscaldata tramite una fonte di calore a bassa temperatura (LTS) ottenendo una portata (402).

Tale portata (402) è successivamente unita alla portata (400) ottenendo una portata (403).

Secondo un altro aspetto della presente invenzione, detta fase c) comprende le fasi:

c1) in cui detta portata (440) cede parzialmente calore alla portata (400,403) della fase a1) nel recuperatore ad alta temperatura (RAT) ottenendo una portata (410), e

c2) in cui detta portata (410) è parzialmente raffreddata in un recuperatore a bassa temperatura (RBT) mediante scambio termico con una portata (300) del fluido di lavoro proveniente dal serbatoio di detto fluido di lavoro ottenendo una portata raffreddata (310) ed una portata riscaldata (400).

Come raffigurato nella figura 1, all’interno del serbatoio (IMR drum) la portata 101 di LNG forma una miscela (IMR) con una portata di LPG 210 proveniente da un serbatoio del LPG (LPG storage), eventualmente dopo la fase di purificazione secondo quanto descritto qui sopra. Dal serbatoio (IMR drum) una portata 300 di IMR è inviata, eventualmente mediante pompaggio con una pompa (IMR PUMP in figura 1), ad un recuperatore a bassa temperatura (RBT), in cui acquisisce calore originando una portata 400 di IMR riscaldata per il ciclo di generazione di potenza.

In particolare, tale scambio termico avviene con una portata 410 di IMR in uscita da un recuperatore ad alta temperatura (RAT).

Dal recuperatore a bassa temperatura (RBT) esce una portata di IMR 310 che è inviata al rigassificatore di LNG, dal quale esce una portata 320 di IMR reinviata al serbatoio (IMR drum).

La portata 400 di IMR in uscita dal recuperatore a bassa temperatura (RBT) è inviata ad un recuperatore ad alta temperatura (RAT).

In un aspetto preferito della presente invenzione, una porzione 401 di tale portata di IMR, prima di entrare nel recuperatore ad alta temperatura (RAT), è riscaldata da una fonte di calore a bassa temperatura (LTS) ottenendo una portata riscaldata 402, poi unita alla portata 400 dando una portata 403.

Per gli scopi della presente invenzione, una fonte di calore a bassa temperatura (LTS) può essere rappresentata dal calore rigettato da un radiatore di un motore a combustione oppure dal calore ricavato dal secondo raffreddamento dei gas esausti di una turbina, eventualmente post-combusti oppure dalla combinazione in serie di un primo recupero termico, ottenuto dal preraffreddamento dell’aria di combustione di una turbina, e dal secondo raffreddamento dei gas esausti di una turbina, eventualmente post-combusti.

Alternativamente, può essere impiegata una caldaia oppure una o più sorgenti rinnovabili, anche in combinazione fra di loro, come, ad esempio: energia solare, aria/acqua, energia geotermica, accumulatore di calore in grafite o sali fusi.

Al recuperatore ad alta temperatura (RAT), quindi, è inviata la portata 400 o la portata 403.

In uscita dal recuperatore ad alta temperatura (RAT) in cui è riscaldata, la portata 420 di IMR è ulteriormente riscaldata mediante il calore recuperato da una sorgente ad alta temperatura (HTS).

Per gli scopi della presente invenzione, una fonte di calore ad alta temperatura (HTS) è rappresentata dal calore dei fumi di un motore a combustione oppure dal calore ricavato dal primo raffreddamento dei gas esausti di una turbina, eventualmente post-combusti oppure, alternativamente, da una caldaia o una o più sorgenti rinnovabili, anche in combinazione fra di loro, come, ad esempio: energia solare, aria/acqua, energia geotermica, accumulatore di calore in grafite o sali fusi.

Dopo la fase di riscaldamento ad opera della fonte di calore ad alta temperatura (HTS), la portata 430 è espansa in una turbina (TURB) per la produzione di energia elettrica e/o meccanica con parziale raffreddamento.

In uscita dalla turbina (TURB) la portata 440 è inviata al recuperatore di alta temperatura (RAT) all’interno del quale cede parte del proprio calore residuo al fine di pre-riscaldare la portata 400 o 403.

La portata 410 del fluido di lavoro così raffreddata nel recuperatore di alta temperatura (RAT) è inviata al recuperatore di bassa temperatura (RBT), all’interno del quale cede parte del suo calore al fine di pre-riscaldare la portata 300 di IMR in uscita dall’IMR drum, originando la portata 400 destinata al recuperatore ad alta temperatura (RAT).

Secondo un aspetto dell’invenzione, può essere previsto un by-pass della turbina (TURB) utile per le operazioni di start-up ed eventuale marcia in caso di fermata turbina; si noti che mediante la summenzionata linea di by-pass è possibile by-passare anche solo parzialmente la turbina, regolando così la temperatura della corrente 440.

Come sopra descritto, la portata di LPG può essere sottoposta ad una fase di filtraggio prima dell’immissione dell’IMR drum.

A tale scopo, come mostrato nella figura 12, una portata 200 di LPG in uscita dallo storage è sottoposto ad una fase di raffreddamento mediante il passaggio nel lato mantello di uno scambiatore esterno (SE).

In questo modo, eventuali contaminanti solidificabili si depositano sul lato esterno dei tubi, a loro volta attraversati da una portata 202 di LPG di ritorno dalla serpentina interna (SI) all’IMR drum, dove la temperatura del LPG scende ulteriormente per scambio termico con il LNG ivi caricato all’inizio della procedura di produzione IMR.

La portata 201 di LPG in uscita dallo scambiatore (SE) attraversa il serpentino interno all’IMR drum raffreddandosi.

La portata 202 in uscita è inviata allo scambiatore per il passaggio sopra menzionato all’interno dei tubi del fascio tubiero e la portata così ottenuta 203 passa successivamente in un filtro (LPGFS- LPG solids filter) per separare eventuali solidi trascinati.

L’operazione così condotta ha il vantaggio di non disperdere il calore del LPG, che serve a far evaporare i componenti leggeri presenti nel LNG.

E’ da notarsi che la serpentina interna alI’IMR drum (Cryogenic Coil) può essere usata sia per la presente operazione sia per mantenere freddo l’IMR, qualora venga attraversata da un flusso di LNG.

ESEMPIO 1

Obiettivo dell’esempio 1 è la rigassificazione di una portata di LNG pari a 6,7 t/h.

Si dispone dell’analisi chimica del LNG in questione, qui di seguito riportata:

componente % mol

Azoto 1,38

CO2 0,00

Metano 93,95

Etano 2,8

Propano 1,17

i-butano 0,3

n-butano 0,3

i-pentano 0,5

n-pentano 0,5

Lo scopo è raggiunto mediante lo schema dell’allegata figura 3, nella quale sono rappresentati un ciclo di generazione potenza (PGC) secondo una particolare forma della presente invenzione ed una linea di rigassificazione.

Al fine di produrre l’IMR si importa in impianto il LPG, di cui si dispongono le analisi chimiche di laboratorio, con i seguenti risultati:

componente % mol

Metano 0,0001

Etano 0,0166

Propano 71,8904

propilene 0,0712

i-butano 3,8319

t-butene 0,0414

1-butene 0,0219

i-butene 0,0131

c-2-butene 0,0287

i-pentano 0,1005

n-pentano 0,2359

1,3-butadiene 0,0347

Avendo a disposizione le analisi chimiche di l’LNG e l’LPG, si procede alla determinazione dell’IMR secondo la metodica sopra descritta.

Si fissano le pressioni di lavoro di LNG ed IMR nel LNG vaporizzatore.

La pressione del LNG è univocamente determinata dalle esigenze specifiche della linea di rigassificazione, che nel presente esempio richiede immissione in rete di gas naturale (NG) a 74,5 barg.

Per quanto riguarda la pressione del IMR, essa è strettamente legata alla pressione di progetto delle apparecchiature costituenti il ciclo di generazione di potenza, in particolare la macchina operatrice di generazione potenza (turbo-expander).

La pressione operativa ottimale di detta macchina è di 76,5 barg e il rapporto di espansione ottimale è circa 7; computate le perdite di carico, risulta che la pressione del IMR in uscita dal LNG vaporizzatore è di 9,5 barg. Ad entrambi i lati del rigassificatore di LNG si applicano perdite di carico per un massimo di 0,5 bar.

Note le pressioni di LNG ed IMR si procede alla preparazione di campioni virtuali di IMR, ottenuti per miscelazione di LNG alla temperatura di stoccaggio, eventualmente mantenuto alla pressione di stoccaggio anche all’interno del serbatoio del IMR, ed LPG a temperatura ambiente.

Il processo di miscelazione, porta alla formazione di una serie di campioni di IMR a diverso peso molecolare.

Si genera la famiglia di curve di scambio termico dei campioni di IMR verso l’LNG da rigassificare, ottenendo risultati simili a quelli rappresentati in figura 10. Si seleziona il campione di IMR che massimizza le prestazioni energetiche, nel contempo limitando la superficie di scambio richiesta al rigassificatore entro limiti di fattibilità tecnico-economica; nella fattispecie, l’IMR avrà un peso molecolare medio molare pari a 30,55 u.m.a.

Secondo i calcoli tale campione di IMR ha una temperatura di ebollizione a 9,5 barg di -117,5°C.

Si prepara l’IMR aggiungendo LPG a LNG fino al raggiungimento della predetta temperatura di -117,5 °C alla pressione di 9,5 barg.

A regime, il funzionamento dello schema presentato è il seguente: un motore a cilindri generante la potenza di 1,55 MWe ed il cui input termico è pari a 4 MW costituisce la sorgente termica del PGC, così operante:

- PGC: il fluido "01" (IMR) con portata 7,8 t/h e temperatura di -117,5°C è raccolto nel IMR drum e pompato ad una pressione (massima del ciclo) di 78,5 bar g, quindi è riscaldato nel Low Temperature Recuperator a spese del calore ceduto dalla corrente di IMR "08" fino ad una temperatura di -27,6 °C; in seguito, la corrente di IMR così pre-riscaldata "03" entra in contatto termico con il radiatore del motore a cilindri (Thermal Engine) dove riceve 760 kW di potenza termica e si scalda fino a 60°C, per poi subire un successivo pre-riscaldamento nel High Temperature Recuperator a spese dell'IMR in uscita dall'expander "07". La corrente così ottenuta "05" ha una temperatura di 135°C ed è pronta per il riscaldamento finale nell'Exhaust Gas Recuperator, dove incontra i gas esausti del motore a cilindri e li raffredda fino ad una temperatura di 148°C; ne esce "06" ad una temperatura di 280°C ed una pressione di 76,5 barg, per fare ingresso nell’IMR Turbo-Expander dove compie lavoro uscendo “07” a 11 barg e 187,5°C. Successivamente l’IMR cede calore nel High Temperature Recuperator dove si preraffredda “08” fino a 80°C; segue il raffreddamento finale ad 8°C nel Low Temperature Recuperator, temperatura adatta a mantenere, nel LNG regassificator/IMR condenser, un minimo approccio che risulti non inferiore a 5°C.

Il rigassificatore di LNG, qui chiamato LNG regassificator / IMR condenser riscalda LNG supercritico da una temperatura di -145°C a 3°C operando in controcorrente pura con lo stream di IMR.

- la potenza meccanica prodotta dall’IMR Turbo-Expander risulta pari a 455 kW che, al netto dell’energia consumata dalla IMR pump e pari a 35 kW, dà una potenza disponibile di 420 kW, a fronte di una potenza termica recuperata dai fumi di combustione di 900 kW; ciò corrisponde ad una efficienza meccanica del 46,7%, ben superiore al rendimento meccanico di un motore diesel di pari taglia (circa 35%).

- dell’input termico al motore a cilindri si recupera ben l’80%, sia sotto forma di energia prodotta che di calore utilizzato per la rigassificazione di LNG.

Rispetto a processi noti nell’arte:

- un ciclo etano (il fluido che fornisce un maggiore rendimento per cicli con componenti puri) presenta:

a) un rendimento del PGC scende dal 46,7% al 32,9%

b) una potenza meccanica netta recuperata da 420 kW a soli 240 kW

c) un’efficienza globale (energia recuperata / energia immessa) al 76%.

- un ulteriore confronto usando la medesima configurazione del PGC, basata sui medesimi livelli termici e gli stessi salti di pressione del turbo-expander, ma in cui si sostituisce all’IMR l’etano presenta in seguenti risultati:

a) il rendimento scende dal 46,7% al 42,7%,

b) la potenza meccanica netta recuperata scende da 420 kW a 375 kW (-10%),

c) l’efficienza globale (energia recuperata / energia immessa) scende al 78%.

ESEMPIO 2

Obiettivo dell’Esempio 2 è la rigassificazione di una portata di LNG pari a 139 t/h.

Si dispone dell’analisi chimica del LNG:

componente % mol.

Azoto 1,38

CO2 0,00

Metano 93,95

Etano 2,8

Propano 1,17

i-butano 0,3

n-butano 0,3

i-pentano 0,5

n-pentano 0,5

Lo scopo è raggiunto mediante lo schema dell’allegata figura 7, nella quale sono rappresentati un ciclo di generazione potenza (PGC) secondo una particolare forma della presente invenzione ed una linea di rigassificazione.

Al fine di produrre l’IMR si importa in impianto del LPG, di cui si dispongono le analisi chimiche di laboratorio, con i seguenti risultati:

componente % mol.

Metano 0,0001

Etano 0,0166

Propano 71,8904

propilene 0,0712

i-butano 3,8319

t-butene 0,0414

1-butene 0,0219

i-butene 0,0131

c-2-butene 0,0287

i-pentano 0,1005

n-pentano 0,2359

1,3-butadiene 0,0347

Avendo a disposizione le analisi chimiche di entrambi l’LNG e l’LPG, si procede alla preparazione dell’IMR secondo quanto sopra descritto.

Si fissano le pressioni di lavoro di LNG ed IMR nel vaporizzatore LNG.

La pressione del LNG è univocamente determinata dalle esigenze specifiche della linea di rigassificazione, che nel presente esempio richiede immissione in rete di gas naturale (NG) a 74,5 barg.

Per quanto riguarda la pressione dell’IMR, essa dipende dalla pressione di progetto delle apparecchiature costituenti il PGC, in particolare la macchina operatrice di generazione potenza (turbo-expander).

Poiché la pressione operativa ottimale di detta macchina è di 76,5 barg e che il rapporto di espansione ottimale è circa 7, computate le perdite di carico, la pressione dell’IMR in uscita dal LNG vaporizzatore risulta 9,5 barg. Ad entrambi i lati del rigassificatore di LNG si applicano perdite di carico per un massimo di 0,5 bar.

Si procede, mediante l’uso di un calcolatore, alla preparazione di campioni virtuali di IMR, ottenuti per miscelazione di LNG alla temperatura di stoccaggio, eventualmente mantenuto alla pressione di stoccaggio anche all’interno del serbatoio del IMR, e LPG a temperatura ambiente.

Il processo di miscelazione, secondo quanto già esaurientemente descritto qui sopra, porta alla formazione di una serie di campioni di IMR a diverso peso molecolare.

Sempre mediante l’uso del calcolatore di genera la famiglia di curve di scambio termico dei campioni di IMR verso l’LNG da rigassificare, ottenendo risultati simili a quelli rappresentati in figura 10.

A questo punto si seleziona il campione di IMR che massimizza le prestazioni energetiche, nel contempo limitando la superficie di scambio richiesta al rigassificatore entro limiti di fattibilità tecnicoeconomica; nella fattispecie l’IMR avrà un peso molecolare medio molare pari a 29,7 u.m.a.

Da calcoli, tale campione di IMR avrà una temperatura di ebollizione di -123,2°C a 9,5 barg.

Si produce l’IMR fino al raggiungimento della predetta temperatura di -123,2°C alla pressione di 9,5 barg.

A regime, il funzionamento dello schema presentato è il seguente:

una turbina a gas da 24,5 MWe ed il cui input termico è pari a 75 MWt costituisce la sorgente termica del CGP, così operante:

- PGC: il fluido "01" (IMR) con portata 168 t/h e temperatura di -123,2°C è raccolto nel IMR drum e pompato ad una pressione (massima del ciclo) di 78,5 barg, quindi è riscaldato nel Low Temperature Recuperator a spese del calore ceduto dalla corrente di IMR "08" fino ad una temperatura di -38,9 °C; in seguito, la corrente di IMR così pre-riscaldata "02" entra in contatto termico con il chiller dell’aria di combustione della turbina (si considera ad esempio, aria all’80% di umidità relativa e 15°C raffreddata fino a 5°C), dove riceve 1860 kW di potenza termica e si scalda fino a -25°C.) Successivamente “03” l’IMR entra nel primo serpentino dell’Exhaust Gas Recuperator dove si recupera l’ultima parte del calore ceduto dai gas esausti di turbina; ne esce “04” alla temperatura di 60°C, per poi subire un successivo pre-riscaldamento nel High Temperature Recuperator a spese dell'IMR in uscita dall'expander "07". La corrente così ottenuta "04" ha una temperatura di 138°C ed è pronta per il riscaldamento finale nell'Exhaust Gas Recuperator, dove incontra i gas esausti appena usciti dalla turbina; la somma dei recuperi eseguiti dall’Exhaust Gas Recuperator abbassa la temperatura dei fumi fino a 160°C.

L’IMR, ormai ad una temperatura di 280°C ed una pressione di 76,5 barg “06”, fa ingresso nell’ IMR Turbo-Expander dove compie lavoro uscendo “07” a 11 barg e 186°C. Successivamente l’IMR cede calore nel High Temperature Recuperator dove si pre-raffredda “08” fino a 80°C; segue il raffreddamento finale ad 8°C nel Low Temperature Recuperator, temperatura adatta a mantenere, nel LNG regassificator/IMR condenser, un minimo approccio che risulti non inferiore a 5°C.

Il rigassificatore di LNG, qui chiamato riscalda LNG supercritico da una temperatura di -162°C a 3°C operando in controcorrente pura con il flusso di IMR.

- la potenza meccanica prodotta dall’IMR Turbo-Expander risulta pari a 10 MW che, al netto dell’energia consumata dalla IMR pump è pari a 760 kW, dà una potenza disponibile di 9300 kW, a fronte di una potenza termica recuperata dai fumi di combustione di 35,4 MW.

- dell’input termico della turbina si recupera ben l’80%, sia sotto forma di energia prodotta che di calore utilizzato per la rigassificazione di LNG.

Si noti che in questa configurazione, il raffreddamento dell’aria di combustione della turbina apporta beneficio alla stessa incrementandone l’efficienza.

ESEMPIO 3

Lo schema di figura 4 è particolarmente adatto ad applicazioni di media e grossa taglia.

ESEMPIO 4

Nello schema della figura 5 è riportata una variante dello schema della figura 4 nella quale, mediante l’utilizzo di un post-combustore dei fumi esausti di turbina, si ottengono i medesimi risultati in termini di vaporizzazione LNG e potenza ciclo pur installando una turbina di minore potenza.

La possibilità di modulare la post-combustione introduce un’ulteriore flessibilità che consente di regolare il minimo carico dell’impianto senza sprechi di calore; infatti, nella figura 4 la regolazione del calore fornito all’ORC avveniva scaricando in atmosfera parte degli esausti di turbina prima del recupero termico, così sprecando parte dell’input termico immesso nel sistema.

Dalla descrizione sopra fornita la persona esperta nel settore potrà comprendere i numerosi vantaggi offerti dalla presente invenzione.

Innanzitutto, la presente invenzione mette a disposizione una nuova miscela frigorifera, che può essere impiegata per la rigassificazione di LNG con ottimi risultati in termini energetici, grazie alla vicinanza fra le curve di vaporizzazione del LNG e la curva di condensazione dell’IMR.

Inoltre, il fatto che possa essere preparata a partire da fluidi commercialmente disponibili aumenta notevolmente la facilità di approvvigionamento ed economicità del processo.

Ad esempio, il LNG impiegato può essere quello presente nello stesso impianto, mentre il LPG può essere importato e di grado commerciale.

Ancora, non sembra essere necessario uno stoccaggio di LPG presso l’impianto, in quanto, una volta formato l’IMR, la miscela potrà essere “aggiustata” mediante aggiunte di LNG (per la naturale tendenza ad evaporare delle componenti leggeri del LNG).

Il sistema descritto risulta, inoltre, estremamente flessibile, potendo variare la composizione dell’IMR, anche dinamicamente, per ottimizzare le prestazioni del ciclo.

L’impianto è costruttivamente semplice, con un’unica turbina e senza la necessità di estrazioni, così da aumentare l’affidabilità globale dell’impianto rispetto a impianti con più turbine o con una turbina più complessa.

Nella forma di realizzazione in cui è presente un post-combustore per i fumi della turbina, la taglia della turbina stessa può essere vantaggiosamente ridotta.

La configurazione della figura 6 può essere particolarmente interessante per coprire eventuali marce di stand-by o start-up; nel caso di indisponibilità della turbina o fermata d’impianto, la circolazione di LNG nel IMR drum mantiene freddo il circuito.

Rispetto alle tecnologie convenzionali, invece, si sottolinea come il processo descritto porti ad una cogenerazione di energia elettrica e alla vaporizzazione del LNG con un’efficienza maggiore al 75%, considerando come efficienza totale:

(Potenza meccanica o elettrica calore di vaporizzazione teorico LNG)/Potenza termica immessa.

Dal punto di vista ambientale, si ottiene una riduzione delle emissioni di CO2 proporzionale alla riduzione del consumo di fuel gas per ottenere la generazione separata delle medesime potenze meccaniche o elettriche e la vaporizzioane del LNG mediante le convenzionali tecnologie di SCV o ORV.

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.

La soluzione proposta dalla presente invenzione è, inoltre, fortemente adattabile alle condizioni climatiche stagionali o giornaliere.

Un ulteriore indubbio vantaggio è rappresentato dal fatto che il sistema può impiegare fonti di calore a diversa temperatura, permettendo di massimizzare l’impiego dell’energia della sorgente a più alta temperatura, resa possibile dall’inserimento di almeno due recuperatori/rigeneratori termici (HTS, LTS).

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 (7)

1. RIVENDICAZIONI 1. Un processo per la preparazione di un fluido avente proprietà frigorifere comprendente le fasi di: I) predisporre una portata (101) di LNG in un serbatoio, II) aggiungere una portata (210) di LPG a detta quantità di LNG, III) lasciare evaporare la porzione di composti volatili, IV) eventualmente diminuire la pressione, V) eventualmente, ripetere una o più delle fasi II), III) o IV) fino al raggiungimento della temperatura di condensazione di detto fluido.
2. 2. Il processo secondo la rivendicazione precedente, nel quale nella fase II) a 1 volume di LNG è aggiunta una quantità di LPG compresa tra 0,25 e 1,2 volumi di LNG.
3. 3. Il processo secondo la rivendicazione 1 o 2, in cui il LPG è soggetto preliminarmente ad una fase di purificazione.
4. 4. Il processo secondo la rivendicazione precedente, in cui detta purificazione comprende le fasi: 1) in cui una portata (200) di LPG è inviata al lato mantello di uno scambiatore esterno (SE), 2) in cui la portata di LPG(201) ottenuta dalla fase 1) è inviata al serpentino interno (SI) di un serbatoio di detto fluido avente proprietà frigorifere, 3) in cui la portata di LPG(202) ottenuta dalla fase 2) è inviata al lato tubi nello scambiatore esterno (SE) dove raffredda la portata di LPG della fase 1) corrente nel lato mantello ottenendo una portata (203), eventualmente, una fase 4), in cui detta portata di LPG(203) ottenuta dalla fase 3) è ulteriormente filtrata in un filtro per solidi (FS).
5. 5. Il fluido avente proprietà frigorifere ottenuto secondo il processo di una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti.
6. 6. Un impianto per la preparazione del fluido aventi proprietà frigorifere di una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, comprendente un serbatoio per l’aggiunta di una quantità di LPG ad una quantità di LNG, così da produrre detto fluido (IMR), i serbatoi per detto LNG (LNG tank) e LPG (LPG storage) ed eventualmente un filtro criogenico per la purificazione del LPG.
7. 7. Un processo per la rigassificazione di una portata di LNG comprendente la fase di effettuare uno scambio termico fra detta portata (101) ed una portata del fluido avente proprietà frigorifere secondo la rivendicazione precedente.