CAPITOLO 6. RISULTATI
6.2. Applicazione al caso studio del porto
6.2.1. Costi annuali e CO 2 equivalente
In ultima analisi, si è deciso di effettuare un confronto tra l’utilizzo dell’impianto proposto e il prelievo di energia dalla rete elettrica nazionale, al fine di soddisfare la domanda annuale dell’area portuale. A questo proposito, vengono determinati i consumi annuali, con i relativi costi, che caratterizzano i due scenari. Infine, viene confrontata la produzione di CO2
equivalente prodotta dall’impianto con quella di un ciclo combinato tradizionale, per determinare se l’impianto proposto porta effettivamente ad un beneficio in termini di emissioni di gas serra.
109
• Confronto con il prelievo dalla rete nazionale
In primo luogo, è necessario ipotizzare i giorni di funzionamento del sistema. Considerando che il porto richiede potenza durante tutto l’anno e che il servizio di rigassificazione tipicamente ha un funzionamento continuo, si è fissato un numero di giorni di funzionamento pari a 365.
Definito tale valore, si possono calcolare i consumi annuali dell’impianto a partire dai valori giornalieri, precedentemente determinati, dai quali si ottiene:
− un consumo annuale di gas naturale pari a 54.378 t/anno; − un prelievo di energia elettrica dalla rete di 16,52 GWh/anno.
Per quanto riguarda il prelievo di energia elettrica dalla rete, in caso di assenza dell’impianto, questo sarà uguale al fabbisogno annuale di energia elettrica del porto, determinato al capitolo 4 e pari a 467,21 GWh/anno.
Si possono ora determinare i costi legati a tali consumi. In questa trattazione si ipotizza di confrontare tra loro i costi della materia prima, cioè del gas naturale e dell’energia elettrica, senza considerare quelli legati ai servizi di trasporto e distribuzione, e a tutti gli oneri ancillari. Inoltre, si è deciso di prendere come anno di riferimento per tali prezzi il 2019, in modo che essi non siano influenzati dagli effetti della pandemia da Covid-19. Per il gas naturale si considera il costo medio del gas sul mercato del giorno prima, mentre per quello dell’energia elettrica il PUN1 medio. Entrambi questi valori vengono determinati a partire dai dati forniti dal GME (Gestore Mercati Energetici) per l’anno 2019 e risultano:
− per il gas naturale pari a 16,1 €/MWh [87]; − per l’energia elettricapari a 52,3 €/MWh [88].
Per il gas naturale, prima di poterne calcolare il costo, si rende necessaria una conversione da t/anno a kWh/anno. A tale scopo per il GNL si considerano i seguenti valori:
− la densità specifica di 0,75 kg/Sm3 [89];
− il fattore di conversione pari a 10,94 Sm3/kWh [90].
In tabella 6.5 sono ripostati i costi del combustibile e dell’energia elettrica prelevata dalla rete nei due scenari considerati.
110
Tabella 6.5: Costi relativi alle materie prime nei diversi scenari considerati.
Scenario Costi Valore
Impianto proposto
Combustibile (GN) 12,74 Milioni €/anno Energia elettrica prelevata 0,86 Milioni €/anno Totale costi impianto 13,61 Milioni €/anno Prelievo dalla rete nazionale Energia elettrica prelevata 23,58 Milioni €/anno
Dal confronto tra i costi totali dei due scenari si può notare che la presenza dell’impianto permette di ottenere un risparmio sui costi della materia prima pari al 42,30%, che corrisponde a 9,97 Milioni €/anno.
• Produzione di CO2 equivalente
Noto il consumo di combustibile annuale, che in questa trattazione è stato ipotizzato metano puro, è possibile determinare le emissioni di CO2 prodotte dall’impianto considerando
la reazione stechiometrica di combustione del metano (equazione 6.1).
𝐶𝐻4+ 2𝑂2 → 𝐶𝑂2+ 2𝐻2𝑂 eq. 6.1 Da tale valutazione risulta una produzione pari a 149.539 t/anno di emissioni di CO2. Dividendo
tale valore per l’energia prodotta annualmente dall’impianto, del valore di 450,69 GWh/anno, si determina un fattore di emissione della CO2 pari a 331,8 g/kWh.
Per valutare se l’impianto proposto porti effettivamente ad una riduzione delle emissioni di CO2, rispetto a quelle che si produrrebbero con un impianto combinato convenzionale, si
considera il fattore di emissione fornito da ISPRA per questa tipologia di impianti e riferito al 2019. Tale valore è pari a 387,7 g/kWh [91] e, a parità di produzione di energia elettrica, porta ad un valore di emissioni di CO2 di 174.729 t/anno. Dall’analisi condotta risulta una riduzione
di queste emissioni pari al 14,42% rispetto ad un ciclo combinato convenzionale, cioè del valore di 25.190 t/anno.
In conclusione, dall’utilizzo dell’impianto proposto in questo studio, si ottiene un beneficio sia economico, grazie alla riduzione dei costi operativi rispetto all’acquisto di energia elettrica dalla rete, sia ambientale, grazie alla diminuzione delle emissioni di gas serra rispetto al caso in cui, la stessa quantità di energia elettrica, venga prodotta da un impianto a ciclo combinato convenzionale.
111
CONCLUSIONI E SVILUPPI FUTURI
Nel presente lavoro è stata effettuata un’analisi delle prestazioni in off-design di un sistema integrato per la produzione di energia elettrica e la rigassificazione del GNL, al fine di svincolare l’elettrificazione delle banchine di un’area portuale dalla rete elettrica nazionale e, contemporaneamente, sfruttare l’exergia fisica disponibile nel GNL. Come caso studio si è scelto di non considerare un porto reale, ma di ipotizzare un generico contesto portuale sul quale determinare la curva di carico giornaliera. Per tale contesto è stato preso a riferimento il porto di Genova che, insieme ai dati ottenuti dai DEASP di alcune Autorità Portuali italiane, ha fornito la base di dati sulla quale è stato determinato il fabbisogno energetico giornaliero. Per quanto riguarda l’architettura del sistema, si è scelta come struttura di base la migliore configurazione impiantistica, determinata in condizioni di progetto, da un precedente lavoro di tesi.
Lo studio dell’impianto è stato condotto attraverso l’utilizzo del software Aspen HYSYS, il quale ha permesso non solo la modellazione dell’impianto, ma anche l’attuazione di un controllo ottimizzato delle simulazioni basato sulla massimizzazione della potenza elettrica prodotta. Questo strumento, inoltre, ha consentito di caratterizzare facilmente i componenti principali dell’impianto, attraverso l’implementazione di formule semplificate che ne definiscono il comportamento al variare delle condizioni operative.
L’analisi delle simulazioni in off-design ha evidenziato che il sistema risulta flessibile ed efficiente al variare sia del carico elettrico dell’impianto che della portata di GNL da rigassificare. Infatti, se da un lato le potenze elettriche prodotte dai sottosistemi si riducono al diminuire del carico, il rendimento elettrico mantiene valori elevati e un andamento che nel complesso può essere considerato costante, come è tipico per i cicli combinati. Questo andamento si riscontra anche nelle simulazioni con portate di GNL inferiori alla portata nominale, rendendo il sistema molto flessibile sia in termini di potenza prodotta che di portate da rigassificare. Per quanto riguarda il rendimento di secondo principio, al variare della portata di GNL, si nota che al diminuire del carico le perdite si riducono generando un andamento del rendimento che tende ad essere costante; mentre, a portate di GNL più elevate, si ottengono maggiori perdite al diminuire del carico. Come era prevedibile, l’impianto presenta migliori prestazioni durante le simulazioni con portata massima di GNL, alle quali si ottiene un valore medio del rendimento elettrico al variare del carico del 62,10% e di quello di secondo principio del 47,22%.
112
Alla luce dei risultati ottenuti dalle simulazioni, è stato possibile far variare il carico elettrico dell’impianto al fine di seguire la domanda di energia del porto durante una giornata tipo. Dall’analisi del suo funzionamento si osserva che grazie alla sua elevata efficienza e flessibilità il sistema risponde bene alle variazioni di carico richieste, riuscendo a mantenere un rendimento elettrico medio elevato, pari al 61,10%, sebbene lavori per la maggior parte della giornata a carico parziale. Questo risultato, insieme agli elevati costi richiesti per l’allacciamento alla rete elettrica nazionale, giustifica la scelta di sovradimensionare l’impianto rispetto alla potenza richiesta più frequentemente dal porto. Infine, da una valutazione dei costi annuali, in termini di combustibile ed energia elettrica prelevata dalla rete, e delle emissioni di CO2 equivalente,
si riscontra un risparmio del 42,30% sui costi e del 14,42% sulle emissioni, rispetto allo scenario in cui la domanda di energia del porto venga soddisfatta attraverso il prelievo dalla rete elettrica nazionale. Si può concludere che la realizzazione di un impianto per la generazione di potenza e la rigassificazione del GNL a servizio di un’area portuale permette di soddisfare efficientemente parte della domanda di energia del porto con un significativo beneficio sia economico che ambientale.
Uno sviluppo futuro di questo lavoro potrebbe approfondire il comportamento in off-design del sistema al variare della composizione del GNL che arriva al terminale di rigassificazione. Come è noto, uno dei vantaggi del gas naturale liquefatto consiste proprio nella possibilità di approvvigionarsi da soggetti diversi, a cui segue una variazione della composizione e delle proprietà del GNL. L’influenza di questo cambiamento su ciascun componente dell’impianto è da investigare con attenzione. Come ulteriore sviluppo si potrebbe studiare l’evoluzione dell’impianto proposto in un sistema di poligenerazione per la produzione di energia, di freddo e di caldo. Questa modifica permetterebbe di alimentare sia la rete di teleraffrescamento che di teleriscaldamento del porto, o eventualmente della città stessa, recuperando ulteriormente exergia dal GNL e dai fumi. La presenza del recupero del freddo sarebbe interessante non solo dal punto di vista energetico, ma anche dal punto di vista ambientale ed economico, poiché contribuirebbe a mitigare il riscaldamento globale, grazie alla sostituzione dei sistemi di refrigerazione tradizionali, e permetterebbe di accedere a vantaggi fiscali legati alla cogenerazione. Inoltre, nell’ottica di realizzare una port-grid, si potrebbe integrare l’impianto di generazione con le fonti rinnovabili e i sistemi di storage presenti nel porto e con la rete elettrica nazionale. Sebbene queste soluzioni tecniche siano attraenti, potrebbero portare ad una maggiore complessità strutturale dell’impianto e, quindi, ad un aumento dei costi di investimento per la sua realizzazione. Per tale ragione sarebbe interessante condurre un’analisi accurata di tale sistema, esplorando sia gli aspetti impiantistici che economici.
113
Bibliografia
[1] United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD), «Review of Maritime Transport 2019,» 2020. [Online]. Available: https://unctad.org/system/files/official- document/rmt2019_en.pdf.
[2] United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD), «Review of Maritime Transport 2020,» 2020. [Online]. Available: https://unctad.org/system/files/official- document/rmt2020_en.pdf.
[3] European Environment Agency (EEA), «The impact of international shipping of European air quality and climate forcing,» 2013. [Online]. Available: https://www.eea.europa.eu/publications/the-impact-of-international-shipping.
[4] IMO, Third IMO Greenhouse Gas Study 2014: Executive Summary and Final Report, Londra: International Maritime Organization, 2015.
[5] ISPRA, «Trasporto marittimo e gestione ambientale nelle aree portuali italiane,» 2016. [Online]. Available: https://www.isprambiente.gov.it/it/pubblicazioni/rapporti/trasporto-marittimo-e- gestione-ambientale-nelle-aree-portuali-italiane.
[6] International Maritime Organization (IMO), «Energy Efficiency Measures,» [Online]. Available: https://www.imo.org/en/OurWork/Environment/Pages/Technical-and-Operational-
Measures.aspx.
[7] Commissione Europea, Direttiva del Consiglio Europeo 1999/32/CE relativa alla riduzione del
tenore di zolfo di alcuni combustibili liquidi, Gazzetta ufficiale delle Comunità europee L121/13,
1999.
[8] Commissione Europea, Direttiva 2005/33/EC che modifica la direttiva 1999/32/CE in relazione
al tenore di zolfo dei combustibili per uso marittimo, Gazzetta ufficiale dell'Unione europea
L191/59, 2005.
[9] Commissione Europea, Direttiva 2012/33/EC che modifica la direttiva 1999/32/CE del Consiglio
relativa al tenore di zolfo dei combustibili per uso marittimo, Gazzetta ufficiale dell'Unione
europea L327/1, 2012.
[10] Commissione Europea, Direttiva 2014/94/UE sulla realizzazione di un'infrastruttura per i
combustibili alternativi L307/1, Gazzetta ufficiale dell'Unione europea, 2014.
[11] Commissione Europea, Raccomandazione della Commissione finalizzata a promuovere l’utilizzo
di elettricità erogata da reti elettriche terrestri per le navi, Gazzetta ufficiale dell'Unione europea
L125/38, 2016.
[12] «Sintesi dei dati relativi al tenore di zolfo di alcuni combustibili liquidi prodotti, importati ed
utilizzati in Italia,» [Online]. Available:
https://www.minambiente.it/sites/default/files/archivio/allegati/inquinamento_atmosferico/anno2 019.pdf.
114
[14] Entec UK Limited, «Service contract on ship emissions: assignment, abatement and marked-based
instruments,» 2005. [Online]. Available:
https://ec.europa.eu/environment/air/pdf/task2_shoreside.pdf.
[15] T. P. Zis, «Prospects of cold ironing as an emission reduction option,» Trasportation Research
Part A: Policy and Practice , vol. 119, pp. 82-95, 2019.
[16] ABB, «Abb shore connection: effectively reducing emissions from ports,» 2010. [Online]. Available: https://www.osti.gov/etdeweb/servlets/purl/21403729.
[17] A. Innes e J. Monios, «Identifying the unique challenges of installing cold ironing at small and medium ports – the case of Aberdeen,» Transportation Research Part D: Transport and
Environment, vol. 62, pp. 298-313, 2018.
[18] Ministero delle infrastrutture e della mobilità sostenibile, «Linee guida per la redazione dei Piani Regolatori di Sistema Portuale,» [Online]. Available: https://www.mit.gov.it/node/5632.
[19] Autorità portuale del Mar Ligure Occidentale, «L'elettrificazione delle banchine dei porti del Mar Ligure Occidentale,» [Online]. Available: https://www.portsofgenoa.com/it/green-port/iniziative- green.html.
[20] B. B. Kanbur, L. Xiang, S. Dubey, F. H. Choo e F.Duan, «Cold utilization systems of LNG: A review,» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 79, p. 1171–1188, 2017.
[21] British Petroleum, «BP Statistical Review od World Energy - Natural Gas,» 2020. [Online]. Available: https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of- world-energy/natural-gas.html.
[22] BNEF, IGU e Snam, «Global gas report,» 2020. [Online]. Available: https://www.snam.it/it/media/news_eventi/2020/global_gas_report_2020.html .
[23] S. Mokhatab, J. Y. Mak, J. V. Valappil e D. A. Wood, Handbook of Liquefied Natural Gas, Elsevier Science, 2014.
[24] International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL), «GIIGNL Annual Report,» 2020. [Online]. Available: https://giignl.org/system/files/publication/giignl_- _2020_annual_report_-_04082020.pdf.
[25] Snam Rete Gas S.p.A., «Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto del gas naturale 2018- 2027,» 2018. [Online]. Available: http://pianodecennale.snamretegas.it/it/infrastrutture-del-gas- in-italia-ed-europa/terminali-di-gnl-esistenti-sviluppi-attesi.html.
[26] International Group of Liquefied Natural Gas Importers (GIIGNL), «Basic Properties of LNG,» 2019. [Online]. Available: https://giignl.org/lng-information-papers.
[27] L. Zhao, J. Zhang, X. Wang, J. Feng, H. Dong e X. Kong, «Dynamic exergy analysis of a novel LNG cold energy utilization system combined with cold, heat and power,» Energy, vol. 212 , 2020.
[28] A. Atienza-Márquez, J. C. Bruno e A. Coronas, «Cold recovery from LNG-regasification for polygeneration applications,» Applied Thermal Engineering, vol. 132, p. 463–478, 2018.
115
[29] E. A. Roszaka e M. Chorowskia, «Exergy of LNG regasification – possible utilization method. Case study of LNG - ANG coupling.,» Advances in Cyogenic Engineering. AIP Conference
Proceedings, n. 1573, pp. 1379-1386, 2014.
[30] R. Agarwal, T. J. Rainey, S. M. A. R. T. Steinberg, R. K. Perrons e R. J. Brown, «LNG Regasification Terminals: The Role of Geography and Meteorology on Technology Choices,»
Energies, vol. 10, n. 2152, 2017.
[31] D. Patel, J. Mak, D. Rivera e J. Angtuaco, «LNG Vaporizer selection based on site ambient conditions,» [Online]. Available: https://www.gti.energy/wp-content/uploads/2018/12/Materials- 4-Dhirav_Patel-LNG17-Poster.pdf.
[32] S. Xu, Q. Cheng, L. Zhuang, B. Tang, Q. Ren e X. Zhang, «LNG vaporizers using various refrigerants as intermediate fluid: Comparison of the required heat transfer area,» Journal of
Natural Gas Science and Engineering, vol. 25, pp. 1-9, 2015.
[33] H. Liu e L. You, «Characteristics and applications of the cold heat exergy of liquefied natural gas,» Energy Conversion & Management, vol. 40, pp. 1515-1525, 1999.
[34] E. Roszak e M. Chorowski, «Exergy analysis of combined simultaneous Liquid Natural Gas vaporization and Adsorbed Natural Gas cooling,» Fuel, vol. 111, p. 755–762, 2013.
[35] M. R. Gómez, R. F. Garcia, J. R. Gómez e J. C. Carril, «Review of thermal cycles exploiting the exergy of liquefied natural gas in the regasification process,» Renewableand Sustainable Energy
Reviews, vol. 38, p. 781–795, 2014.
[36] J. Pospíšila, P. Charvátb, O. Arsenyevac, L. Klimeša, M. Špiláčeka e J. J. Klemeša, «Energy demand of liquefaction and regasification of natural gas and the potential of LNG for operative thermal energy storage,» Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 9, pp. 1-15, 2019. [37] T. He, Z. R. Chong, J. Zheng, Y. Ju e P. Linga, «LNG cold energy utilization: Prospects and
challenges,» Energy , vol. 170, pp. 557-568, 2019.
[38] R. Bruno, P. Bevilacqua e N. Arcuri, «Energy Recovery from the LNG Regasification Process,»
Advances in Natural Gas Emerging Technologies, 2017.
[39] F. Cotana e G. Pispola, «Recupero di energia mediante espansione diretta dal processo di rigassificazione del gas naturale liquefatto,» 2005. [Online]. Available: http://www.ciriaf.it/ft/File/Pubblicazioni/pdf/1193.pdf.
[40] A. Franco e C. Casarosa, «Thermodynamic analysis of direct expansion configurations for electricity production by LNG cold energy recovery,» Applied Thermal Engineering, vol. 78, pp. 649-657, 2015.
[41] T. S. Kim e S. T. Ro, «Power augmentation of combined cycle power plants using cold energy of liquefied natural gas,» Energy, vol. 25, p. 841–856, 2000.
[42] A. Arsalis e A. Alexandrou, «Thermoeconomic modeling and exergy analysis of a decentralized liquefied natural gas-fueled combined-coolingeheating-and-power plant,» Journal of Natural Gas
116
[43] M. R. Gomez, J. R. Gomez, L. M. Lopez-Gonzalez e L. M. Lopez-Ochoa, «Thermodynamic analysis of a novel power plant with LNG (liquefied natural gas) cold exergy exploitation and CO2 capture,» Energy, vol. 105, pp. 32-44, 2016.
[44] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca e G. Panno, «Exergy recovery during LNG regasification: Electric energy production – Part one,» Applied Thermal Engineering, vol. 29, p. 380–387, 2009. [45] C. Dispenza, G. Dispenza, V. La Rocca e G. Panno, «Exergy recovery during LNG regasification:
Electric energy production – Part two,» Applied Thermal Engineering, vol. 29, p. 388–399, 2009. [46] T. Morosuk e G. Tsatsaronis, «Comparative evaluation of LNG e based cogeneration systems
using advanced exergetic analysis,» Energy, vol. 36, pp. 3771-3778, 2011.
[47] G. Bisio e L. Tagliafico, «On the recovery of LNG physical exergy by means of a simple cycle or a complex system,» Exergy, an International Journal , vol. 2, p. 34–50, 2002.
[48] K. Kaneko, K. Ohtani, Y. Tsujikawa e S. Fujii, «Utilization of the cryogenic exergy of LNG by a mirror gas-turbine,» Applied Energy, vol. 79, p. 355–369, 2004.
[49] G. Angelino e C. M. Invernizzi, «Carbon dioxide power cycles using liquid natural gas as heat sink,» Applied Thermal Engineering , vol. 29, p. 2935–2941, 2009.
[50] P. A. Ferreira, I. Catarino e D. Vaz, «Thermodynamic analysis for working fluids comparison in Rankine-type cycles exploiting the cryogenic exergy in Liquefied Natural Gas (LNG) regasification,» Applied Thermal Engineering , vol. 121, p. 887–896, 2017.
[51] J. Wang, J. Wang, Y. Dai e P. Zhao, «Thermodynamic analysis and optimization of a transcritical CO2 geothermal power generation system based on the cold energy utilization of LNG,» Applied
Thermal Engineering, vol. 70, pp. 531-540, 2014.
[52] J. Wang, J. Wang, Y. Dai e P. Zhao, «Off-design performance analysis of a transcritical CO2 Rankine cycle with LNG as cold source,» International Journal of Green Energy, vol. 14, pp. 774-783, 2017.
[53] W. Xia, Y. Huo, Y. Song, J. Han e Y. Dai, «Off-design analysis of a CO2 Rankine cycle for the recovery of LNG cold energy with ambient air as heat source,» Energy Conversion and
Management, vol. 183, pp. 116-125, 2019.
[54] E. Baldasso, J. G. Andreasen, A. Meroni e F. Haglind, «Performance analysis of different organic Rankine cycle configurations on board liquefied natural gas-fuelled vessels,» 2017. [Online]. Available: https://backend.orbit.dtu.dk/ws/files/134517531/ECOS_paper_v07.pdf.
[55] G. Oliveti, N. Arcuri, R. Bruno e M. De Simone, «A rational thermodynamic use of liquefied natural gas in a waste incinerator plant,» Applied Thermal Engineering, vol. 35, pp. 134-144, 2012.
[56] F. Ferreiro García, J. C. Carril, J. R. Gomez e M. R. Gomez, «Combined cascaded Rankine and direct expander based power units using LNG (liquefied natural gas) cold as heat sink in LNG regasification,» Energy, vol. 105, pp. 16-24, 2016.
[57] X. Shi, B. Agnewb, D. Che e J. Gao, «Performance enhancement of conventional combined cycle power plant by inlet air cooling, inter-cooling and LNG cold energy utilization,» Applied Thermal
117
[58] M. Romero Gómez, R. Ferreiro Garcia, J. Carbia Carril e J. Romero Gómez, «High efficiency power plant with liquefied natural gas cold energy utilization,» Journal of the Energy Institute, vol. 87, p. 59–68, 2014.
[59] T. Lu e K. S. Wang, «Analysis and optimization of a cascading power cycle with liquefied natural gas (LNG) cold energy recovery,» Applied Thermal Engineering, vol. 29, p. 1478–1484, 2009. [60] F. Bai e Z. Zhang, «Integration of Low-level Waste Heat Recovery and Liquefied Nature Gas
Cold Energy Utilization,» Chinese Journul of Chemical Engineering, vol. 16, pp. 95-99, 2008. [61] X. Shi e D. Che, «A combined power cycle utilizing low-temperature waste heat and LNG cold
energy,» Energy Conversion and Management, vol. 50, p. 567–575, 2009.
[62] T. Miyazaki, Y. T. Kang, A. Akisawa e T. Kashiwagi, «A combined power cycle using refuse incineration and LNG cold energy,» Energy, vol. 25, p. 639–655, 2000.
[63] Y. Liu e K. Guo, «A novel cryogenic power cycle for LNG cold energy recovery,» Energy, vol. 36, pp. 2828-2833, 2011.
[64] M. Mehrpooya, M. Sharifzadeh e M. A. Rosen, «Optimum design and exergy analysis of a novel cryogenic air separation process with LNG (liquefied natural gas) cold energy utilization,»
Energy, vol. 90, pp. 2047-2069, 2015.
[65] W. Cao, C. Beggs e I. M. Mujtaba, «Theoretical approach of freeze seawater desalination on flake ice maker utilizing LNG cold energy,» Desalination, vol. 355, p. 22–32, 2015.
[66] G. Xia, Q. Sun, X. Cao, J. Wang, Y. Yu e L. Wang, «Thermodynamic analysis and optimization of a solar-powered transcritical CO2 power cycle for reverse osmosis desalination based on the recovery of cryogenic energy of LNG,» Energy , vol. 66, pp. 643-653, 2014.
[67] A. Atienza-Marquez, Exergy recovery from LNG-regasification for polygeneration of energy, Università Rovira i Virgili, Tarragona (Spagna): Doctoral Thesis, 2020.
[68] F. Migliarini, «Analisi tecno-economica di sistemi integrati per la produzione di energia elettrica e la rigassificazione del GNL in area portuale,» Università di Pisa, Facoltà di Ingegneria, 2019. [69] Autorità di Sistema Portuale del Mar Ligure Occidentale, «Documento di Pianificazione
Energetico Ambientale del Sistema Portuale del Mar Ligure Occidentale (DEASP),» 2019. [Online]. Available: https://www.portsofgenoa.com/it/green-port/doc-energetico-ambientale-sist- portuale-deasp.html.
[70] Autorità di Sistema Portuale del Mar di Sardegna, «Documento di Pianificazione Energetico Ambientale del Sistema Portuale (DEASP),» 2020. [Online]. Available: http://www.adspmaredisardegna.it/amm-trasparente/documento-di-pianificazione-energetico- ambientale-del-sistema-portuale-deasp/.
[71] Autorità di Sistema Portuale del Mar Ligure Orientale, «Documento di Pianificazione Energetica