diseño de terminales offshore de regasificacion de gas natural
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TESIS DOCTORAL N
DISENO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
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INGENIERÍA NAVAL Y OCEÁNICA
Escuela Politécnica Superior de Ferrol
Septiembre 2004 Autor: Abel Méndez Díaz
Director tesis: Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
construcción civil, con niveles importantes de suciedad en diques excavados en el
terreno, en zonas de escaso nivel de servicios comparado con un astillero, que
obliga a la que los tanques empleados sean del tipo autoportante, lo cual permite
su fabricación paralela a la unidad en otro lugar e instalación posterior.
En las terminales flotantes, se prefieren sin embargo tanques similares a los
instalados en buques gaseros, es decir, sistemas de membrana o tanques
esféricos, si bien la diferencia fundamental es que en buques de transporte, los
tanques están o bien totalmente Ilenos o totalmente vacíos, mientras que en
terminales offshore es posible tener los tanques con Ilenados parciales, por lo que
son importantes los estudios de comportamiento del líquido criogénico en su
interior y formación de olas en su interior, que transmiten presiones a las paredes
del tanque, estructura circundante y elementos interiores al tanques, tales como
torres de soportado de bombas, líneas de rociadores, elementos de medición de
niveles, etc. Este fenómeno se denomina "sloshing".
Si bien los tanques de esferas presentan un mejor comportamiento frente al
"sloshing", presentan el problema de que sobresalen por encima de cubierta,
consumiendo gran parte del espacio necesario para la instalación de la planta de
gas.
Los tanques de membrana no presentan este problema, pero son más
susceptibles a cargas de sloshing, por lo que la geometría del tanque resulta
importante para reducir estas cargas, que deben ser consideradas en el proceso
de diseño del aislamiento y estructura del buque.
En la Figura 3.2.a, se muestran imágenes de estudios de sloshing realizados por
DNV (Ref. 23) en tanques de esferas y se muestran estudios correspondientes a
los tanques de membrana. Los estudios realizados por DNV en colaboración con
el MARAD (US Maritime Administration), Shell y varios astilleros, tienen como
objetivo un mayor conocimiento de los fenómenos de sloshing que permita la
predicción de presiones que puedan emplearse para el diseño.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Fen•ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.A/fonso Garcia Ascaso
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^ ^
Sección 4.- Aspectos de Diseño i ^^
EI estudio del sloshing distingue dos tipos de presiones; las denominadas
"dinámicas", que son las que se producen en la interacción entre superficies
sólidas y líquidas como consecuencia de la oscilación del fluido por acción de un
movimiento regular. Este tipo de presiones son relevantes tanto para tanques
esféricos como para tanques prismáticos.
EI segundo tipo de presiones son las denominadas "de impacto", que son
consecuencia de pulsos de presión debido al impacto de superficies líquidas con
superficies sólidas y que incluyen efectos derivados de aire atrapado entre ambas
superficies. Este tipo de presiones son relevantes especialmente en los tanques
prismáticos debido a la mayor superficie libre, que da lugar a cargas más
importantes. (Ref.48)
Los estudios realizados demuestran que puede producirse un número infinito de
modos de movimiento del líquido dependiendo de las condiciones de excitación y
el nivel de Ilenado.
En tanques prismáticos, se destacan 3 tipos de olas, que pueden apreciarse en la
en la Figura 3.2.b y que básicamente son las siguientes:
a) Olas verticales tipo S1 y S2 ("Standing waves"). EI movimiento de las
partículas del líquido sobre la superficie es esencialmente vertical.
^ b) Olas de transversales tipo TR ("Travelling wave"). Una cresta de ola se
desplaza moviéndose de un mamparo a otro.
c) Salto hidráulico tipo J1 y J2. ("Hydraulic jump"). Es un caso particular de
una ola transversal que se caracteriza por un salto o discontinuidad en su
superficie, formando un frente vertical que se desplaza periódicamente en el
tanque.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 210Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
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Figura 3.2.a.- Estudios de
sloshing realizados por
DNV en tanques esféricos
(izquierda) y de membrana
(derecha). (Fuente Ref:23)
Tesis doctoral - Ingeníeria Naval y Oceánica 211Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Las olas generadas en tanques esféricos, también pueden ser de diversos tipos,
como se indica a en la Figura 3.2.c y se describe a continuación:
a) Olas verticales tipo S1 y S2. Idéntico a tanques prismáticos.
b) Olas rompientes tipo BR. Las velocidad de las partículas de líquido en la
superficie de las cresta es superior que la propagación de velocidad de la
ola.
c) Remolinos tipo SW. ("Swirling"). Una cresta de ola rota en distintas latitudes
de la esfera.
d) Combinación de olas tipo DS. Se observa que olas verticales pueden
combinarse con olas laterales y movimientos verticales de líquido, resultando
en una elevación de ola en el punto medio del tanque.
Figura 3.2.b.- Formación de olas en tanques de membrana. (Fuente: Ref.23)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño i ^i
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Figura 3.2.c.- Formación de olas en tanques esféricos. (Fuente: Ref.23)
3.2.2.- Fondeo de la terminal
Los Sistemas de fondeo para este terminales de regasificación flotantes pueden
ser de dos tipos. EI primer tipo son los sistemas "pasivos" consistentes en el
anclaje de la unidad al fondo del océano por medio de elementos más o menos
complejos de fondeo, lo cual podría interferir con la maniobra de atraque de
gaseros, por lo que los proyecto planteados empleando este sistema requieren
gaseros con medios de descarga por proa. (Ref.49)
Los sistemas de tipo Mixto, que se caracterizan por el uso combinado de sistemas
de fondeo por medio de torres y sistemas de propulsión (dinámicos) para su uso
en condiciones concretas, como por ejemplo cuando se produce el atraque de
gaseros, siendo este último el empleado en todos los proyectos flotantes
aprobados o con solicitud presentadas.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 213Escuela Pol^técnica Superiorde Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL f ^^Sección 4.- Aspectos de Diseño
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Las torres de fondeo empleadas pueden ser del tipo internas o externas, en
función de su posición con respecto a la terminal, siendo las últimas preferibles en
el caso de conversiones por facilidad de instalación. En ambos casos, la torre es
el elemento de la unidad que realmente se fija al fondo, pudiendo la unidad girar
alrededor de la misma, para de este modo poder orientarse a las condiciones
ambientales, minimizando su acción sobre la unidad.
Una configuración típica de estos sistemas incluiría 8 líneas de fondeo o más, con
una configuración que combinaría la denominada cadena de fondo, un tramo de
cable, una boya intermedia, un nuevo tramo de cable de idénticas dimensiones y
un último tramo de cadena, que podría ser de nuevo de características similares
al tramo inicial.
En la figura 3.1.d (izquierda), se muestra una torre de fondeo adaptada a la proa
de una terminal tipo FPSO en aguas de profundidad de 250 m. En la misma
figura, se muestra una torre de fondeo externa para aguas de poca profundidad
tipo "CALRAM" (Catenary Anchor Leg Rigid Arm Mooring), para bajas
profundidades (18-100 m)
Figura 3.2.d.- Torres externas en FPSOS para bajas profundidades.
(Fuente: www.offshore-technology.com y www.bluewater.com)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 214Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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Los Sistemas de Posicionamiento Mixtos se caracterizan por el uso combinado de
sistemas de fondeo por medio de torres y sistemas de propulsión (dinámicos). Su
uso es habitual en campos petrolíferos cuya dureza es tal que es necesario
proporcionar a la unidad una capacidad de orientación muy alta, sin que las
características de "weathervanning" naturales de la misma sean suficientes, para
que las dimensiones del sistema de fondeo de la torre sean razonables. Además
de la orientación, el sistema de propulsión aporta un empuje que contrarresta las
acciones ambientales y colabora por tanto con el sistema de fondeo.
EI uso de este tipo de sistemas esta muy extendido en zonas como el Mar del
Norte. Estudios realizados sobre casos reales indican que el uso del sistema de
DP se limita a un máximo del 5% del tiempo de operación para los campos más
duros ( Mar del Norte) en el período del año más duro ( Invierno).
En el caso de terminales de regasificación se emplean no por la dureza del
campo, sino por la capacidad de orientarse para favorecer el atraque de gaseros y
mantenimiento de la posición durante la descarga.
Una variante del concepto anterior es el sistema empleado por los gaseros
convertidos para el proyecto de "Energy Bridge", en los que el buque que
transporta el gas se conecta a una boya mar adentro, vaporiza el gas y lo inyecta
en una tubería submarina para su distribución en tierra.
La boya de descarga está convenientemente fondeada y conectada a la
infraestructura de canalización submarina y permanece en el fondo marino hasta
que se aproxima un barco, momento en que emerge y es capturada por éste para
proceder a la descarga al mismo tiempo que lo mantiene fondeado.
Este sistema requiere buques gaseros especiales que tengan una sistema de
torre interna para captura de la boya tipo STL y vaporizadores para la descarga, lo
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superiorde Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Z15
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
cual encarece cada unidad, si bien el coste total del proyecto se ve reducido ya
que no es necesaria una terminal fija para la descarga.
EI buque es capaz de conectar o desconectarse del sistema en 30 minutos en
olas de 4-5 m, siendo posible realizar la descarga hasta en olas de 10-11 m de
altura significativa (Ref.24)
3.3.- Atrague de gaseros y sistemas de descarga
Su estudio resultan especialmente importante ya que inevitablemente se
producirán movimientos relativos entre el gasero y la terminal, que deben ser
absorbidos por los sistemas de descarga de líquido criogénico.
Existen diferentes sistemas propuestos por diversos autores, aunque en general,
la solución preferida es aquella en la que se pueden emplear las conexiones de
costado de los gaseros, de forma que la terminal no requiere buques que
dispongan de sistemas dedicados, maximizando de esta forma su flexibilidad.
La única terminal flotante hasta la fecha que requerirá atraque de gaseros, es la
de "Cabrillo Port", de BHP Billiton para operar en baja California. Los sistemas de
descarga de esta terminal, con brazos de descarga por el costado, han sido
aprobados por DNV (REf.50). Asimismo, se han realizado ensayos en Canal de
Experiencias Hidrodinámicas de MARIN para las condiciones ambientales de la
zona de operación para investigar el orden de magnitud de los esfuerzos
generados en el sistema de transferencia de LNG del gasero a la terminal debido
al movimiento relativo de ambos flotadores.
La terminal incorporará brazos de descarga diseñados por "SBT Atlantic"
marinizados mediante la aplicación de revestimientos de protección contra el roce
y proporcionando al brazo articulado un mayor grado de flexibilidad para
movimiento en todos los ejes. (Ref.25). La zona de atraque está diseñada para
gaseros de capacidad entre 100,000 y 220,000 m3. Durante el atraque, la unidad
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i ^ ^iSección 4.- Aspectos de Diseño
FSRU empleará el thruster de popa para mantener un ángulo adecuado. EI
gasero se ayudará de 2 remolcadores.
Las condiciones ambientales que limitan la operación, son los que se indican en la
Tabla 3.2.e Estudios históricos demuestran que el 98% del tiempo, la altura de ola
es igual o inferior a 2.4 m. EI rango de movimientos admisible en los brazos de
carga es (Ref.67):
n Longitudinal: ± 3 m
n Vertical: ± 3 - 4.5 m
^ n Lateral: ± 3 - 4 m
Limite Condicionante Comentarios
Atraque: 2.5 m(Hs) Garantía de manipulación eficaz
Cargas en la línea y defensas / límite deDescarga: 3.0 m (Hs)
funcionamiento en brazos de carga
Desconexión: 3.5 m(Hs) Garantía de manipulación eficaz
Tabla 3.2.e.- Movimientos admisibles en terminal
FRSU "Cabrillo Port". (Fuente: Ref.08)
4.- Sistemas y Métodos de descarga alternativos
La industria de sistemas de descarga, ha desarrollado también otras alternativas,
algunas de las cuales resultan muy novedosas, si bien no han sido todavía
seleccionados por fabricantes para su uso en terminales offshore.
• Tesis doctoral - Ingeniería Nava! y Oceánica 217Escuela Pol^técnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.A/fonso García Ascaso
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^ ^_ ..^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASfFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño i -i
Es de esperar que el desarrollo de los sistemas de exportación de gas se
perfeccionen cuando existan un conocimiento del comportamiento de los
instalados en terminales offshore de regasificación. Finalmente, el desarrollo
definitivo se espera que venga de la mano de una necesidad de instalar
terminales de relicuefacción en alta mar, próximas a los yacimientos de gas
natural.
En la tabla de la Figura 4.a, se incluye una referencia a los más destacados.
Altura ola Sistema Diseñador Profundidad
operación
Boya Motorizada Hitec Marine 2,50 50 m
Jacket Total + Gaz de France 2,50 < 40 m
Flotadores + Big Sweep Bluewater 3,00 < 40 m
Rotating Quay Total + Gaz de France 3,50 < 80 m
Dique flotante + Boya Bluewater 4,00 > 40 m
SPM System Total + Gaz de France 4,50 < 80 m
Jacket + Big Sweep Bluewater 5,00 < 80 m
Sistema BTT FMC - BTT 5,50 sin límite
Brazo articulado SYMO SBM 5,50 sin límite
ASL IZAR Fene 5,50 sin límite
Tuberías criogénicas Technip Sin límite sin límite
Figura 4.a.- Otros sistemas de descarga propuestos
por varios autores (Fuente: Elaboración propia)
En los apartados siguientes, se ilustra brevemente cada uno de los sistemas
mencionados en la tabla de la Figura 4.a
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 218Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.A/fonso García Ascaso
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^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i iSección 4.- Aspectos de Diseño
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4.1.- Boya Motorizada - Hitec Marine
EI sistema de descarga de LNG propuesto por Hitec Marine AS, puede emplearse
para la carga y descarga offshore de buques LNG. La tecnología, utiliza
elementos probados en el mundo offshore, y ha sido desarrollada conjuntamente
con Conoco Shipping.
EI sistema, emplea un flotador en forma de "L", que se encuentra fondeado
mediante un sistema de torre que permite el giro de la estructura 360°, hasta que
se aproxima un buque de carga de LNG, momento en el que se acopla en su
parte inferior, a la altura de los brazos de carga, produciéndose la /carga descarga
de metano. La estructura principal del flotador, puede o no disponer de un thruster
para ser usado en el caso de condiciones ambientales externas durante la
descarga.
La operación de descarga fue simulada en el Canal de Experiencias
Hidrodinámicas de Marintek (Noruega), en Febrero de 2001, en condiciones de
mar típicas del Golfo de Méjico y offshore Ángola con olas de altura significativa
de 2.5 m, en condiciones de la tormenta de 1 año. (Ref.23)
En la Figura 4.b, se incluyen representaciones idealizadas de funcionamiento del
concepto.
4.2.- Jacket - Total ^ Gaz de France
EI sistema ideado por Total y Gaz de France, es adecuado para su uso en aguas
protegidas o condiciones ambientales benignas, con profundidad inferior a 40 m.
La descarga es posible en alturas de 2.5 m. Según los diseñadores, este sistema
resulta muy competitivo económicamente frente a muelles de descarga
tradicionales (Ref.24). Ver Figura 4.c
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 219
Aufor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
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• SEA BED
Tabla 4.b.- Boya motorizada submarina propuesta por ASL. Solución
representada en la figura considerando gasero operando como FSRU sobre el
que se producen descargas de otros en tráfico de transporte. (Fuente: Ref.23)
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Tabla 4.c.- Sistema de descarga sobre jacket (Fuente: Ref.24)
4.3.- Flotadores conectados mediante sistema "Big Sweep" - Bluewater
EI sistema Big Sweep, consiste en un brazo articulado para atraque de una
terminal flotante, y conexión de ésta a otra terminal flotante o fija, de manera que
sea posible la transferencia de fluidos criogénicos entre ambas. La conexión de
terminales flotantes se realiza con ambas situadas en tandem.
EI brazo articulado, se conecta por el costado al buque LNG, de manera que
utiliza los brazos de descarga del gasero, sin precisar por lo tanto medios
especiales de descarga por proa.
EI sistema cuenta con sistemas de desconexión de emergencia, y ha sido
probado en el Canal de Experiencias Hidrodinámicas de Marin durante el año
2002, demostrando su idoneidad para aguas poco profundas (< 40 m), y alturas
de ola inferiores a 3 m(Ref.25). Ver Figura 4.d
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Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Tabla 4.d.- Sistema de descarga entre flotadores
mediante brazo big-sweep (Ref.25)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
4.4.- Rotating Quay - Total ^ Gaz de France
EI sistema, de muelle giratorio, combina las ventajas de un muelle tradicional
(seguridad, fiabilidad, tecnología probada y uso de gaseros con brazos de
descarga estándar), con el de un sistema de descarga remoto tipo SPM -ingle
Point Mooring (Descarga alejada de la costa, costes de operación reducidos,
operación sencilla debido a la capacidad del muelle y gasero girar orientándose a
las condiciones ambientales, etc). Para mayor ilustración ver Figura 4.e.
EI "muelle giratorio", de 70-80 m de longitud, ha sido patentado por Total en el año
2000 y para su diseño se ha empleado la misma reglamentación que la que se
utiliza en el de muelles terrestres:
- OCIMF Guidlines for mooring, PIANC Permanent International
Association of National Congresses
BSRA British Research Association para selección de defensas,
especificaciones OCIMF para brazos de carga
Recomendaciones SIGTTO. ( Ref.24).
4.5.- Digue Flotante + Boya - Bluewater
EI sistema consiste en un dique semi-sumergible, capaz de descargar buques
LNG en aguas de más de 40m de profundidad y olas de hasta 4.5 m de altura
significativa. (Ref.26). EI dique está dotado de un sistema de propulsores
azimutales para favorecer el acoplamiento de gaseros.
EI sistema se nutre de gas de Boil-off. EI dique incluye un pequeño módulo de
recuperación y relicuefacción de vapores. Ver Figura 4.f
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Tabla 4.e Rotating Quay (Ref.24)
Tabla 4.f Dique Flotante (Ref.26)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACI6N DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño ^ ^^
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4.6.- SPM System - Total & Gaz de France
EI se denomina "Aereal Fluid Path to Single Ppint Mooring" y consiste en una grúa
instalada en el mar, en aguas de hasta 80 m de profundidad.
Una variante del sistema considera la posibilidad de atraque del gasero en unos
duques de alba.
La pluma de la grúa tiene aproximadamente 220 m de longitud, y es capaz de
rotar 360° alrededor de su eje vertical.
La altura de la pluma es de 50 m, para favorecer el uso de gaseros con sistemas
de esferas, que sobresalen por encima de la estructura del buque.
EI buque se amarra a un punto en el mástil giratorio de la grúa por mediante una
línea por proa permitiendo de esta forma el giro orientándose a las condiciones
ambientales.
EI abordaje del buque sobre la terminal es poco probable, ya que la línea de
amarre siempre estará en tensión, y su rotura provocaría el alejamiento del buque
de la terminal.
Además, los gaseros estándar, disponen habitualmente de capacidad de
posicionamiento dinámico en su eje longitudinal, favoreciendo así el amarre,
reduciendo las cargas sobre el fondeo. Ver Figura 4.g.
4.7.- Jacket + Big Sweep - Bluewater
EI sistema de Jacket + Big Sweep está concebido para su utilización en aguas de
profundidad inferior a 80 m, siendo posible la descarga con alturas de ola de
hasta 5 m.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 225Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño i ^
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La conveniencia de la utilización de este sistema se valoró en el desarrollo del
campo McMoran, si bien finalmente se desechó al darle preferencia de uso a
infraestructuras existentes.
En la Figura 4.h, se aprecia el sistema instalado en un campo correspondiente al
estudio de viabilidad de McMoran, el bloque Vermillon 179, instalado en una zona
con profundidad de 33 m.
Tabla 4.g Sistema tipo SPM de Gaz de France (Ref.24)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 226Escuela Poldécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño ^ '^
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Tabla 4.h .- Big Sweep + Jacket (Fuente: Ref.25)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 227 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
4.8.- Brazo de descarga por proa BTT - FMC
Este sistema, promovido por BTT es adecuado para la transferencia de fluidos
criogénicos entre dos unidades flotantes, por lo que su diseño se orienta más a
las futuras terminales de relicuefacción para carga de gaseros. EI sistema es por
lo tanto independiente de la profundidad, y ensayos de canal realizados en
MARIN, revelan que puede ser empleado con éxito en olas de 5.5 m de altura
significativa. (Ref.27)
Este sistema es el que se empleó en el proyecto de investigación internacional
(JIP) de Offloading de FPLSOs iniciado en 1997 en Marin, y que finalizó a
primeros del 2000. La JIP, liderada por FMC, incluyó como participantes a BHP,
BP, Chevron, Eni, Agip, Shell, Statoil, Texaco,Woodside y Marin.
En la JIP, se evaluó el comportamiento del sistema en condiciones ambientales
de Atlántico Norte, NE de Australia y Costa Oeste de África. Además, el sistema
BTT, contiene todos los elementos necesarios de control para que la pluma de la
grúa, se encuentre en todo momento verticalmente alineada con la proa del LNG.
Este sistema, es el empleado en el proyecto AZURE.
EI objetivo principal del proyecto consistió en garantizar la descarga segura de
LNG criogénico Offshore Una vez finalizada la investigación, los esfuerzos se
orientan hacia el desarrollo de ciertos elementos empleados, cuya tecnología no
está disponible en la actualidad, como por ejemplo desarrollo de mangueras
flexibles para el caudal de descarga de 10,000 m3/h, que permitiría la carga de un
LNG de 130,000 m3 en solo 13 h, para lo que se construyó un modelo a escala
1/5 de todos los componentes, realizando numerosas pruebas de validación, entre
las que se incluye la aplicación de ciclos de frío a elementos clave cada semana,
para valorar su deterioro por efectos de la fatiga debida a efectos térmicos, como
por ejemplo juntas "swivel" de movimiento constante. (Ref.51)
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
EI sistema incluye un doble pantógrafo, instalado en cada flotador, que facilita
información a la grúa para realizar movimientos de giro compensando así los
efectos de "cola de pescado" de la unidad de popa, manteniendo el brazo dentro
de la envolvente de operación. Ver Figura 4.i.
Tabla 4.i .- Sistema BTT de FMC (Fuente: Ref.27)
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i
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Alternativamente, FMC ofrece un sistema que emplea los mismos principios para
su utilización en sistemas fijos (jacket) a flotante (buque). Como en el anterior, el
inconveniente estriba en la necesidad de disponer de gaseros "dedicados" con
sistemas de carga por proa. Ver Figura 4.j.
• Tabla 4.j .- Sistema de FMC de fijo a flotante (Fuente: Ref.28)
4.9.- Brazo de descarga por proa SYMO - SBM
EI sistema SYMOP "Soft Yoke Mooring arm", diseñado por SBM, encuentra su
utilidad en la descarga de gas natural entre terminales flotantes.
La conexión es muy robusta y emplea conductos rígidos para la transferencia del
LNG como elemento diferenciador frente a otras soluciones, incluyendo "swivels "
• Tesís doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Directortesis: D.Alfonso García Ascaso
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^ ^ ®DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i -^Sección 4.- Aspectos de Diseño
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toroidales y de giro en las tuberías para reducir tensiones y acompañar los
movimientos de las unidades flotantes.
Además, el sistema permite una fácil conexión, inspección y desconexión rápida.
(Ref. 29), permitiendo la operación en olas de altura significativa de 5.5 m,
mientras que la conexión se condiciona a olas inferiores a 3.5 m(Ref.30) . Ver
Figura 4.k para mayor ilustración.
Tabla 4.k .- Sistema SYMO de SBM (Fuente: Ref.30)
4. 10.- Sistema ASL - IZAR Fene
EI sistema ASL "Articulated Spring Link", consiste en un brazo articulado para
unión de dos unidades flotantes en la mar diseñado por IZAR Fene para su
utilización en el proyecto internacional SEAGAS JIP. (Ref.31)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 231Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
EI comportamiento del sistema ha sido evaluado por el Canal del Experiencias
Hidrodinámicas de MARIN (Holanda), empleando algoritmos para estimar la
respuesta dinámica de flotadores ligados en condiciones típicas de Oeste de
África, siendo la condición extrema mares cruzados con olas de costado de 3.6 m
y de proa de 1.5 m. Asimismo, es posible la operación en olas de frente con altura
máxima 5.5 m. (Ref.52)
EI diseño del sistema se centra en la conexión física dos unidades en tandem con
un alto grado de supresión de movimientos relativos mediante sistemas formados
por muelles y conexiones mediante rodamientos, por lo que es flexible en cuanto
al sistema empleado para la transferencia de gas natural mediante mangueras
suspendidas en plumas de grúa o mangueras flotantes. (Ver Figura 4.1)
4.11.- Tuberías criogénicas - Technip
La revolución las tecnologías de gas offshore, y especialmente la de
relicuefacción, vendrá de la mano del desarrollo de las tuberías criogénicas, que
permitan la carga y descarga de gaseros mediante conductos flotantes lo
suficientemente rígidos, que sean altamente efectivos térmicamente, con un
mínimo de evaporación, siendo este verdaderamente el reto.
Technip, en colaboración con TOTAL y Gaz de France, es la empresa líder en el
desarrollo de estos sistemas con capacidad de 10,000 m3/h y presión de 3 bar,
resistiendo temperaturas de operación de -165°C y accidentales de -195°C.
Ref.24, 32 y 33).
En la Figura 4.m (imagen superior) se aprecian pruebas de flexibilidad realizadas
en Le Trait Technip-Coflexip sobre una tubería criogénica de 16", si bien los
resultados son extrapolables a tuberías de hasta 24". En la misma figura (imagen
inferior), se muestran ensayos realizados por Gaz de France en Nantes sobre un
tramo de tubería criogénica sometida a condiciones equivalentes a las de un
enterramiento en el fondo marino (presión, temperatura, movimiento de tierras,
esfuerzos en el tendido, etc).
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Poldécnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
232
^^ ^ ^DlSEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i - ^^Sección 4.- Aspectos de Diseño
^
Tabla 4.1 .- Sistema ASL de IZAR (Fuente: Ref.31)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 233 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
•
Tabla 4.m .- Ensayos de flexibilidad y enterramiento en
tramos de tubería criogénica (Fuente: Ref.24)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director fesis: D.Alfonso García Ascaso
234
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
5 . Análisis de Riesgos
5.1 Metodología
La implantación de terminales de regasificación en alta mar, requiere garantías
sobre la seguridad de las personas y localidades cercanas, garantizando al
menos unos niveles de seguridad equivalentes a los de una planta terrestre, para
lo que se realizan "Análisis de Riesgos".
EI objetivo de los Análisis de Riesgos, consiste en eliminar la subjetividad de
puntos de vista personales, estableciendo una estructura lógica para su
estimación.
Los riesgos, pueden ser contemplados desde el punto de vista de seguridad del
personal que opera la unidad o desde un punto de vista económico. La técnica de
análisis de riesgos resulta ser una herramienta potente de apoyo en la toma de
decisiones. Su metodología, busca responder las preguntas: "Qué puede ir mal",
"Cómo es probable que ocurra", y"Cuáles son sus consecuencias"
EI proceso comienza con un análisis de seguridad, que incluye una identificación
de los riesgos ("HAZID" - Hazard Identification), que básicamente consiste en una
"tormenta de ideas" que pretende identificar el mayor número posible de
situaciones de fallo para cada fase dentro de la vida de la unidad. A continuación,
se realizar un análisis "FMECA" (Failure Mode Effect & Criticality Analysis), que
consiste en un análisis HAZID realizado sobre ciertos equipos o aspectos críticos
de la terminal. Finalmente, se conduce un análisis "ZA" (Zone Analysis), con el
objeto de obtener información detallada de la ocurrencia de fallos en una zona
concreta, y el riesgo de propagación de un efecto al resto de la zona o zonas
colindantes. (Ref.32)
Una vez finalizada la fase de estimación del nivel de riesgo asociado a cada
posible suceso, es necesario establecer un criterio de aceptación, como los
requeridos por las Sociedades de Clasificación, Normativa Nacional (NPD, NMD,
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235
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
HSE, etc), Normativa Internacional (IMO, UN), o Estándares de las compañías
petrolíferas (Statoil, Texaco, Exxon-Mobil, etc)
En la figura 5.a, se incluye un esquema que indica la metodología del proceso.
Definición del
alcance del estudio
Figura 5.a - Metodología del análisis
de riesgos. (Fuente: Elaboración propia)
En el caso de unidades de regasificación, los riesgos que deben considerarse son
básicamente el fallo en la descarga de gaseros, fuego y explosión en zonas de
proceso, daño en tanques almacén, operaciones de descarga, pérdida de
sistemas esenciales, explosión y fallos de venteo, caída de pesos en cubierta,
impactos de helicóptero y fuego en la zona de acomodación.
Cada una de los daños mencionados anteriormente, debe combinarse con una
probabilidad de ocurrencia estimada (frecuencia), clasificados en categorías con
distinto peso; improbable, remoto, probable, ocasional y frecuente.
Además, debe ir asociado a una estimación de las consecuencias que tendría el
daño en caso de producirse; pérdida de vidas o accidentes, retrasos en la
producción y daños ambientales, ponderando su severidad al asociarlo a una de
los siguientes categorías: Daño despreciable, menor, severo, crítico y catastrófico.
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236
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Para la realización de las estimaciones, es necesario emplear bases de datos de
accidentes conocidos, para finalmente obtener una valoración numérica del
riesgo, calculada multiplicando la frecuencia de ocurrencia con el nivel de
severidad de las consecuencias.
Los resultados de este proceso, deben compararse con los niveles máximos
admisibles y, en caso de ser necesario, realizar modificaciones en el diseño.
5.2- Riesgos en unidades de regasificación comparados con FPSOs
Los niveles de riesgos asociados con una unidad de regasificación en alta mar,
comparados con prácticas aceptadas por la industria, Ileva a la conclusión de que
el perfil de riesgos de una terminal de este tipo es similar al de una unidad tipo
FPSO en base a las siguientes razones (Ref.32):
Eguipo de proceso.- Las terminales de regasificación, especialmente las del
tipo de gravedad, tienen un área de proceso poco congestionada, comparada
con un FPSO, lo cual implica una menor frecuencia en las fugas de
hidrocarburos (menos bridas, válvulas, tuberías de pequeño diámetro, etc),
menor riesgo de ignición (ventilación natural, menor acumulación de riesgo),
menor probabilidad de riesgos en escalada (equipos con mayor separación
entre ellos) y menor riesgo de sobrepresiones que den lugar a explosiones.
Gases de proceso.- Un FPSO con compresión de gas para reinyección o"gas
lift" maneja gases con menor volatilidad, y por lo tanto, en caso de fuga,
permanecerán por mayor tiempo en la unidad, incrementando el riesgo de
ignición.
Líguidos de proceso.- En el caso del LNG, comparado con el crudo, no se
producirán situaciones donde haya acumulación de líquidos ardiendo, ya que
el diseño más despejado de las cubiertas, y en la mayoría de las ocasiones,
con una sola elevación de proceso, permite la descarga de fugas por la borda.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen•ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
237
^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño i -^
^
- Exgosición del personal.- EI FPSO es mucho más complejo, y el
mantenimiento más intensivo, por lo que la exposición del personal a los
equipos es 3 0 4 veces superior que en la terminal de regasificación.
- Localización.- La función de la terminal de gas está habitualmente mucho más
próxima a la costa que la mayoría de los FPSOs, facilitando la evacuación y
asistencia de heridos
Existen sin embargo otras características propias de la terminal de regasificación
que tienen un impacto negativo en su perfil de riesgo, comparada con las de un
FPSO, como por ejemplo (Ref.49):
- Líguidos Criogénicos.- Las bajas temperaturas del LNG pueden ser la causa
de fallo estructural en el caso de fugas en contacto con acero normal. Para
que esta circunstancia no se produzca, es necesario proteger adecuadamente
con los materiales y canaletas adecuados, las zonas donde puedan producirse
fugas de LNG.
Fuegos en el almacenamiento de LNG. En el caso improbable de una ruptura
de un tanque, puede Ilegar a ser muy difícil extinguir un fuego de LNG. Por el
contrario, la industria dispone de mayor conocimiento en la lucha contra
fuegos producidos por el crudo. La probabilidad de ocurrencia de esta
circunstancia debe minimizarse mediante un diseño adecuado del casco y los
tanques, incluyendo barreras secundarias, y distintos elementos para
protección contra sobrepresiones.
"Sloshing" en tangues de carga. No se produce en terminales fijas (gravedad y
jacket), y es de menor importancia en tanques del tipo de esferas debido a una
menor superficie libre y formación interior de olas con Ilenados parciales. Los
tanques de membrana son más susceptibles al sloshing, y cuando las
dimensiones del tanque son importantes, deben realizarse ensayos para
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 238Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
verificar las presiones sobre la membrana y transmisión de esfuerzos a la
estructura circundante.
- Fugas durante la descarga de un gasero. La conexión y desconexión de un los
buques gaseros y el riesgo de fugas de hidrocarburos deben ser estudiados
convenientemente para evitar que se produzcan fugas. Deben existir además
sistemas de desconexión eficaces para evitar problemas mayores.
- Riesgos de colisión del bugues gaseros durante la descarga de LNG. _Los
medios para mitigar este posible daño consisten en una defensa adecuada de
la terminal mediante duques de alba, defensas de goma, control de la
velocidad de aproximación de gaseros y auxilio de remolcadores, etc.
En lo relativo a los daños que pueden ocurrir en la propia unidad, los resultados
de los estudios de riesgos realizados por DNV muestran que los riesgos más
importantes se concentran el personal de mantenimiento, proceso y colisión de
helicóptero. EI perfil de riesgo obtenido, es similar al de plantas terrestres. EI
mayor riesgo corresponde al del personal del mantenimiento, principalmente por
motivos de explosión en los módulos de proceso, ya que estos, se encuentran
gran parte del tiempo en sus inmediaciones. (Ref.33)
En cuanto a riesgos económicos basados en la pérdida de capacidad de
producción, el parámetro más influyente, con una probabilidad superior al 50%,
son los incidentes ocurridos en la planta de proceso, seguido por la colisión con
otros buques.
Es importante, sin embargo, indicar que comparar instalaciones Offshore con
instalaciones terrestres resulta complicado, a consecuencia de sus diferencias
inherentes (número de operadores, infraestructura, diferente equipamiento, etc).
Por ejemplo, las instalaciones de acomodación son parte del riesgo para
instalaciones Offshore, pero normalmente se excluyen en valoraciones terrestres,
ya que el personal no reside en la planta.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Directortesis: D.Alfonso García Ascaso
239
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
5.3.- Riesgos de terminales offshore para poblaciones cercanas
Existe una gran oposición por parte de cierto sector de la opinión pública frente a
la implantación de terminales de regasificación. De hecho, desde el desastre de
1944 en Cliveland (Estados Unidos), donde la ruptura de dos tanques de LNG y
escape de líquido criogénico provocó la destrucción de 680 hogares, 128 muertos
y con 225 heridos, la industria del LNG se paralizó 20 años en ese país. Más
recientemente, el 19 de Enero de 2004, se produjo un accidente en la terminal de
regasificación de "Skika", en Algeria, a consecuencia de una explosión por
motivos sin determinar, dando lugar a un balance de 27 muertos y 72 heridos.
(Ref.34)
En general, la planta de proceso en una instalación offshore, cuenta con un nivel
de aceptación superior al de una planta terrestre, ya que los accidentes tienen
lugar a mayor distancia de núcleos de población cercanas. Además, resultan
mucho más seguras frente sabotajes y ataques terroristas, lo cual supone una
gran ventaja para la opinión pública, especialmente después de los atentados del
11 de Septiembre en la ciudad de Nueva York
A pesar de lo que pudiera parecer, todavía son muchos los reticentes a la
instalación de terminales de gas, ya sea en tierra o en la mar, apoyándose en
argumentos varios para descalificar las instalaciones offshore tales como "La
estrategia offshore trata de explotar el concepto alejado de la vista; lo que no se
ve, no duele", si bien en ocasiones, la argumentación está dirigida por firmas de
abogados especializados en este tipo de causas, donde la exageración y el
dramatismo son los motores del discurso. (Ref.35)
La mayor de las amenazas de las terminales sobre poblaciones cercanas es el
riesgo de incendio y formación de nubes de gas que se desplacen hacia núcleos
de población cercanos.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor D.Abel Méndez Díaz Direcfor tesis: D.Alfonso García Ascaso
240
i DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
^ ^iSección 4.- Aspectos de Diseño
Además, no existe información fiable acerca de las consecuencias de derrame de
grandes cantidades de LNG sobre agua de mar. Las opiniones de distintos
expertos cifran la distancia que avanza la nube antes de arder entre 2 y 200 km,
según la tabla 5.b
Distancia Procedencia del estudio
recorrida
Estudio para offshore en zona de Baja California 48 km
MIT.Prof Fay 200 km
US Bureau of Mines 120 km
US Coast Guard 41 km
Energy Investor 2 km
Figura 5.b - Estimación de la distancia recorrida por una nube
de gas antes de incendiarse (Fuente: Ref.36)
La sociedad de clasificación DNV ha puesto en marcha un proyecto para
investigar este tipo de circunstancias. Otras sociedades de clasificación tales
como "ABS" y"Lloyd's Register" están también involucradas en estudios similares.
(Ref. 37).
EI LNG es un líquido, y como tal no arde, pero los vapores sobre él si pueden
hacerlo, por lo que la formación y propagación de una nube de gas, se espera
tenga un comportamiento similar al que puede tener en tierra firme.
Lo que es menos conocido es el efecto de la transferencia de calor que ocurre
cuando se derrama LNG en agua.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 241Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
EI cambio brusco de temperatura, entre 160°C y 190°C, da lugar a una transición
rápida de fase, cuyos efectos pueden ser todavía peores si se produce una
dilución de agua. Durante un tiempo, el gas natural permanecerá en estado
líquido, y se evaporará posteriormente. EI gas evaporado, da lugar a la formación
de una nube que puede desplazarse largas distancias, antes de comenzar a
arder.
EI estudio de DNV, al que se han unido 17 operadores de terminales de LNG,
pretende crear un modelo matemático basado en información existente y
empleando suposiciones realistas.
La dificultad de conducir el estudio se deriva de que nunca se ha producido una
rotura catastrófica de un casco de un buque LNG y sus sistema de contención,
por lo que no existe información sobre la que construir escenarios.
Sin embargo, el comportamiento del derrame de LNG en tierra es bien conocido,
habiéndose realizado incluso sueltas controladas para verificar las características
del fenómeno, por lo que existen modelos matemáticos bastante fiables. Tras el
derrame de LNG, se forma una nube de gas que se desplaza horizontalmente
desde el punto del derrame bajo la influencia de los vientos dominantes.
La nube, contiene los componentes gaseosos del LNG, vapor de agua
condensado (lo cual le da un aspecto blanco a la nube) y aire. La mezcla de aire
con la nube, da lugar a condiciones donde es posible la inflamación en la mayor
parte de su volumen.
La mezcla continua de volúmenes de gas y aire, continúa produciendo nubes
inflamables, hasta que cesa el derrame de LNG.
En la figura 5.c, se muestra la composición de una nube de gas, distinguiendo las
zonas inflamables y no inflamables.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
242
^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 4.- Aspectos de Diseño i _^
^
Figura 5.c - Formación de nube de gas inflamable (Fuente: Ref. 38)
A medida que la nube viaja movida por el viento, se calienta, convirtiéndose en
menos densa progresivamente. A su vez, el calentamiento hace que gane empuje
en el aire y se disperse verticalmente.
EI metano puro es menos pesado que el aire a -107° C, pero es la temperatura de
la nube en su totalidad, y no de sus componentes individualmente, lo que
determina su comportamiento.
Otros componentes deben también calentarse antes de comenzar la disipación
vertical. Mientras este calentamiento se produce, la nube continúa dispersándose,
generalmente en dirección horizontal, tomando una forma similar a una pluma
alargada.
En la práctica, la geometría y comportamiento de una nube de gas, viene
determinada por las circunstancias específicas del modo en que se derramó en
LNG. Por lo tanto, la forma y comportamiento de la nube de gas está relacionado
con la tasa a la que se libera líquido criogénico en la atmósfera.
La velocidad de dispersión, también está influenciada por la del viento
predominante, estabilidad atmosférica, temperatura ambiente y humedad relativa.
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 243
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso ^arcía Ascaso
•
w
•
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
La topografía y rugosidad superficial del terreno sobre el que se desplaza una
nube tiene gran influencia en las características de la dispersión. En climas con
temperaturas elevadas, el gas se dispersa verticalmente más rápidamente que
climas fríos. Vientos fuertes, dan lugar a un mayor grado de dispersión del gas.
En contrapartida, contribuyen a incrementar el volumen inflamable de la nube.
Cuando la nube de gas no está alimentada por nuevos volúmenes de gas, se
dispersa en la atmósfera hasta que está completamente diluida y su volumen
completamente fuera de los límites de inflamabilidad para el metano.
Las consecuencias de la mezcla de LNG con agua de mar, dará lugar al
fenómeno conocido como "transición rápida de fase" (RPT - Rapid Phase
Transition), que da lugar a una liberación de energía en forma de pulsos de
energía no inflamables, lo suficientemente importantes como para amenazar la
integridad estructural de las estructuras adyacentes. (Ref.38)
A otro nivel, existen riesgos ambientales para las poblaciones cercanas por el
deterioro que se produce sobre el medio ambiente marino. Las terminales de
regasificación, y especialmente las que emplean vaporizadores del tipo open-rack,
consumen caudales importantes de agua de mar, que luego es devuelta al medio.
EI agua, contiene ciertas cantidades de fito y zoo-plancton, que son
completamente destruidos tras su paso por la terminal. Por otra parte, el caudal
de agua que accede a los vaporizadores Ileva añadidas ciertas cantidades de
componentes químicos, como por ejemplo Cloruro Sódico, para evitar la
proliferación de microorganismos sobre la superficie de los vaporizadores, parte
puede ser preciso eliminar antes de retornar el agua al mar, en el caso de que la
concentración residual de hipoclorito exceda los niveles admisibles.
Otros aspectos a considerar son el efecto de una terminal de gravedad sobre las
corrientes y la formación de olas, influencia sobre otras actividades que se
conducen en la zona, tales como navegación, estudios científicos, pesca,
explotación de otros recursos, etc.
Tesis doctoral - Ingenieria Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.A/fonso García Ascaso
244
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Los estudios de impacto ambiental, deben tener en consideración esta y otras
circunstancias, cuantificando el impacto sobre el ambiente marino, permitiendo la
toma de decisiones en cuanto a medidas mitigadoras, como emplazamiento más
adecuado, introducción de filtros en tomas de mar y descargas de agua y gases
contaminantes, etc.
6 . Reglamentación aplicable
6.1 Concesión de permisos
La implantación de terminales de regasificación ha creado la necesidad de una
normativa hasta la fecha inexistente.
EI gobierno de los Estados Unidos, país que posee el 80% de estos proyectos,
modificó el 25 de Noviembre de 2002 la legislación existente para terminales
offshore de crudo, el "Deep Water Port Act" de 1974 (DWPA 33 USC 1501-1524),
para incluir el gas natural.
La modificación en la legislación Americana altera el proceso de aprobación de
estas terminales, que estaba en manos de la "Federal Energy Regulatory
Comisión. FERC" y el "US Coast Guard - USCG", para pasar a ser
responsabilidad principal de la aprobación al "Secretary of the Department of
Trade - SECDOC", que, a su vez, ha delegado en el USCG y la "US Maritime
Administration - MARAD" para evaluar las solicitudes que se produzcan.
Según el nuevo DWPA, la terminal se considera offshore cuando se encuentra a
más de 5 km de la costa, excepto en Florida y Tejas, donde esta distancia es de
16 km.
Una de las novedades introducidas más importantes para los operadores de este
tipo de unidades es que la Administración debe pronunciar su veredicto de
aprobación o denegación de los permisos en un plazo máximo de 1 año desde su
solicitud, favoreciendo enormemente lanzamiento de proyectos y la actividad
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
245
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
empresarial. La bondad de la nueva norma vio su primera aplicación con el
proyecto "Port Pelican" de ChevronTexaco, para el que se concedieron los
permisos el último día del plazo establecido. Los nuevos requisitos para la
solicitud de licencias al respecto se encuentran en la norma 33 CFR 148-150.
Con respecto a reglamentación oficial de la Administración Americana específica
de estas terminales, el Congreso requirió al SECDOT a emitir normativa al
respecto, lo cual todavía no ha tenido lugar al día de la fecha. (Ref.39).
La Administración de otros países no está tan avanzada como la Americana en
cuanto a la concesión de este tipo de permisos, al igual que la Administración
Americana en sus orígenes, se apoyan en los mismos miembros que conceden
permisos para la instalación de terminales terrestres.
En el caso de España, para la concesión de los permisos de una terminal terrestre
es necesario presentar una solicitud por parte del promotor de acuerdo al Real
Decreto 949/2001.
En el proceso de aprobación intervienen la Dirección General de Política
Energética y Minas, dependiente del Ministerio de Economía, Gobierno de la
Comunidad Autónoma respectiva (Consejería de Industria), la Autoridad Portuaria
y el Ayuntamiento en el que esté situada la planta.
En el caso de que la instalación se encuentre dentro de la zona de seguridad de
una instalación militar, la Ley Española 8/1975, de 12 de marzo, artículo noveno,
establece que se requerirá también la autorización del Ministerio de Defensa.
Según la Ley 8/1975, Art.10.3, se considera área de seguridad en los puertos
militares "no solo su interior y canal de acceso, sino también un sector marítimo
que, con un radio mínimo de una milla, abarque el frente y ambos costados,
computándose esta distancia a partir de los puntos mas avanzados de su
infraestructura, boca o balizamiento...".
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
246
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño i ^
Para proceder a la autorización, es necesario informe favorable Ministerio de
Medio Ambiente, en base a estudios relativos a las repercusiones de Impacto
Ambiental de acuerdo a las Directivas 85/337/CEE.
Asimismo, la Dirección General de Protección Civil, perteneciente al Ministerio del
Interior, debe conceder su aprobación en lo relativo al Control de los Riesgos
inherentes a los accidentes graves en que intervengan sustancias peligrosas, de
acuerdo a la Directiva 96/82/CE (Seveso II).
6.2.- Sociedades de Clasificación
Las sociedades de clasificación juegan un papel importante en la industria, con
gran experiencia en el sector naval y offshore, que puede aplicarse para el
desarrollo de tecnologías emergentes mediante la recomendación de estándares
de diseño con base científica, independientes e internacionalmente reconocidos.
Las Sociedades de Clasificación han respondido a la falta de estándares para
estas terminales desarrollando un juego de recomendaciones que combinan
reglamentación naval, offshore y terrestre con la experiencia de la sociedad en la
revisión de proyectos en colaboración con reconocidos diseñadores, participación
en programas de I+D propios o internacionales, etc.
En cuanto a los proyectos en curso, el proceso de aprobación se asigna a una o
un conjunto de sociedades de clasificación. En algún caso, el propio operador
dispone de estándares de reconocido prestigio en el proceso de hidrocarburos y
los impone para el diseño, por lo que la unidad no está Clasificada formalmente
por instituciones tradicionales, o solo se verifica una parte. En la Tabla 6.a, se
hace referencia a la Sociedad de Clasificación que verifica cada uno de los
proyectos en fase de diseño en la actualidad.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 247Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
i DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
Ref Proyecto 1 Promotor
1 Energy Bridge (Excelerate Energy)
2 Cabrillo Port (BHP Billiton)
3 Port Pelican (Chrevron Texaco)
4 GNL Mar Adentro (Chrevron
Texaco)
5 Main Pass Energy Hub (McMoran)
North Adriatic LNG terminal 6
(ExxonMobil +QatarGas+Edison)
7 Compass LNG Terminal
(Conoco Phillips)
8 OLT Toscana (Cross Gas )
9 Gulf Landing (Shell)
Crystal Clearwater Port (Crystal10
Energy)
Sociedad Clasificación
Buque (BV), Boya (ABS), Consultor independiente
(Lloyds)
DNV
Lloyds
Llo ds y
ABS
Estándares de ExxonMobil, y códigos internacionales
tales como ASME, ASTM, NFPA, PED, y reglamentación
terrestre BS EN 1473 - Design of onshore installations.
ABS
RINA - DNV
DNV
ABS
Tabla 6.a.- Sociedades de Clasificación asignadas a
proyectos aprobados. (Fuente: Elaboración propia)
En cuanto a códigos y recomendaciones publicadas por las distintas sociedades
de clasificación, pueden destacarse las siguientes:
i) DNV.- `Rules for Classification of LNG/LPG Production and Storage Units',
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248
^ DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^ ^
^ '^Sección 4.- Aspectos de Diseño ^
DNV-OSS-103,de Mayo de 2001 (Ref.45). Se consideran suplementarias a
las 'Reglas para Clasificación de Unidades Offshore' (DNV-OSS-102),
incluyendo además, continuas referencias a las `Reglas para Clasificación de
buques LNG' (Pt.S, Ch,5), redactadas a la luz del Código de Gaseros de IMO
(ICG Code) y las "Rules for Classification of offshore concrete structures".
Muchos de los aspectos relacionados con la aprobación de ciertos sistemas
deben basarse en decisiones tomadas a la luz de análisis de riesgos
específicos, no existiendo reglas generales. (Ref.40)
ii) ABS.- `Guidance notes for building and classing offshore LNG terminals'.
May 2002 (Ref.41). También son de aplicación en el caso de terminales de
acero, flotantes o de gravedad las "Rules for building and Classing steel
vessels" (02-SVR2003), "Building and Classing facilities on offshore
installations" (63-FOI, June 2000), y en el caso de terminales flotantes,
además "Building and Classing Floating Production Installations" (82-FPI,
June 2000),
iii) Lloyds.- "Classification of offshore LNG production and storage installations
- Guidance Notes " de Octubre de 2002 (Ref.18), en combinación con reglas
de buques LNG y reglamentación offshore.
iv) BV. Y RINA.- Ambas han colaborado en el diseño de terminales de
regasificación ( Proyecto AZURE) y estudios de riesgos, existiendo
publicaciones técnicas al respecto. ( Ref.42) Además, ambas participan
activamente en la certificación de proyectos de este tipo ( BV en el "Energy
Bridge" y RINA en "OLT Toscana"). Sin embargo, ninguna ha publicado
reglamentación específica aplicable a este tipo de terminales, por lo que la
certificación se realizará combinando reglas de buques con reglamentación
offshore.
• Tesis doctoral - Ingenieria Naval y Oceánica 249Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
•
Por su parte,. ISO ha generado reglamentación para la fabricación de estructuras
de hormigón en la mar, denominados "Offshore structures for petroleum and
natural gas industries", ISO/TC 67 / SC 7, (Ref.43) así como para instalaciones
flotantes "Offshore structures for Petroleum and Natural gas industries", ISO/TC
67 /SC 7 N 305. (Ref.44)
Con respecto al diseño de estructuras de hormigón, existe reglamentación diversa
de Administración de distintos países, tales como el Gobierno Británico (HSE 4th
edition guidance notes), Noruego (NPD NS3473), que resulta de gran interés, ya
que los proyectos offshore de hormigón sometidos a condiciones ambientales
severas se encuentran en sus aguas territoriales, existiendo 15 instalaciones solo
en el Mar del Norte (p.e. Cormorant-A, Brent-C, Troll-C, Statfjord-A, b y C, etc).
(Ref.46)
No obstante, todavía queda un largo camino por recorrer en el campo de la
reglamentación, que, lógicamente, se ve influenciada por normativa terrestre
existente, tales como normas de la NFPA (p.e. Standard for the Production,
Storage and Handling of LNG 2001, 59A), Normas Europeas EN (p.e. EN1473
Instalación y Equipos para LNG, Diseño e Instalaciones en el litoral), bases de
diseño de la OCIMF (p.e. Design and Construction Specification for Marine
Loading Arms), reglamentación medioambiental, recomendaciones de SIGITTO
(LNG operation in port areas, Crew Safety Standards and Training for Large LNG
Carriers, etc).
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
250
^ DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^ ^ _^ Sección 4.- Aspectos de Diseño
^
7. REFERENCIAS
01- Gases Licuados. Operaciones, Transporte y Equipo. L.Carro. COMME. 1994
02 - Shell LNG Carriers Brochure. Enero 2004
03 - LNG: A New Clean Fuel Resource for California. BHP. Junio 2003
04 - GdF confirms second LNG carrier". The Motor Ship. 23 Marzo 2004
05 - No96 Insulation System (GTT) Brochure. Noviembre 2003
06 - Mak III Insulation System (GTT) Brochure. Noviembre 2003
07 - CS1 Insulation System (GTT) Brochure. Noviembre 2003
08 - IHI Self supporting tanks (http://www.ihi.co.jp/offshore). Julio 2004
09 - Gulf Landing Application doc 265154 - Part 11 of 11 - Octubre 2003
10 - Cabrillo Port - Envir.5 of 98 & License Application 2 of 22. Agosto 2003
11 - EI Paso Energy Bridge Final Envir. Assessment 219001. Noviembre 2003
12 - IZAR FSRU Feasibility Study for OTL Toscana. Mayo 2004 (Confidencial)
13 - Last Trends in LNG shipping. Bruno Larsen. Leif Hoeg. CWC LNG. Houston,
11-12 Marzo 2003.
14 - MacMoran Energy Hub - project description App.B. Febrero 2004
15 - General Energy Hub project 284544 -Febrero 2004
16 - MacMoran Plan Arrangement.- Febrero 2004
17 - Large floating Concrete LNG LPG offshore Platforms. Mobil. Agosto 2003.
18 - ABS Guidance notes on building and Classing Offshore LNG Terminals-
Mayo2002
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 251
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^^ -^Sección 4.- Aspectos de Diseño
19 - Edison GBS for North Adriatic - Gastech. Octubre2002
21 - Gulf Landing Application doc 265154 - Part 9 of 11. Enero 2004
22 - Liquiefied Gas Handling Principles on ships and terminals. Mcguire and
White. Sigtto.
23 - Challenges with sloshing model testing - DNV. Diciembre 2003
23 - Hitec marine AS - Methane Gas Offloading - Junio 2001
24 - EI Paso Global LNG. Jonathan W.Cook. GasTech 2002. Octubre 2002
24 - Otc15229 - Innovative Arquitectures for offloading of offshore LNG. Total &
Gaz de France. Mayo 2003.
25 - Offshore transfer of LNG - Bluewater. FPS. Mayo 2003.
25 - Terminals set for take-off. Offshore Engineer. Diciembre 2003
26 - Remote Floating LNG SPM - Information Sheet - Bluewater. Junio 2003.
27- FMC - Offshore Loading of LNG - Gas Processors Association. Marzo 2003
28 - Marin offshore LNG - Issue 81. Diciembre 2003
29 - The application of FSRU for LNG imports - SBM. Diciembre 2003
30 - SBM Design of a 250,000 m3 FSRU Terminal. Junio 2003.
32 - Offshore Regas Safety - RINA. Gastech. Octubre 2002.
32 - Otc15227 .- Key Cryogenic Components for Dynamic Marine LNG Transfer at
Sea- Technip. Mayo 2003
33 - Otc15400-Cryogenic Flexib. for Offshore LNG Transfer. Technip. Mayo 2003
33- Viability of offshore LNG production 8^ Storage. DNV. Gastech. Octubre 2002
34 - Tim Riley Accidents in LNG plants. Julio 2004
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 252Escuela Politécnica Superior de Fen•ol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 4.- Aspectos de Diseño
35 - Tim Riley . Oposición al LNG offshore. Julio 2004
36 - Tim Riley . Nubes de gas. Julio 2004.
38 - LNG spill risks - SIGITTO. Junio 2003
39 - OTC14097 - Classification of LNG FPSOs. DNV. Mayo 2002
40 - OTC14097 - Classification of LNG FPSOs.-DNV. Mayo 2002
41 - Classification of Offshore LNG production and Storage installations. Guidance
Notes.- GN02015. Octubre 2002
42 - Safety assessment on LNG regas teminal - RINA. Gastech. Octubre 2002
43 - Fixed CONCRETE offshore structures. ISO/TC 67/ SC 7 N 330- Octubre 2002
44 - ISO Floating offshore structures. ISO/TC 67 /SC 7 N 305. 30 Octubre 2001
45 - DNV-OSS-103(LNG-LPG Units).- Mayo 2001
46 - Comparison of the HSE 4th edition guidance notes with NPD NS3473 and
DNV Rules.Offshore Technology Report OTO 94 031. HSE. Junio 1996
47 - Advances in technology change the face of LNG - Offshore. Mayo 2004
48 - Developing LNG - Overcoming obstacles. NGAS .- Julio 2003
49 - DNV Litmus test of LNG security. Upstream. Enero 2004
49 - LNG carrier alongside a GBS - Marin. Ngas. Julio 2003.
50 - Master Repsol. Terminales Offshore de regasificación. A.Méndez. Mayo 2004
51- FMC. LNG Offshore Loading. Safety. Gastech . Octubre 2002
52 - Estudio ASL - Estudios de doctorado Abel Méndez. Enero 2003
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
253
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
SECCIÓN 5- CASO PRÁCTICO
1.- Introducción
2.- Planta de gas de Mugardos
3.- Base de Diseño
4.- Configuración del campo Ofshore
4.1.- Alternativas de terminal a utilizar
4.2 .- Ubicaciones posibles
4.3 .- Condiciones ambientales
4.4.- Selección del tipo de terminal y ubicación preferida
4.5.-Orientación de la terminal
5.- Diseño de la terminal
5.1 Aspectos marinos
i) Dimensionamiento básico de la terminal
ii) Determinación de la capacidad de lastre necesaria
iii) Usos de lastres sólidos y líquidos
iv) Muelle de descarga
5.2 Planta de proceso
i) Resumen de proceso
ii) Dimensionamiento equipos principales
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
254
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
5.3 Costes y plazo de construcción
5.4.- Análisis preliminar de impacto ambiental
5.4.1.- Efectos adversos sobre la calidad del agua de mar
i) Efecto de la concentración de Hipoclorito Sódico
ii) Disminución de la Temperatura del agua de mar
iii) Aumento del oxígeno disuelto en el agua.
iv) Aumento de turbiedad del agua
5.4.2.-Efectos adversos debido al ruido
5.4.3.-Efectos adversos debido a la absorción de plancton
5.4.4.-Efectos adversos debidos a la contaminación del aire
5.4.5 Impacto sobre actividades económicas en la zona
6. - Comparativa entre la planta Terrestre y la planta Offshore
7.- Referencias
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
255
^
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
^_ ^ i ^
^
1. Introducción
EI objeto de esta Sección 5, es el de Ilevar a la práctica los conocimientos
adquiridos en secciones anteriores. Para ello, se procede al diseño básico de
un proyecto de terminal de regasificación Offshore como alternativa a un
proyecto de referencia de planta terrestre moderna como es la de Reganosa,
actualmente en construcción en Mugardos.
Es importante destacar que se ha escogido la terminal de Reganosa, y no
otra, como referencia de terrestre, dado el carácter de cercanía del
proyecto para el autor, natural de Ferrol, así como para profesores y
alumnos del Campus de Ferrol, perteneciente a la Universidad de A
Coruña, donde es presentada esta Tesis doctoral, ya que, por norma
general, resulta más interesante el manejo de datos geográficos,
información de lugares y estadísticas familiares para el lector, al mismo
tiempo que introduce una componente de motivación en el autor, en
detrimento de proyectos situados en zonas lejanas.
Los Apartados 2 y 3 de esta Sección 5, tienen por objeto presentar el proyecto
de terminal terrestre, y sentar una base de diseño para la terminal equivalente
Offshore, para determinar en el Apartado 4 cual es la ubicación idónea de la
terminal Offshore., definiendo su orientación y la configuración del campo.
A continuación, en el Apartado 5, se procede al diseño marino y de la planta
Offshore, para el cual se hace referencia en numerosas ocasiones a Secciones
anteriores de esta tesis doctoral, y en especial a las Secciones 2 y 3.
Asimismo, dicho Apartado 5, trata también los aspectos de coste, plazo y
estudios preliminares de impacto ambiental, para finalizar en el Apartado 6, con
un cuadro comparativo de ambos proyectos de terminal terrestre y Offshore.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 256
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
2.- Planta de gas de Mugardos
La planta de Reganosa ha sido objeto de gran polémica, no solo por su
ubicación en el interior de la ría de Ferrol, adyacente al núcleo de población de
Mugardos de 6,500 habitantes, y a menos de 2 km de la ciudad de Ferrol de
80,000 habitantes, sino también por su proximidad a un arsenal militar y
astilleros de reparación naval y nuevas construcciones, todos ellos a de 1 km.
Asimismo, se da la circunstancia de que se han tenido lugar en el pasado
accidentes en el interior de la Ría de Ferrol, por otra parte, de difícil acceso por
mar para buques de gran porte, lo cual añade preocupación a las plataformas
ciudadanas, que lograron aplazar el inicio de las obras, según se explica en el
documento de la Ref.1, si bien la aprobación del proyecto de ejecución fue
publicada en el B.O.E. del 24 de Julio de 2002 (Ref.2).
Figura 2.a.- Emplazamiento propuesto de la futura planta
de Reganosa. (Fuente: Elaboración propia)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
257
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En la Figura 2.b, se muestra una representación idealizada de la futura planta
de gas.
Figura 2.b.- Representación artística de la futura
terminal de descarga de Reganosa (Fuente: Ref.3)
Las características de la terminal de Reganosa con un coste aproximado de
387 millones de euros y actualmente en construcción, son las que se indican a
continuación. (Ref.4):
FASE I ( inicial):
Capacidad Nominal : 2 MMtpa de LNG
(250 t/h - 543 m3/h - 277 MMscfd - 4.6 bcmy)
Capacidad de Pico: 500 t/h - 1087 m3/h - 555 MMscfd
Descarga de buques Metaneros de 60,000 - 138,000 m3
Almacenamiento: 2 x 150,000 m3
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258
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Inicio operación: Año 2006
Vida útil: 25 años
Fase II:
Capacidad Nominal: 3 MMtpa de LNG
(375 t/h - 815 m3/h - 417 MMscfd - 7 bcmy)
Capacidad de Pico: 750 t/h -1630 m3/h - 833 MMscfd
Fase III:
Almacenamiento: 4 x 150,000 m3
La distribución de gas a la industria gallega se realizará por tierra, de acuerdo a
lo indicado en la Figura 4.b. (Fuente: Ref.3)
Cedeira Viveiro
San Clbreo
Narón
Mugerdos Ferrol / As Somozaĉ ^
Fene As Fontes
^^ii Muelle de descarga de gas
Sebórt ^ Planta de regasificaCíórt
Be18t1ZOS ^ Industrfe
^ Centrat tém • ica Meirama
Figura 2.c.- Distribución de gas a la industria
gallega (Fuente: Ref.3)
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
259
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASiFiCACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
3.- Base de Diseño
En el presente capítulo, se incluye, de forma resumida, la información básica
para el diseño de una planta de regasificación offshore de características
similares a las de Reganosa, brevemente descrita en el Apartado 2, en base a
información incluida en la Sección 2 de esta tesis doctoral e información
complementaria de carácter confidencial disponible para el autor.
La información aquí contenida, se ha estructurado de manera específica con el
objeto de que su consulta resulte ágil y sencilla.
1 Capacidad Valor Notas
Fase II: Durante Fase I: Capacidad Nominal
1.1 417 MMscfd 279 MMscfd de envío
(375 t/h 815 m3/h) (250 t/h - 543 m3/h)
3 MMtpa de LNG1.2 Capacidad Anual
(7 bcmy) -
Fase II: Durante Fase I:
1.3 Capacidad de pico 833 MMscfd 556 MMscfd
(750t/h -1630 m3/h) (500 t/h -1087 m3/h)
^ 24 horas/día1.4 Demanda del Cliente
x 365 días/año
1.5 Presión gaseoducto 80 bar
1.6 Temperatura envío 5°C
Nitrógeno 0.17
Composición gas Metano 94.38 Composición gas1.7
natural (% molar) Etano 5.36 procedencia Qatar
Ác. Sulfúrico < 4ppm
.8 Peso Molecular 16.84 Dens. Diseño: 0.480 t/m3
Real: 0.440 t/m3 (Qatar Gas)
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
260
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
1.9 Poder calorífico 1050 Btu/scf
1.10 Disponibilidad planta 97% Durante mantenimiento
2 Muelle Valor Notas
2.1 Operaciones nocturnas Si
Profundidad de agua en zona Para atraque buques2.2 18m
terminal suministro y remolcadores
Disponibilidad muelle atraque2.4 > 98%
suministro y remolcadores
En muelle situado a Operación viable a partir de2.5 Atraque / Descarga gaseros
500m de plataforma 15 m de profundidad
2.6 Disponibilidad muelle gaseros > 95%
1 remolcador A suministrar por el proyecto.2.7 Servicios de puerto
permanente en terminal Base puertos pr
3 Operación Valor Notas
Extensión posible mediante3.1 Vida de diseño 25 años mínimo
mantenimiento adecuado
5,800 t (operac.)3.2 Planta de proceso
4,000 t (seco) ^
3.3 Exportación gas 2 Conductos submarinos
3.4 Redundancia vaporización N-1 vaporizadores 6 ORV + 1 SCV
4 Condiciones sísmicas Valor Notas
Peligrosidad moderada - Fuente: Mapa sísmico de4.1 1.6 m/s2
Offshore A Coruña España. GSHAP 99. (Ref 11)
5 Información Climatológica Valor Notas
5.1 Temperatura aire (a 58 m) 11.4 / 14.4/ 17.4 °C Fuente: Instituto Meteorológ.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
261
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Mínima / Medial / Máxima A Coruña ( Fuente: Ref.13)
5.1 Humedad relativa media 77% (Fuente: Ref.13)
Precipitación mensual5.2 135 mm/ 84 mm (Fuente: Ref.13)
Media / Máxima
Medida en Cabo Silleiro a 5.3 Temperatura agua mar 13.8 °C
50m prof. ( Fuente Ref:14)
Altura signif. ola rég. medio5.4 4.40 m Ver Tabla 4.3.c
(95% prob.no excendencia)
Altura signif. Ola rég. Máximo5.5 10.66 m Ver Tabla 4.3.c
(Pr =100 años) ^
Velocidad corriente 18.26 cm/s (0.35 nudos)5.6 Ver Ref.14
Máxima y direcc. Direcc. NE-SW
Velocidad viento rég.medio5.7 2.0 / 6.6 / 16.2 nudos Ver tabla 4.3.d
Mínimo / Medio / Máxima
5.8 Condiciones huracán No
5.9 Fondo marino Arenoso
5.10 Temp. Mín. diseño vaporiz. 12 °C
Dif. de Temp a 8.5 °C inferior a 5.11
punto de la descarga Temp captación
Dif. de Temp.a 500 m 1 -1.5°C inferior a 5.12
descarga Temp. captación^
6 Tanques almacenamiento Valor Notas
6.1 Tipo de tanque GBS contención total GTT - No96
6.2 Num. De tanques 2
Reganosa Fase I.- Máximo6.3 Capacidad neta 2 x 150,000 m3
habitual en term.Offshore
6.4 Altura Ilenado mínimo 1.50 m
6.5 Dens.Máx.Diseño 480 kg/m3 Dens.gas Qatar 440 kg/m3
6.6 Temp.Mín.diseño -170 °C
• Tesis doctoral - ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
262
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
6.7 Presión Máx.interior 290 mbar
6.8 Boil-off Máximo > 0.100%/día
Energía impacto de6.9 120 Mega Julios
buques LNG en tanques
7 Terminal atraque gaseros Valor Notas
Profundidad en Localizado a 500 m 7.1 18m
muelle atraque de la terminal
Altura ola Sistema permite 5.50 m en7.2 4.50 m
max. conexión aguas de profundidad > 40 m
Disponibilidad > 95%
7.3 Tamaño gasero Máx. 250,000 m3
Agotamiento 15 días, incluido7.4 Frecuencia Aprox. 9 -10 días
un Buffer de 4.5 días
Reducida frente a 12,0000
7.5 Tasa descarga 10,000 m3/h m3/h de Reganosa por
limitaciones term. offshore
7.6 Máx.Presión almacen buque 125 mbar
3.5 bar en brida conexión 7.7 Presión mínima descarga
con terminal offshore
Temp.Máx.Vapor retorno7.8 -100 °C
a buque
7.9 Num.brazos descarga 20"; 2 líquido + 1 vapor
Sistema de desconexión de 7.10 Disponible
emergencia
Servicios requeridos para No instalaciones disponibles para bunker ni Fuel Oil,7.11
buque LNG Catering para suministro consumibles
8 Auxiliares Valor Notas
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
263
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICAC16N DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
8.1 Nitrógeno Planta relleno botellas
3 Turbinas + 1 Motor fuel8.2 Suministro eléctrico Generación a bordo
diesel emergencia
8.3 Agua dulce Generadores a bordo
8.4 Trat.Residuos Incineradora + tanques
Se realiza en 8.5 Odorización gas No disponible
estación R-M terrestre
8.6 Sistemas contraincendios Disponibles Agua y espuma
Conducto perforado a 10 mSistema mezclador agua
8.7 Disponible profundidad yrefrigeración^ 100 m longitud
Disponibles con sistema
8.8 Espacios vacíos renovación atmósfera y
drenaje
Con sistema movimiento 8.9 Tanques Lastre agua mar
de agua
Uso de cemento de alta 8.10 Tanques de lastre fijo
densidad
9 Elevación GBS Valor Notas
^ 9.1 Profundidad mínima 18.00 m Bajamar escorada verano
9.2 Asentamiento GBS 0.50 m Enterramiento esperado
9.3 Marea máxima +4.00 m
9.4 Calado máximo 22.00 m
Margen para9.5 1.50 m
salpicaduras
Cresta máxima Cresta Ola max = Hs*1.612 9.6 3.52 m
(Normal. Pr--1 año) Hs (normal) = 4.40 m
Elevación máx.ola sobre lecho 9.7 25.52 m
maniro (Normal. Pr = 1 año)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
264
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Cresta máxima Cresta Ola max = Hs*1.6 / 2.9.8 6.24 m
(Extremal. Pr-- 1 año) Hs (extremall) = 7.80 m
Elevación máx.ola sobre lecho 9.9 28.24 m
marino (Extremal. Pr = 1 año)
Elevación máx.ola sobre lecho Cresta Ola max = Hs*1.6 / 2.
9.10 marino (Extremal. Pr = 100 30.53 m Hs (extremall) = 10.66 m
años)
Elevación mínima requerida 30.53 m+ 1.50 +0.50 = Real = Puntal - Asentamiento 9.11
sobre línea base 32.53 m = 45.00- 0.50 = 44.50 m
10 Fondo Marino Valor Notas
Arena fina de densidad Densidad
10.1 De0a3m media con fragmentos de 961 kg/m3
conchas
Densidad 10.2 De3a5.5 m Arcilla firme a densa
801 kg/m3
Arena porosa a arena Densidad 10.3 De5.5a+12 m
densa 1041 kg/m3
11 Materiales Valor Notas
11.1 Acero naval Casco y cubiertas
11.2 Cubierta proceso Acero inoxidable
12 Varios Valor Notas
12.1 Condición venteo 0°C 1.013 bar
12.2 Seguridad naval Según OMI
12.3 Acomodación 40 personas normal
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265
..^-DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico i ^^
^
(20 con camas dobles)
Cabina control con
12.4 Zonas de proceso comunicaciones con
terminal descarga
12.5 Helipuerto Si
Corr. Impresas (casco) y
Ánodos sacrificio 12.6 Protección corrosión
(tanques y
superestructuras)
Metálicos de 7 m de 12.7 Faldones^ altura
4.- Configuración del campo offshore
4.1.- Alternativas de terminal a utilizar
Como se desprende de la Tabla 0.2 de la sección 3, existen un total de 10
terminales de regasificación offshore actualmente en fase de proyecto, de las
cuales 3 son flotantes, 3 apoyadas en el fondo, y 3 de tipo jacket.
Las soluciones tipo jacket se descargan en principio para este estudio, ya que
obligarían a instalar el almacenamiento en zonas costeras, circunstancia que
se quiere evitar, y además no se da la circunstancia de que exista en la zona
una plataforma petrolífera en desuso que se pudiera aprovechar, abaratando
los costes.
Resultan por lo tanto dos posibles opciones:
- Terminales flotantes, mediante el uso de terminales fondeadas sobre las
que atraque el gasero, o gaseros que descargan en boyas.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 266
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
^
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^^ĉ Sección 5.- Caso práctico i '^
- Terminales de gravedad, de acero u hormigón. Existen ventajas e
inconvenientes que recomiendan el uso de uno u otro material a gusto del
operador, si bien, en esta ocasión, es relevante el uso de instalaciones de
gravedad fabricadas de acero, ya que existe en las proximidades de la
terminal una industria local (astilleros del grupo IZAR) especializada en el
diseño y construcción de instalaciones offshore y buques gaseros,
capacitada por lo tanto para Ilevar a cabo la ejecución material del proyecto,
contribuyendo de esta forma al desarrollo social e industrial de la comarca.
4.2 .- Ubicaciones posibles
En este apartado, se seleccionan ubicaciones posibles para la instalación de
terminales offshore flotantes y apoyadas en el fondo en el área de influencia de
Ferrol.
En cuanto a terminales flotantes se refiere, el criterios de identificación de
ubicaciones posibles se apoya en los siguientes puntos:
1.- Zonas de profundidad superior a 35 m e inferior a 300 m.
2.- Alejada de caladeros pesqueros o zonas de desove de peces
3.- Alejada, en la medida de lo posible, de zonas de tráfico marítimo
4.- Se favorecerán zonas donde condiciones ambientales sean más adecuadas
En cuanto a terminales apoyadas en el fondo, a los criterios anteriores de
carácter general, se añaden los siguientes:
1. Fuera de las rías, por criterios de seguridad y medio ambiente
2. Distancia entre 4 y 15 km de la costa
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 267Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Sepfiembre 2004
Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i Sección 5.- Caso práctico
^
3. Calados superiores a 14 m, suficiente para los mayores gaseros que
realizarán la descarga en los próximos años
4. Calados inferiores a 25 m, para emplear la tecnología de plantas de
gravedad (apoyadas en el fondo), por ser la tecnología preferida por la
industria para instalaciones capacidad relevante.
En lo que a terminales flotantes se refiere, existen diversas localizaciones
posibles, todas ellas presentando características similares.
EI criterio de selección dependerá de circunstancias fuera del ámbito de este
estudio, como por ejemplo estado del fondo para conducción a tierra del gas,
punto de conexión, coste de distribución terrestre, etc.
A modo de ejemplo, se señalan dos posibles ubicaciones, como se indica en la
tabla 4.1.a
Ubicación posible de Calado Ubicación
terminales flotantes mínimo
1.- AI oeste del Banco de las Laixiñas 100 m 10 km al Noroeste de A Coruña
2.- AI Oeste de Cabo prior 125 m 13 km al Oeste de Cabo Prior
Tabla 4.1.a.- Ubicaciones posibles de terminal
de regasificación offshore flotante
En cuanto a terminales de gravedad, se seleccionan 4 posibles localizaciones,
según la Tabla de la Figura 4.1.b.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 268
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Ubicación posible de Calado Ubicación
terminales de gravedad mínimo
1.- Banco de las Laixiñas 19 m 6 km al Oeste de Cabo Prioriño
2.- Bajos Tarracidos 18 m 4 km al Oeste de Punta Lavadoiro
3.- Bajos Delgados 21 m 5 km al Norte de Cabo Prior
4.- Banco de Bermeo 18 m 9 Km al Norte punta Frouseira
Tabla 4.2.b.- Ubicaciones posibles de terminal
de regasificación offshore de gravedad
En la Figura 4.2.c, se muestra gráficamente la posición relativa de los
ubicaciones anteriores.
4.3 .- Condiciones ambientales
En este apartado, se estudian las características ambientales dominantes en
las ubicaciones posibles, lo cual dará una idea de lo recomendable de una u
otra solución.
Para la determinación de la magnitud de las alturas de ola y velocidad del
viento en los emplazamientos propuestos, se recurre a la página web de
Puertos del Estado (www.puertos.es), que da acceso a las redes de medida
destinadas a obtener información detallada sobre las características físicas
(oleaje, corrientes, temperaturas, vientos, etc.) del entorno marino y portuario.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fenol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
269
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Boya de Villano-Sisargas
Flll +2)1
Futiuro l^^RR^L
muelle exterior
f^trtr.o de Lcue
Figura 4.2.c.- Ubicación actual y alternativas offshore para ubicación de
plantas de gas. (1 a 4 color rojo: Gravedad y 1 a 2 color verde: Flotantes)
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270
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Puertos del Estado cuenta con seis redes de objetivos distintos y
complementarios: la de aguas profundas, la costera, la de radares, la de
cadenas de correntímetros, la meteorológica y la de mareógrafos, con la
posibilidad de obtención de datos en tiempo real.
Como complemento a lo anterior, se dispone igualmente de acceso a un Banco
de Datos Oceanográficos que incorpora información tanto de las Redes de
Medida como de los modelos de generación de oleaje con los que cuenta
Puertos del Estado e instituciones afines, que facilitan información estadística
de ciertos parámetros.
La boya más próxima a los puntos en cuestión es la de A Coruña,
perteneciente a la Red Costera por lo que sus mediciones se consideran
representativas de todos los emplazamientos preseleccionados.
A continuación, se incluye también información acerca de la boya de Villano-
Sisargas, perteneciente a la Red de Aguas Profundas que, si bien se encuentra
bastante más alejada de las ubicaciones sugeridas que la de A Coruña, sirve
para establecer una comparación entre las los lugares sugeridos y otras
posibles mar adentro.
Las boyas de referencia empleadas en la Red Costera, como la de A Coruña, ,
son del tipo "Waverider" y tienen forma esférica con un diámetro de 0.7 m. EI
sensor de medida (en el interior del casco de la boya) es un acelerómetro
suspendido dentro de una esfera en un líquido con una conductividad concreta.
Las medidas instantáneas de diferencias de potencial así obtenidas son
convertidas a aceleraciones. Éstas se integran dos veces para, finalmente,
obtener las elevaciones que componen la serie temporal de datos brutos. La
transmisión a la estación costera se realiza vía radio. La señal analógica es
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271
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
convertida a digital y analizada. De esta forma se dispone ,en tiempo real, de
los parámetros más representativos del oleaje. (Ver Figura 4.3.a).
Figura 4.3.a.- Boya Red Costera tipo Waverider (Fuente: Ref.5)
La medición de los datos de velocidad de viento se toman del Instituto de
Meteorología de A Coruña, perteneciente a la Red de Meteorología Portuaria
(REMPOR), que consta actualmente de 30 estaciones meteorológicas
instaladas en 21 Autoridades Portuarias.
Todas las boyas disponen de sensores de viento, presión, temperatura,
humedad relativa y precipitación. Tanto sus características técnicas como su
explotación responde a convenciones determinadas por la Organización
Meteorológica Mundial y se ajustan a los Proyectos de Norma Española de la
serie 500.
Para determinar alturas de ola y velocidades del viento en la zona de Villano-
Sisargas, se utiliza una boya tipo "Seawatch", que constituye una plataforma
flotante capaz de alojar una pléyade de sensores que tienen como objeto medir
parámetros atmosféricos y meteorológicos.
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272
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Las comunicaciones con la boya se realizan vía satélite. La alimentación corre
a cargo de paneles solares que, combinados con baterías, dotan a la boya de
suficiente autonomía.
Figura 4.3.b.- Boya Red Costera tipo Seawatch (Fuente: Ref.5)
En la Tabla 4.3.c se recoge información estadística de altura de ola y velocidad
del viento en las boyas de A Coruña yVillano-Sisarga.
Como conclusión de la observación de la misma, se establece que, una vez
fuera de las rías de la costa gallega, el estado de la mar es similar en lo que a
altura de ola se refiere, en un rango de al menos 200 km de longitud, por lo que
los datos de la boya de Villano-Sisargas pueden emplearse para el diseño de la
terminal localizada en las proximidades de la boya de A Coruña, ya que esta
presenta información más detallada.
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273
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
A Coruña Villano-SisargasParámetro / Boya
(prof. 50 m) (prof.440m)
Probabilidad olas 84% 83%
inferiores a Hs = 3 m
Hs - Más probable (Reg.medio) 1.25 m(Ts= 10 s) 1.75 m(Ts= 9 s)
Hs - Reg.Medio Oleaje
(Pr--1 año) con prob.de 4.20 m(T= 14 s) 4.40 m(T= 12 s)
no excedencia 95%
Hs - Reg. Extremo Oleaje
(Pr--1 año) con prob.de 7.00 m 7.80 m
no excedencia 95%
Hs - Reg. Extremo Oleaje 11.12 m
(Pr=S años)
Hs - Reg. Extremo Oleaje 13.05 m 9.64 m
(Pr=20 años)
Hs - Reg. Extremo Oleaje 14.30 m 10.23 m
(Pr=50 años)
Hs - Reg. Extremo Oleaje - 10.66 m
(Pr=100 años)
Figura 4.3.c- Parámetros de altura de ola en boya de A Coruña y boya de
Villano Sisargas (Tabla elaborada en base a inf. recogida en Ref. 6,7,8 y 9)
Notas a la tabla 4. 3. c:
Hs.- A/tura Significativa.- Definida como el promedio del tercio más alto de
todas las olas, y representada por H1/3. La Altura máxima es aprox.1.6
veces Hs. Para obras porturarias, se escoge 1,75 x Hs
Régimen medio.- EI régimen medio esta dírectamente relacionado con lo que
se denominan condiciones medias de operafividad. Se puede definir como
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274
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
régimen medio de una serie temporal al conjunto de estados de oleaje
que mas probablemente se puede encontrar. Si se representan los datos
en forma de histograma no acumulado, el régimen medio vendría definido
por aquella banda de datos en la que se contiene la masa de probabilidad
que hay entorno al máximo del histograma.
EI régimen medio se describe, habitualmente, mediante una distribución
teórica que ajusta dicha zona media o central del histograma. Es decir no
todos los datos participan en el proceso de esfimación de los parámetros
de la distribución teórica, solo lo hacen aquellos datos cuyos valores de
presentación caen el la zona media del histograma. La distribución
elegida para describir el régimen medio de las series de oleaje es la de
"Weibull': (Ref.6)
Régimen extremo.- A la hora de dimensionar una esfructura sometida a la
acción del oleaje es necesario conocer o estimar la altura de ola
significativa asociada a una cierta probabilidad de excedencia dentro del
periodo de vida del proyecto. EI punto de partida del modelo extremal
utilizado consiste en una serie temporal que recoge la evolución de la
altura significante a lo largo del tiempo, y de la cual se seleccionan
aquellos máximos relativos o picos que superan un cierto umbral de
riesgo o altura de corte Hc. No obstante para que el análisis que se va a
presentar tenga validez es necesario imponer una condición más. Dicha
condición consíste en que los picos estén suficientemente alejados entre
sí como para garantizar su independencia. En otras palabras, de todos los
picos que superan el nivel Hc solo se seleccionan aquellos que cumplen,
por un lado ser los mayores o más representativos de su entorno, y por
otro lado estar sufioyentemente distantes entre sí como para ser
considerados independientes.
EI tiempo mínimo que ha de mediar entre los diferentes picos para que
éstos puedan considerarse independientes varía de una serie a otra y
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275
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
depende de la duración media de las situaciones atmosféricas que
tienden a generar estados de oleaje extremo.
Al conjunto de máximos relativos que superan un cierto umbral y forman
una muesfra de valores independientes es a lo que denominaremos,
conjunto de valores extremales o población extremal. (Ref.B)
Período de retorno.- EI numero de años que en término medio transcurre
entre dos excedencias sucesivas de un valor dado x es lo que se
denomina periodo de retorno asociado al valorx. En general, no obstante,
no se está tan interesado en conocer el periodo de retorno asociado a un
determinado valor de Hs, como en conocer cual es el valor de Hs
asociado a cierto periodo de retorno Pr.
La velocidad del viento en la zona de las Boyas de A Coruña y Villano-
Sisargas, se recoge en la Tabla de la Figura 4.3.d.
Mínima Media Máxima
m/s (nudos) m/s (nudos) m/s (nudos)
A Coruña 1.10 (2.0) 3.60 (6.6) 8.80 (16.2)
(Pred. N-S)
Villano Sisargas 3.4 (6.6) 6.75 (13.12) 9.40 (18.3)
(Pred.NE-SW)
Tabla 4.3.d.- Velocidades medias del viento en las zonas de la boya de A
Coruña y Sisargas (Tabla elaborada en base a información recogida en Ref.5)
En la Figura 4.3.e, se incluye la información metereológica correspondiente al
año 2003 en la ciudad de La Coruña. (Fuente: Ref.13)
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276
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
.. ^ ^ ^ iii ^ ^ i ^ ; ^
® 0 ® m 0 0 ^^ CIi] ^^ m m ^^ 0
10.4 13.1 7.6 128 76 14 ^^^^^ 4 108
10.9 13.7 8.0 102 76 14 ^^^^^ 112
11.7 14.9 8.6 79 73 12 ^^^^^ 155
,;. 12.5 15.5 9.4 85 75 13 ^^^^^ 167
14.4 17.4 11.4 80 77 11 ^^^^ 0 r 2 191
® 16.7 19.8 13.7 42 77 ^^ 0^^^^ 220
® 18.7 21.8 15.6 30 79 ^^^^^^ 240
19. 2 22.5 16.0 35 78 ^^^ '^ 0^ 240
18.2 21.5 14.8 68 78 ^^^^ 6^^ 179
15.6 18.7 12.6 110 78 12 ^^^^^ 150
13.0 15.$ 10.3 114 78 14 ^ D^^^^ 107
CIL^ 11.5 14.0 8.9 135 77 15 ^^^^^ 93
^ ^ 14.4 17.4 11.4 1008 77 131 ^ 16 3l ^ 48 1966
^^'/^r`I^l^ © T^mperatura media mensual/anual [°C)
^1 ^' ^^dia mensual/anual de las temperaturas máximas diarias [°G)
j^ ^ ledia mensuallanual de las temperaturas mínimas diarias [°G)
Q Precipitacián mensuallanual media [mm)
© Humedad relativa media [%) ® P^d ĉ mero medio mensual/anual de dias de precipitación superior o igual a 1 mm
® P^Júmero medio mensual/anual de dias de nieve
ím i'^^mero medio mensual/anual de dias de tormenta
í® '.^^mero medio mensual/anual de dias de niebla
í^ .umero medio mensuallanual de dias de helada
^ ^ ^ umero medio mensual/anual de dias despejados ^' umero medio mensualJanual de horas de sol
Figura 4.3.e.- Condiciones climáticas año 2003 en A Coruña. (Fuente:Ref.13)
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277
i
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
4.4.- Selección del tipo de terminal y ubicación preferida
En base a las Tablas 4.3.c y 4.3.d del apartado anterior, donde se recoge
información estadística de altura de ola y velocidad del viento en las boyas de
A Coruña y Villano-Sisargas, se obtienen las siguientes conclusiones:
1. EI uso de sistemas de descarga convencionales por el costado en
base a brazos como los empleados en las terminales terrestres debe
descartarse si se desean niveles de disponibilidad superiores al 95%,
como es habitual en plantas de este tipo, ya que como se aprecia en la
Tabla 3.3.1 g de la Sección 3, para la terminal de gravedad de Gulf
Landing, la altura de ola máxima para el atraque es de 1.75 m mientras
que para instalaciones flotantes es del orden de 2.50 m, como se refleja
en la Tabla 3.3.2.e de la Sección 3, en relación a la planta flotante de
Cabrillo Port en Baja California.
La altura significativa en la proximidad de la boya de A Coruña con una
disponibilidad del 95% es de 4.20 m, y en la boya de Villano-Sisargas
4.40 m, por lo que debe recurrirse a sistemas no convencionales para
el atraque y descarga de gaseros, como los que se indican en la Tabla
3.3.2.f de la sección 3.
2. En cuanto a las velocidades del viento, no parecen a priori demasiado
elevadas en comparación con los límites establecidos para el atraque de
costado de buques gaseros en terminales offshore. Como se aprecia en
la Tabla 3.3.1.g de la Sección 3, la velocidad límite de viento para
atraque es del orden de 24 nudos, que si bien puede tener lugar en
rachas en las zonas propuestas, no puede considerarse habitual.
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278
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Como consecuencia de lo anterior, se plantea el uso de tres conceptos de
terminales:
1.- Sistema de boya sumergida y gaseros modificados con "moonpool"
en proa y planta de vaporización a bordo, como los gaseros del
proyecto "Energy Bridge" (Punto 2.1 de Sección 3). Este sistema podría
conectarse en condiciones de 4-5 m de altura de ola, y realizar la
descarga olas de hasta 11 m.
2.- Terminal de gravedad con muelle de atraque y sistema de descarga
no-convencional para descarga de gaseros por el costado, instalado
sobre una jacket anexa, empleando mecanismos similares al "Big
Sweep" de Bluewater, descrito en el apartado 3.3.2.3-vii) de la Sección
3. EI mismo concepto resulta válido empleando sistemas de brazos de
descarga para conexión del gasero por proa.
3.- Terminal flotante con sistema de conexión de gaseros por proa y
brazo de descarga no convencional, del tipo de los propuestos por
FMC, SBM o IZAR Fene, descritos en los apartados 3.3.2.3-viii), ix) y x),
respectivamente de la Sección 3
Como conclusión de la lectura de las 3 opciones anteriores, si bien las tres
resultan válidas técnicamente, parece a priori más recomendable el uso de
sistemas que no requieran gaseros dedicados, es decir, aquellas que no
impliquen construir nuevos gaseros, o modificar otros existentes para operar de
manera exclusiva en esta terminal, desechando de esta manera, el uso de
gaseros de "oportunidad" y requiriendo una inversión inicial mayor. Esta es
además la preferencia de las compañías promotoras de este tipo de proyectos.
Se considera por lo tanto la solución 2, Terminal de gravedad con muelle de
atraque y sistema de descarga no-convencional, como la más idónea para la
implantación de una planta de regasificación offshore en las proximidades de
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279
^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL iSección 5.- Caso práctico
^
Ferrol. En cuanto a la ubicación de la misma, debe seleccionarse una de entre
las 4 opciones de la Tabla 4.2.b..
Las soluciones n°1 y n°2 parecen en principio menos recomendables que la 3 y
la 4, a consecuencia del tráfico de buques de gran porte que se dirigen a los
puertos de A Coruña (tales como petroleros de productos para descargar en la
refinería de Repsol, buques trasatlánticos y los que operen en el futuro puerto
exterior) y Ferrol (buques militares, buques para reparación en los astilleros de
IZAR Carenas y buques que se aproximen al futuro puerto exterior, en fase de
construcción a día de hoy). Además, ambas ubicaciones son zona habitual de
pesca, y en los "bajos Tarracidos" (ubicación n°2) es frecuente la formación de
olas rompientes.
Las soluciones n°3 (Bajos Delgados) y n°4 (Banco de Bermeo) son las que, a
priori parecen más adecuadas. De entre ellas, se seleccionan el Banco
Bermeo (coordenadas: 43°40' N, 8°18' W) por estar más alejado de la costa,
consiguiendo por lo tanto un menor impacto visual, con sus consecuencias
sociales y sobre el turismo (9 Km al Norte punta Frouseira y 14 km de Cabo
Prior), a pesar de que en esa zona se producen olas rompientes con mar
gruesa, circunstancia que habrá que considerar en el diseño (Ref.11).
En la Figura 4.4.a, se muestra la propuesta definitiva y se traza el gaseoducto
submarino de 10 km de longitud para acceder a tierra firme por la zona de
Campelo (coordenadas: 43°37' N, 8°11' W), próxima a Cedeira, pasando por
profundidades desde 84 m hasta la playa, siendo la profundidad media de 57
m. Es importante señalar que el trazado terrestre del gaseoducto con respecto
al propuesto para la instalación terrestre (ver Figura 2.b del Capítulo 2) no se
vería afectado, ya que este es actualmente uno de los puntos a los que está
previsto que acceda un ramal terminal del mismo.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superíor de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 280
Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICAC16N DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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Figura 4.4.a.- Situación propuesta para la terminal de regasificación en el
Banco Bermeo (coordenadas: 43°40' N, 8°18' W). (Fuente: Elaboración propia)
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
281
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
4.5.-Orientación de la terminal
Se realiza de manera que se ofrezca la menor resistencia a las fuerzas
ambientales, por lo que se diseña con la proa orientada al Noroeste (315°),
siendo probable la incidencia de olas en un cono de 45° centrado en esa
dirección (392° - 337°).
En la Figura 4.5.a, se incluye la rosa olas, que marcará la orientación
predominante de la terminal, por ser las fuerzas ambientales de mayor
magnitud. Las información en cuanto a olas, está tomada de la boya de Villano-
Sisargas (Ref.7), por no estar disponible información direccional para la boya
de A Coruña, más próxima al emplazamiento de la terminal.
A continuación, se incluyen en la Figura 4.5.b y 4.5.c las rosas de vientos y
corrientes respectivamente. La rosa de vientos, procede de mediciones
realizadas en la boya de A Coruña (Ref.5), mientras que las mediciones de
corriente están realizadas en el correntímetro de Cabo Silleiro (Ref.14), siendo
la información disponible más próxima al emplazamiento de la terminal.
En la Figura 4.5.d, se muestra la disposición de la terminal y la configuración
más probable de atraque de gaseros. La maniobra de aproximación al muelle
de atraque, situado 500 m a popa de la terminal, se produce en la mayoría de
los casos con las olas de proa, de manera que existe un buen control de la
maniobra con remolcadores.
Un fallo en la aproximación a la terminal conduciría al alejamiento del gasero.
de atraque debe producirse por el costado de babor, de forma que la costa
permanece en la banda contraria. EI muelle tiene la capacidad de rotar sobre
un eje movido por hélices transversales.
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282
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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Figura 4.5.a.- Rosa de olas (condiciones normales) esperadas en la zona de
operación, tomadas de la Boya de Villano-Sisargas. (Ref.7)
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283
i
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
Figura 4.5.b.- Rosa de vientos esperados en la zona de operación, tomadas
de la Boya de A Coruña (Ref.S)
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284
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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Figura 4.5.c.- Rosa de corrientes esperadas en la zona de operación,
tomadas de la Boya de Cabo Silleiro (Ref.14)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Direcfor tesis: D.Alfonso García Ascaso
285
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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CORRIENTE tierra
Gaseod uctos exportación a
Sector de ^^ dirección de olas `^ predominantes
Buque gasero en maniobra
aproximación
Figura 4.5.d.- Configuración de terminal y descarga más
probable de buques gaseros. (Fuente: Elaboración propia)
Durante la descarga, cuando el viento ataca por el Sur, la resultante sobre la
superficie bélica del gasero tenderá a aproximarlo al muelle de descarga,
contribuyendo de esta forma a que éste se mantenga en posición. Cuanto por
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286
^ ^_ _^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICAC16N DE GAS NATURAL i ^Sección 5.- Caso práctico
^
el contrario ataca por el norte, la tendencia será a alejar el gasero del muelle,
en cuyo caso podría ser necesaria la participación un remolcador.
EI diseño de la terminal, con proa y popa redondeadas para mejorar el flujo de
olas a su alrededor, permite el atraque de un buque de suministro en el costado
de estribor, que es normalmente el resguardado del viento, y el atraque de un
remolcador de estancia permanente en la terminal, en el costado de babor.
Otros remolcadores que pudieran ser necesarios durante las maniobras de
atraque, tendrán base en puertos próximos (Cedeira, Ferrol o A Coruña).
Se dispone la acomodación en la zona de popa, de manera que el viento
predominante aleje de ella el humo que se produzca como consecuencia de un
incendio en la zona de proceso. Por las mismas razones, se instala el mástil de
venteo (flare) en la zona de proa.
5.- Diseño de la terminal
5.1 Aspectos marinos
Se anticipa que las dimensiones de la terminal serán 249 x 70 x 45 m.
La geometría de una terminal de descarga de LNG de gravedad debe
satisfacer 4 premisas básicas:
i) Disponer de una capacidad de almacenamiento de LNG adecuada, en
un número de tanques de acuerdo con la filosofía de operación del
cliente, de geometría y configuración aceptable para el suministrador de la
tecnología de contención.
ii) Volumen para lastre (agua de mar o laste fijo de alta densidad) suficiente
para compensar los momentos de vuelco a los que se verá sometida la
estructura por efecto de las olas. Los desplazamientos en el plano se
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 287Escuela Politécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
corrigen por acción de faldones de adecuada altura insertados en el
terreno.
iii) Geometría hidrodinámica, para ofrecer la menor resistencia posible en
la dirección predominante de las cargas ambientales.
iv) Constituir una plataforma de atraque segura para buques gaseros,
suministrando cierto grado de apantallamiento de olas incidentes durante
la descarga.
En cuanto a la terminal del asunto, la cuarta característica no es de
cumplimiento obligatorio para la terminal propuesta en esta sección, ya que el
atraque se realizará en un muelle autónomo localizado a 500 m de la misma.
Las dimensiones de las 4 terminales de gravedad (de hormigón) en fase de
proyecto en la actualidad se recogen en la tabla de la Figura 5.1.a.
Proyecto Prof. Volumen Dimensiones en m Relación
(Promotor) (m) (m3) (LxBxH) LIB
Port Pelican 1 25.30 2 x 165,000 400 x 89 x 57 4.49
(Chevron Texaco)
GNL Mar Adentro 2 20.00 2 x 125,000 320 x 55 x 38.5 5.82
(Chevron Texaco)
North Adriatic LNG
3 Terminal 23.00 2 x 125,000 180 x 88 x 33.5 2.04
(Exxon Mobil)
Gulf Landing4 18.00 m 2 x 90,000 338 x 75.6 x 34.6 4.47
(Shell)
Figura 5.1.a.- Dimensiones de proyectos de terminales de LNG
de gravedad de hormigón (Fuente: Elaboración propia)
Se destaca que destaca que no se pueden trasladar directamente las
conclusiones derivadas de la tabla anterior a lo que debería ser una terminal de
^ Tesís doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
288
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
gravedad de acero, por tener este material unas peculiaridades distintas en
cuanto a sus propiedades mecánicas y la naturaleza de los centros de
producción. No obstante, se observa en la tabla que, en general, las terminales
de gravedad tienen normalmente mangas importantes, normalmente entre 75 y
90 m, y esloras superiores a las de un buque gasero, mayor de 200 m, que
atraque sobre ellas. La excepción a esta norma es la terminal North Adriatic de
Exxon Mobil.
i) Dimensionamiento básico de la terminal
Es norma habitual en el la construcción de proyectos de entidad el transferir
parte del trabajo a realizar a la industria loca, de manera que contribuya a su
enriquecimiento y, al mismo tiempo, se limen asperezas de carácter social. Es
importante por lo tanto conocer las limitaciones constructivas de los astilleros
de la zona Gallega.
Para acometer este proyecto, el más adecuado sería el astillero de IZAR
situado en Fene, antiguamente conocido como ASTANO, dentro del grupo de
Astilleros Españoles. Dicho astillero, especializado en offshore desde 1984,
cuenta con gradas de lanzamiento en las que la limitación en manga es del
orden de 100 m y 350 m en longitud. En cuanto al puntal, es recomendable no
exceder alturas del orden de 45 m por razones de instalación de pesos en
cubierta empleando las grúas de servicio de las gradas y grúa pórtico de 800 t
de capacidad.
Finalmente, dado que no se prevé la instalación del muelle de descarga sobre
la terminal, se recomienda por razones hidrodinámica y reducción de
momentos de vuelco transversales, que la relación Eslora/Manga sea baja,
preferiblemente entre 3.5 y 4.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
289
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
A continuación, se procede al encaje inicial de las dimensiones principales de
la unidad y configuración de tanques.
Una de las dimensiones más importantes en este tipo de terminales es la
manga, dado que en caso de que fuera demasiado grande, se limitaría el
número de astilleros que podrían optar a su construcción. En general, una
manga de 70 m se considera aceptable para al menos disponer de 5 astilleros
offshore ofertantes, de los cuales, con toda probabilidad, el grupo IZAR sería el
único constructor Europeo.
En cuanto al puntal, se establece un mínimo para evitar que se produzcan
salpicaduras d, igual a 32.50 m, calculado de la forma siguiente:
H min = Profundidad + Marea máx. + Asentamiento + Margen
Salpicaduras + Cresta máxima (Pr=100 años- maxinal; Hs*1.6/2. Hs=10.66 m)
= 18.00 + 4.00 + 0.50 + 1.50 +(8.53) = 32.53 m
Los tanques de carga, serán 2 de construcción en membrana, patente
Technigaz-Gaztrasnport, adecuados para construcción en astilleros,
empleando el sistemas de aislamiento que utilizan los gaseros construidos por
IZAR, No96, de manera que existe una fábrica de cajas de este tipo de
aislamiento en Sestao y montadores cualificados. EI espesor de la membrana
es de 530 mm. EI aislamiento interior será perlita, obteniéndose una tasa de
evaporación similar a la de los buques gaseros, del orden del 0.120 %, si bien
elevada comparada con la que se obtiene en tanques terrestres del 0.05%. La
utilización de tanques de membrana es muy adecuada para terminales tipo
GBS, donde no se produce movimiento de líquidos en su interior dado que
están apoyadas en el fondo marino, y permite la localización de la planta de
proceso sobre ellos, cosa que no puede conseguirse con tanques de esferas,
dado que sobresalen por encima de la cubierta.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
290
^^^^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 5.- Caso práctico i i
Una vez fijada la manga, considerando tanques laterales para lastre de 10 m
de ancho, quedan disponibles 50 m para el tanque de LNG (70-2x10= 50 m).
Es importante destacar que son necesarios grandes volúmenes de lastre en
este tipo de terminales, como se demostrará más adelante.
En cuanto a las dimensiones en altura, se tratará de mantener las proporciones
de tanques habituales en los gaseros de mayor tamaño. Los construidos
recientemente por el grupo IZAR de 138,000 m3, tienen dimensiones del orden
de 27.50 m en altura y 38 m de ancho, con un volumen de 34,500 m3, 4 veces
inferior a los tanques del proyecto de terminal de regasificación.
Si se mantiene la proporción, para una manga del tanque de 50 m, su altura se
calcula: 50 m x(38/27.5) = 36.18 m^ 36 m. Se consideran chaflanes tipo
tolva en las esquinas del tanque de 5x5 m, para contribuir a la expansión y
contracción térmica y por flexión debido a las condiciones de carga del tanque.
Una sección transversal de estas características, tendría un área de 1666 m2,
descontando 530 mm por espesor de aislamiento.
Para un volumen neto de 150,000 m3, la dimensión en eslora se calcula de la
forma siguiente: 150,000 m3/1666 m2 = 90.03 m. A esta longitud, hay que
sumar el espesor del aislamiento en los extremos: 90.03 + 0.53x2 = 91.09 ^
que se aumenta a 92 m, por lo que su volumen neto es de 151,500 m3.
La configuración de la zona de carga queda por lo tanto definida si
establecemos una altura del doble fondo del orden de 6 m, y tanques de doble
techo de 3 m, con 4 en el centro al disponer 1 m de brusca. Los espacios
cofferdam entre tanques se disponen de 5 m, como se muestra en la Figura
5.1.b.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 291Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Figura 5.1.b.- Sección transversal de terminal offshore propuesta
(Fuente: Elaboración propia)
Una vez dimensionada la zona de carga, se extiende el hacia la proa, a la que
se le da curvatura parabólica por razones hidrodinámicas . Los tanques que
delimita, se emplean para lastre.y tienen 20 m de longitud. Sobre ellos, se situa
la torre de venteo (flare). En la zona de popa, se localizara la acomodación y
otros servicios por lo que se amplia el flotador hasta una longitud de 35 m, con
un cofferdam de separación con el tanque de carga de 5 m de longitud, como
se muestra en la figura 5.1.c. Las dimensiones de la terminal son por lo tanto,
249x70x45 m, con 1 m de brusca para conducir las aguas de Iluvia y posibles
embarques de mar al costado para su recogida y tratamiento. Las relación
eslora/manga, igual a 3.55, del orden de magnitud de lo previsto, así como el
puntal, desde un punto de vista práctico para construcción en astilleros.
ii) Determinación de la capacidad de lastre necesaria
EI siguiente paso consiste en establecer si la capacidad de lastre es la
suficiente para garantizar la estabilidad frente a momentos de vuelco
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292
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
generados por las olas que se aproximen transversalmente a la terminal. La
determinación precisa de la magnitud de dichos momentos cae fuera del
alcance de esta tesis doctoral, ya que requeriría la modelización de la carena y
condiciones ambientales de la zona de operación empleando sofisticados
programas de cálculo de difracción tridimensional, como por ejemplo el
SESAM-WADAM, o técnicas CFD.
No obstante, el autor posee información de resultados de cálculo aplicados a
una GBS en una zona de características ambientales extrapolables a este caso
particular (Ref.15). EI principal objetivo de la extrapolación es identificar cual es
el volumen de lastre necesario para garantizar la estabilidad frente a los
momentos de vuelco. En la Tabla de la Figura 5.1.d, se comparan las
características ambientales de la zona geográfica de operación del proyecto de
referencia, comparándolas con las del proyecto en la costa gallega.
Es importante destacar que, dado que el muelle de descarga no se localiza en
la propia terminal, la orientación de la misma es aquella que le resulte más
hidrodinámica frente a las cargas ambientales, es decir, de proa.
Esta no es la práctica habitual. Dado que en terminales de gravedad los
buques gaseros atracan sobre la terminal, se pretende conseguir cierto
apantallamiento y protección del gasero que está descargando, por lo que la
terminal se posiciona de la manera más desfavorable para ella, es decir, de
través a la dirección predominante de las olas. Ello implica unos momentos de
vuelco muy severos.
Un estudio más detallado de este proyecto en una fase posterior, aconseja
estudiar con mayor detalle la conveniencia de asumir las cargas más
desfavorables de las olas en el sentido transversal de la terminal, como se hará
con objeto de posicionarse en la hipótesis de cálculo más conservadora.
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293
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
ĉ
^^1^^^^^^^1
^
^
Figura 5.1.c.- Perfil y planta de terminal offshore propuesta
(Fuente: Elaboración propia)
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294
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Pr.=1 año Pr.=100 años
Parámetro Proyecto Banco Proyecto Banco
Referencia Bermeo Referencia Bermeo
Hs 2.80 1.50 9.10 10.66
Tp espectral 7.50 9.00 14.60 -
H máxima 4.90 2.62 15.90 18.60
T máx 6.90 10.00 15.50 -
Figura 5.1.d.- Comparativa entre condiciones ambientales de
un proyecto de referencia frente a las existentes en Banco Bermeo.
(Fuente: Elaboración propia)
Como se puede apreciar en la Tabla 5.1.d, las olas en la zona gallega tienen
habitualmente menor altura, pero un período son más largas cuando se
observa la información con período de retorno de 1 año, por lo que extrapolar
información del proyecto de referencia estaría del lado conservador. Sin
embargo, en lo relativo a información con período de retorno de 100 años, se
observa que las olas en la zona gallega son ligeramente más restrictivas que
las que se producen en la zona correspondiente al proyecto de referencia.
Para compensar el efecto anterior, se considerará un coeficiente de
mayoración de fuerzas de un 10%, si bien solo se aplicará para aquellas que
actúan en sentido longitudinal y vertical, ya que, como se aprecia en la Rosa de
Olas de la Figura 4.5.b, las olas en la zona de operación, debido a su
proximidad a tierra, son altamente direccionales, por lo que las que se
aproximan a la terminal de manera transversal, son de magnitud
considerablemente inferior. Con respecto a los momentos, solo se considera el
cálculo del momento de vuelco, por resultar los momentos en el resto de los
ejes de menor importancia, al ser compensados fácilmente al tener la
estructura mucha mayor inercia al giro en esos ejes.
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295
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En la Tabla de la Figura 5.1.d, se comparan las características principales de la
terminal de referencia a efectos de extrapolación, comparadas con las de la
terminal objeto de este estudio.
Banco Proyecto
Bermeo Referencia
Eslora (m) 249.00 315.00
Manga (m) 70.00 70 - 80 m
Puntal (m) 45.00 33.00 - 42.50
Calado Máximo (m) 22.00 24.85
VCG con carga mínima(m) 20.00 18.00 m
Figura 5.1.d.- Comparativa de dimensiones del proyecto objeto de este
estudio, en Banco Bermeo (izquierda) y el proyecto de referencia (derecha)
EI sistema de ejes de referencia, se muestra en la Figura 5.1.e.
Figura 5.1.e.- Sistema de referencia empleado
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296
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
EI parámetro de extrapolación que se usará para determinar las fuerzas
ambientales sobre la plataforma objeto del estudio es la proyección de la
superficie en el plano en el que se ejerce la fuerza, afectadas las fuerzas
resultantes por el coeficiente de mayoración del 10% en el eje "X" y"Z".
Los parámetros de interpolación se calculan de la forma siguiente:
- C Fx2: Fx1 * Rel. Área Secc.Transv. +10% = 1.1 *(70*22)/(80*24.85) = 0.85
- C Fy2: Fy1 * Rel. Áreas Longitudinales =(249*22)/ (315*24.85) = 0.70
- C Fz2: Fz1 * Rel.Planos Agua +10% = 1.1 *(249*70)/(315*80) = 0.76
- C Mx2 = C Fy2*brazo2/brazo1 = 0.70 *(20/18)*(22/24.85) = 0.69
Brazo2 = ( Brazo1) * (VCG2 / VCG1) * (T2/T1) ^ Brazo2/Brazo1 = (VCG2/VCG1)*(T2/T1)
Los resultados de cálculo, y los parámetros de extrapolación se muestran en la
Figura de la Tabla 5.1.f.
Fx Fy Fz Mx (MN) (MN) (MN) (MN*m)
Proy. Referencia (Pr.= 100 años) 210 551 981 7,856
Proy. Referencia (Pr.= 10,000 años) 542 1,956 1,392 33,500
Coeficientes de Extrapolación C 0,85 0,70 0,76 0,69
Banco Bermeos (Pr.=100 años) 179 386 745 5,420
Figura 5.1.f.- Extrapolación de fuerzas y momentos
sobre la terminal. Olas regulares cresta larga (Fuente: Ref. 18)
Asumiendo que el terreno donde se asienta la terminal de referencia y la del
proyecto tiene propiedades mecánicas similares, objeto de comprobación en
una fase de proyecto superior, se determina el área necesaria de los faldones
de acuerdo a los coeficientes empleados en la tabla 5.1.f para estimar la
superficie necesaria en el eje "X" e"Y": La Terminal de Referencia cuenta con
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297
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
una superficie de faldones en eje X: de 3850 m2 y en el Eje Y: 9765 m2.
Aplicando los coeficientes necesarios, se calculan las superficies requeridas
para la terminal objeto de este estudio:
- Superficie mínima en eje x= C Fx * 3850 m2 = 3273 m2
- Superficie mínima en eje y= C Fy * 9765 m2 = 6836 m2
Con una altura de faldones de 7 m, y la configuración propuesta en la Figura
5.1.g, se determinan las áreas disponibles, para comprobar si son superiores a
las necesarias:
- Sup.disponible en eje x= 7 x (70m x7m) = 3430 m2 > 3273 m2 ^ OK
- Sup.disponible en eje y= 5 x (214m x7m) = 7490 m2 > 6836 m2 ^ OK
Por lo tanto, se considera adecuada la disposición de faldones en esta etapa
de proyecto. EI dimensionamiento de los faldones, debe realizarse en base a
notas técnicas propuestas por distintos organismos, tales como ISO 19901
4:2003, "Geotechnical and foundation design considerations" e ISO 19903,
"Fixed concrete structures". Los documentos anteriores, son básicamente
descriptivos, siendo necesario para el cálculo más preciso el uso de
reglamentación y prácticas recomendadas como por ejemplo las notas de
Clasificación 30.4 "Foundations" de DNV (Febrero 1992). Las Reglas
Canadienses, son también en bastante claras y útiles, como la S472. Otro
documento muy conciso es el FIP/6/2 (Fereration Internationale de la
Precontrainte, 1979) para estructuras de gravedad en el Mar del Norte.
A continuación, se procede a la determinación del volumen de lastre necesario
para garantizar la estabilidad frente al momento de vuelco. Para ello, se
establece una de las configuraciones posibles más desfavorables de
inestabilidad al vuelco, que es aquella en la que los tanques de carga se
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
encuentran vacíos., con un volumen mínimo para garantizar su enfriamiento,
establecido normalmente en 1.5 m de columna de LNG.
2,4000
20000 __ 48000 49000 49000 24000 24000
0 ^^ o
0 ^ n
^
^ ó
ó0
^i
n ^ ó
I ^
/ / 1
^ o 0
/i o
Figura 5.1.g.- Configuración de faldones. (Fuente: Elaboración propia)
Como parámetros ambientales se seguirá el criterio de ABS, consistente en
emplear las fuerzas ambientales con Período de retorno de 100 años y aplicar
posteriormente un coeficiente de seguridad de 1.5 para las fuerzas ambientales
y de 2 para el diseño de faldones. (Ref.16).
EI criterio de DNV por el contrario, requiere la utilización de los parámetros
ambientales con período de retorno de 10,000 años, sin emplear coeficientes
correctores (Ref.17). Se selecciona el criterio de ABS dada la dificultad de
extrapolar valores fiables para un período de retorno de 10,000 años.
Para establecer la reacción sobre el terreno en la condición más desfavorable,
es necesario conocer el estado de pesos y empujes en dicha condición.
En la Tabla de la Figura 5.1.h, se muestran los pesos de la terminal de
referencia comparados con los de la terminal en estudio, calculados por
número cúbico o cálculo directo según el corresponda:
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299
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Terminal de Terminal Banco
Referencia Bermeo
Rosca (t) 90,011 76,573
LNG (t) 6,328 2,750
Agua de Mar (t) 325,847 179,877
Lastre sólido (t) 286,252 291,000
Varios ( t) 866 800
Peso TOTAL ( t) 709,304 551,000
Tabla 5.1.h- Estado de pesos de la terminal de referencia
y la situada en los Banco Bermeo
La reacción sobre el terreno, se calcula para resistir la mayor de las fuerzas En
la Tabla de la Figura 5.1.f, se indican las fuerzas y momentos resultantes sobre
la estructura de referencia, resultantes. La condición más restrictiva de vuelco
resulta cuando se combina el efecto de las fuerzas verticales con el del vuelco
(Ver Figura 5.1.i). La reacción necesaria para contrarestar este efecto se
calcula a continuación empleando un coeficiente de mayoración de fuerzas
ambientales de 1.5.
Figura 5.1.i.- Configuración de fuerzas en riesgo vuelco máximo
(Fuente: Elaboración propia)
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300
^_
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico ^ ^^
^
Fz = 73,085 t (745 MN)
Mx = 531,702 t*m (5,420 MN*m)
Sum Mom. ^ 1,5 * Fz*B/2 + 1,5 * Mx = R* B/2 ^ R= 1,5 Fz + 3*Mx /B
R= 1,5 * 73,085 + 3* 531,702 / 70 = 132,054 t(reacción necesaria)
A continuación, se calcula la reacción disponible y el volumen requerido para
lastre fijo (Densidad 2 t/m3) . En el caso de que todo el volumen de lastre fuera
agua de mar, la reacción disponible sería al calado Máximo de 22 m(=18 m+
4 m de marea):
Peso = 80,123 t+ 320,990 m3 * 1025 t/m3 = 409,138 t
Empuje = 249 x 70 x 22 x 0,95 x 1,025 = 373, 394 t
Reacción disponible = 409,138 - 373,394 = 35,744 t< 132,054 t^ Insuficiente
En el caso de que la mitad de los tanques laterales y todo el fondo fueran lastre
fijo (145,500 m3), quedando el resto (175,490 m3) destinado a agua de mar, la
reacción se calcula:
Peso = 80,123 t+ 145,500 m3 * 2.000 t/m3 + 175,490 m3 * 1.025 t/m3 =
= 551,000 t
Reacción disponible = 551,000 - 373,394 = 177,606 t > 132,054 t-^ Ok.
Por lo tanto, la configuración lastre fijo/ lastre sólido, queda definida como se
indica en la Figura 5.1.c, donde el color marrón representa lastre sólido, y el
color azul lastre líquido de agua de mar con productos inhibidores de la
corrosión o sistemas de protección catódica y biocidas. Es importante destacar
que no se han empleado como espacios de lastre los tanques de doble techo ni
los cofferdam verticales en el computo anterior, y en caso de ser necesario,
podrían prepararse para ser usados como tanque de trasiego, si bien no se
• Tesis doctoral - Ingeníería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 301
Autor D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
considera a priori necesario, ya que dado que los tanques de LNG estarán
normalmente con porcentajes de Ilenado superiores a los empleados en el
cálculo de la reacción, no será necesario que el resto de los tanques de carga
estén completamente Ilenos, pudiéndose emplear uno de ellos para realizar
trasiegos de agua para inspección.
iii) Usos de lastres sólidos y líguidos
EI uso de lastre sólido en estructuras metálicas Ileva consigo problemas de
inspección, por lo que deben emplearse productos químicos que no sean
corrosivos, si ello fuera posible, que puedan extraerse por medios automáticos.
En este sentido, la industria está desarrollando productos tipo "gel", que
contengan partículas en suspensión y que puedan combinarse con otros
elementos para reducir su viscosidad en un momento dado y hacerlos
bombeables, y calentamiento y agitación.
En la tabla de la Figura 5.1.j, se hace referencia a los fabricantes más
relevantes de lastres sólidos para uso en instalaciones Offshore, así como del
estado de la tecnología de los productos que comercializan.
Fabricante Bombeable Rango Procedimiento Requisitos
(Nombre durante Precio Densidad Extracción Manten.
producto) instalación
Lafarge SI (Sólido en 100 t/h2.08- 3.2 No 100 euros/t
(Ballast Crete) 70 h) (mecánico)
Ballast Tech Inc. SI. (Sólido en2.0-5.2 mecánico No
(Perma Ballast) 24 h)
Figura 5.1.j.- Tabla comparativa de suministradores de lastre fijo.
(Fuente: Elaboración propia)
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302
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En la Figura 5.1.k, se incluyen imágenes del proceso de elaboración y
resultado final del lastre fijo "Perma Ballast". Es importante destacar que, a
pesar de su aspecto, su composición no contiene cementos.
Por otra parte, el uso de lastre de agua de mar como lastre "fijo", aunque
fácilmente bombeable, requiere el uso de agentes químicos que la inhiban para
reducir los efectos de la corrosión o en su lugar, sistemas de protección
catódica mediante ánodos de sacrificio. También son necesarios productos
adicionales que impidan la formación de bacterias y algas en los tanques.
Figura 5.1.k.- Proceso de elaboración del lastre fijo
Perma Ballast (Fuente: Ref.19)
En la tabla de la Figura 5.1.1, se listan algunos de los inhibidores de corrosión
existentes en el mercado, a lo que se añaden comentarios de interés para su
uso en el proyecto en estudio, donde el volumen de lastre líquido es del orden
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303
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
de 175,000 m3. Como conclusión de la lectura de la tabla mencionada, se
obtiene que la tecnología existente se encuentra más orientada a aplicaciones
de tipo industrial, como por ejemplo circuitos de agua de refrigeración, donde
los volúmenes a emplear son muy inferiores. Este hecho lo demuestra la
disparidad de opiniones en la información facilitada por distintos
suministradores. (Ref.20 y 21)
Concentración Volumen Precio Suministrador Tipo Mantenimiento
ppm Requerido Aproximado
12.6 Cortec VCI 645 7500 2 años 1200
euros/litro
Nalco EC11304A 240 - 77 m3
(Houston)
Nalco 2.2 N-7399 20 No 4 m3
(España) necesario euros/litro
Figura 5.1.1.- Tabla comparativa de inhibidores de corrosión.
(Fuente: Elaboración propia)
A la vista de lo anterior, se recomienda mayor investigación en colaboración
con suministradores seleccionados, o el uso de ánodos de sacrificio, si bien
deben estar diseñados para toda la vida de operación de la unidad, ya que de
lo contrario, su sustitución en ambientes Offshore resultaría extremadamente
complicada y penosa. En el caso de la terminal del asunto, la masa de ánodos
en tanques para una vida de 10 y 20 años se estima en 80 y 400 t, con un
coste aproximado de 0.25 y 1.5 millones de euros respectivamente.
Para la terminal del asunto, se recomienda la instalación de ánodos para 20
años de vida útil, igual que la vida de la terminal, con la confianza de que, en el
caso de que se extendiera el período de operación, para aquel entonces, la
tecnología de inhibidores estuviera totalmente desarrollada.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
304
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Con respecto a los biocidas, en la tabla de la figura 5.1.m, se adjunta una
comparativa entre distintos productos (Ref.22).. Es importante destacar, que es
preciso el suministro regular, por lo que es preciso disponer de mecanismos de
dosificación adecuados, independientemente del sistema empleado para
prevenir la corrosión.
Concentración Requisitos Volumen Precio Suministrador Tipo
(ppm) Manten. Requerido Aproximado
Nalco (Houston) EC6111A 100 - 15 m3
7.35 Nalco (España) N-7330 50 2 semanas 8 m3
euros/litro
Figura 5.1.m.- Tabla Comparativa de productos para prevenir la
formación de microorganismos en los tanques de lastre de la terminal en
estudio. (Fuente: Elaboración propia)
iv) Muelle de descarga
Las terminales Offshore, al igual que las terrestres, requieren un elevado grado
de disponibilidad, en este caso superior al 95%, para la descarga de gaseros, o
lo que es lo mismo, que se verifiquen las condiciones ambientales necesarias
para garantizar la conexión segura de un buque gasero.
Por razones expuestas en la sección 4.4, objeto de este estudio incorpora un
muelle de carga externo como el que se ilustra en la figura 5.1.m, localizado a
500 m a popa de la terminal y capaz de permitir la conexión en aguas de 18 m
de profundidad y alturas significativas de 4.5 m(Ref.23). La desconexión se
recomienda con olas de 5.50 m. EI muelle, de patente Bluewater que consta de
los elementos que se describen a continuación:
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305
^^^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 5.- Caso práctíco i ^
- Una estructura pilotada al fondo marino con un elemento de rodamiento s
("turntable") que permite la rotación un brazo rígido alrededor de ella. En la
parte superior de elemento pilotado al fondo marino, se dispone de una
cabina de control para el operador del muelle.
- Brazo rígido sumergido. Ligado a la estructura anterior, sobre la que tiene
la capacidad de girar ligado a ella. En el extremo opuesto del brazo, la
estructura se hace estanca para que el brazo permanezca en posición
horizontal. En el extremo final, la estructura contiene dos hélices de túnel
(una en stand-by), para ser empleadas durante la maniobra de atraque del
gasero. EI movimiento vertical del brazo por efecto de las olas es reducido a
consecuencia de un área en la flotación mínima.
- Estructura para transferencia de LNG, situada sobre el brazo rígido
sumergido, consistente en una grúa para conexión de mangueras
criogénicas al manifold del gasero.
Figura 5.1.m.- Muelle de descarga Offshore "Big Sweep"
(Fuente: Bluewater. Usado con permiso)
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Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
i
^ ^._ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i ^Sección 5.- Caso práctico
^
A consecuencia del sistema de conexión a la estructura pilotada, el brazo tiene
la capacidad de rotar 360°, de manera que, en todo momento, y de manera
pasiva, es capaz de orientarse a las condiciones ambientales más favorables.
La longitud del brazo rígido de 150 m, dotado de un sistema de defensas
neumático, es tal que permite adaptar el muelle a la eslora del buque gasero
que realizará la descarga, de forma que la grúa de conexión es capaz de
alcanzar el manifold en el costado de gaseros de tamaño medio y grande. La
maniobra de atraque de buques se produce con la ayuda de remolcadores. La
probabilidad de que el gasero impacte con la terminal durante el atraque se
considera reducida, ya que, al estar orientado a las condiciones ambientales,
en caso de una pérdida de control, tendería a alejarse de la terminal, como
demuestra el escaso número de accidentes que se producen en conexiones
similares, tipo SPM (Single-Point-Mooring), en la industria Offshore.
Por otra parte, se imponen una serie de normas en la maniobra de
aproximación, tales como que no se permite el atraque o desatraque de buques
gaseros si no se puede garantizar la visibilidad a 0.5 millas náuticas de la
terminal. Además, en un radio de 500 m(zona de seguridad), la velocidad del
gasero debe ser inferior a 3 nudos (1.54 m/s) y en 2 millas (3.22 km, zona de
precaución), la velocidad debe ser inferíor a 5 nudos (2.57 m/s).
Los sistemas de transferencia de fluidos consisten en 3 líneas de 20" que
emplean el sistema de conexión PIP (Pipe-in Pipe), dos de las cuales se
dedican a descarga de LNG, mientras que la tercera se emplea para retorno de
vapor, procedente de la terminal offshore (Ver Figura 5.1.n). EI sistema de
transferencia de fluidos está dotado de un mecanismo de desconexión rápida,
que debe utilizarse en casos excepcionales, tales como fallo de una conexión,
dificultades en el mantenimiento de la posición del gasero debido a efectos de
"fishtailing" (efectos de cola de pescado). La transferencia de líquido criogénico
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Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
a la terminal Offshore a 500 m, se realiza en dos conductos habitualmente de
24" para caudales de descarga de este orden de magnitud.
Figura 5.1.n.- Sistema de conexión del muelle de descarga
"Big Sweep" al manifold del buque LNG (Fuente: Ref.23)
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308
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
EI mecanismo de transferencia esta diseñado de tal forma que los tres brazos
de descarga son manipulados al mismo tiempo por medios mecánicos. Si bien
serían posibles conexiones individuales, no son recomendables por razones de
velocidad de desconexión y mayor requerimientos de personal involucrado en
la operación.
EI principio del sistema de manipulación consiste en soportar el extremo libre
de las líneas mediante un elemento rígido que mantiene una ligera tensión
vertical durante la descarga, compatible con los movimientos verticales de baja
frecuencia del muelle de descarga y Ios del buque gasero en los tres ejes. Las
cargas experimentadas por el sistema de manipulación durante su uso, son
similares a las que tienen lugar en operaciones estándar Offshore.
La capacidad de descarga de la terminal es de 10,000 m3/h, un 17% inferior a
la que existe habitualmente en terminales terrestres (12,000 m3/h), lo cual Ileva
asociado proporcional en el tiempo de descarga del gasero.
EI sistema de accionamiento de todos lo sistemas a bordo del muelle de
descarga es eléctrico o eléctrico-neumático. La potencia necesaria se genera
empleando un motor diesel con sistema de inyección mixto fuel-gas, si bien en
condiciones normales la operación se realiza con gas procedente de la línea de
retorno de vapor de la terminal Offshore.
La conexión con la terminal se realiza a través de dos conductos criogénicos
submarinos enterrados 1 m en el lecho marino, uno de los cuales se emplea
para la exportación del gas a tierra a la presión de descarga del gasero,
mientras que el segundo sirve de línea de retorno de vapor a la terminal. Es
importante destacar que el conducto que transporta líquido criogénico se
diseña con criterios de resistencia de esfuerzos térmicos, sin entrar en
consideraciones de eficiencia térmica, dado que el LNG que circula a través de
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309
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
él será gasificado posteriormente. Es por esto, que no se supera ninguna
barrera tecnológica con la imposición de este tipo de sistema de conducción.
EI período de descarga medio de gaseros grandes de 220,000 m3 (futuros) es
de 30 horas, que incluye 8 horas de conexión / desconexión y 22 h de descarga
(220,000 m3/10,000 m3/h = 22 h). Para gaseros de 138,000 m3, es de 22 h.
La velocidad de agotamiento de los tanques de la terminal, estimada en base a
su capacidad nominal (417 MMscfd - 816 m3/h), se calcula:
T= 300,000 m3 / 816 m3/h = 367 h(aprox. 15 días)
Se estima que el buffer de capacidad de la terminal debe ser del orden del 30%
del tiempo de agotamiento; Buffer = 0.3 * 367 h= 110 h(aprox. 4.5 días).
Por lo tanto, la frecuencia de descarga de gaseros debe ser de
aproximadamente 15 - 4.5 = 10 días.
5.2 Planta de proceso
En la Figura 5.2.a, se incluye un esquema simplificado del proceso de la
terminal objeto del estudio, que puede compararse con el del la Figura 1.a de la
Sección 2 para una instalación terrestre.
i) Resumen de proceso
Cuando un buque de transporte comienza a descargar LNG en la terminal, este
fluye hacia los tanques. Desde ahí, se recoge LNG y se bombea hacia las
instalaciones de proceso empleando bombas de baja presión en el interior de
los tanques. Dichas bombas, son del tipo centrífugo con motor sumergido,
instaladas en troncos verticales en los tanques de carga.
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310
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
A continuación, las bombas de alta presión dirigen el líquido criogénico hacia
los vaporizadores a una presión del orden de 82 bar. Cada una de las bombas
se encuentra directamente acoplada al colector de un vaporizador.
La vaporización tiene lugar a alta presión en el interior de los vaporizadores,
empleando agua de mar como fluido para intercambio de calor con el LNG.
EI LNG accede al vaporizador por la parte inferior en el interior de tubos de
aluminio, mientras que el agua se desliza por el exterior de los tubos, causando
el cambio de estado del LNG, de manera que los vapores son recogidos en un
colector en la parte superior del vaporizador. La diferencia de temperatura entre
la salida y entrada del agua de mar es entre 9 y 12°C.
EI agua de mar captada para su uso en vaporizadores, se trata químicamente
empleando una unidad donde se le suministra hipoclorito sódico para minimizar
el crecimiento de organismos marinos en los tubos del vaporizador.
EI gas vaporizado se regula e inyecta en gaseoductos submarinos para su
transporte empleando en este caso 2 conductos en el costado de la terminal.
Previamente a la inyección, el gas se calienta en intercambiadores de calor
para evitar la formación de hidratos en el interior del gaseoducto. Dichos
intercambiadores de calor, de los que habrá 3, estando uno en stand-by,
funcionan con agua de mar como fluido caliente.
Durante los meses más fríos del invierno, el agua de mar se calienta en una
pequeña caldera dispuesta para tal fin. EI gas inyectado en gaseoductos se
hace pasar a través de unidades de regulación y medida para comprobar su
volumen y proceder a un análisis cromatográfico para verificar su composición.
Para satisfacer los requisitos de generación de potencia se emplean dos
turbinas duales "fuel-gas", capaces de funcionar con diesel cuando no se
dispone de gas natural. Además, existe una tercera turbina en stand-by.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Direcfor tesis: D.Alfonso García Ascaso
311
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Muelle descarga Otros consumidores Turbinas gas
10,000 m31h 3x4MWt 5.5 bar
Í ^Fuel 30 bar I 1
Gas
Línea ^^Z Retorno
1 Motor fueUgasVapor 1 2 3 500 kW
8.5 MMscfd LNG 1x 20" 3 x 3500 kglh 2x24' Compresores
Boil-Off Gaseoducto Relicuador 6 bar a consumo
i^ 2x 420MMscfd
Tanque1 Tanque 2 3x550 m31h 3x550 m31h 80 bar
0°C
RM Vaporizadores ORV
Sx150tlh I I^ 12 x 325 m31h
1 2 3 Cal en-Bombas H.P. ^^ 82 bar ta dor
®^^^^ 4 6^^^® 5
Captación agua mar 5 x 5000 m31h
YaporizadorHipo r------1-------1---^--^
dorito S CY
Expulsión Agua mar 1x 75 tlh
^*4+ mar ^ ii ^ ^ ^ ^^ ♦ ^ ♦ i^ ^^ mar
Figura 5.2.a.- Esquema de proceso de la Terminal objeto del estudio.
(Fuente: Elaboración propia)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 312 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso ^arcía Ascaso
^^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL
Sección 5.- Caso práctico i ^
•
EI exceso de gas de gas evaporado en los tanques de carga debido a las
pérdidas de calor, "boil-off', se comprime con los compresores dispuestos para
tal fin, una vez enviado el requerido por la línea de retorno a buques (en caso
de que haya descarga), antes de ser enviado al relicuador, donde se condensa
con LNG subenfriado, o se consume como fuel gas de baja presión.
ii) Dimensionamiento equipos principales
Nota preliminar: Siempre que se hace referencia a volúmenes de gas,•
estos son expresados en metros cúbicos "normales", es decir, en
condiciones normales de presión (1 atmósfera) y temperatura (22°C).
Para obtener el volumen a otra presión, debe emplearse la siguiente ley:
Presión*Volumen /Temperatura = constante.
• Bombas criogénicas de pozo profundo en tanques de LNG. Se
instalan 3 bombas en cada tanque, con capacidad de alimentar el caudal
consumido por los vaporizadores. En este caso, la demanda máxima es
de 750 t/h (1640 m3/h). Cada tanque debe ser capaz de satisfacerla por
si mismo, por lo que las bombas deben tener una capacidad de al
menos: 1640 m3/h / 3= 547 m3/h. Se instalan por lo tanto, 6 bombas de
550 m3/h cada una, estando 3 en cada tanque. La presión será la
necesaria para hacer Ilegar el fluido hasta las bombas booster a una
presión de 6 bar. EI peso estimado de cada bomba es de 3 toneladas (6
toneladas en operación).
• Bombas Booster de Alta presión. Toman el líquido fluido criogénico de
y lo elevan hasta la presión del vaporizador, algo superior a la de la red.
En este caso, la red de inyección será de 80 bar, como en muchos
gaseoductos en España, por lo que las bombas deben elevar la presión
hasta aproximadamente 82-85 bar.
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Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Se suelen instalar dos bombas del 100% por cada vaporizador. Como en
este caso hay 6 vaporizadores de 150 t/h (325 m3/h), se instalan 12
bombas de 325 m3/h @ 82 bar, quedando 2 de ellas en stand-by (al
igual que un vaporizador).
EI peso de cada bomba es de aproximadamente 7 toneladas (14
toneladas en operación).
• Vaporizadores. Se diseñan a medida para cada proyecto. Se escogerá
una capacidad unitaria de forma que en la demanda máxima estén todos
operativos al 100%, quedando uno de reserva. EI orden de magnitud de
dimensión en este tipo de plantas es de vaporizadores entre 120-190 t/h.
Se seleccionan 6 vaporizadores tipo ORV ("Open Rack Vaporiser") de
150 t/h cada uno, de forma que 1 de ellos permanezca en stand-by.
En la tabla de la Figura 5.2.b, se muestra el nivel de funcionamiento de
cada vaporizador en cada Fase de la explotación de la planta terrestre
de Reganosa:
Nominal Pico
250 t/h 500 t/h
Fase I 1 vaporizador 100% 3 vaporizadores 100%
1 vaporizador 66% 1 vaporizador 33%
375 t/h 750 t/h
Fase II 2 vaporizadores 100% ^jvaporizadores 100%
1 vaporizador 50%
Figura 5.2.b.- Esquema de funcionamiento de vaporizadores.
(Fuente: Elaboración propia)
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314
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
EI tamaño de cada vaporizadores es del orden de 20x17x10 m, con un
peso 29 toneladas cada uno.(55 t en operación)
Asimismo, se instala un vaporizador de combustión sumergida (SCV)
para aumentar la flexibilidad de la terminal y su uso ocasional en épocas
de invierno, donde la temperatura del agua de mar es muy baja,
flexibilidad en demandas de pico, etc Su capacidad se estima en la mitad
de la de un vaporizador de ORV, es decir 150/2 = 75 t/h.
Sus dimensiones son de 8x6x7 m y su peso estimado 40 t. (500 t en
operación). Este vaporizador Ileva instalada una bomba de vaciado de
50 m3/h y 1 tonelada de peso.
• Bombas de agua de mar. Suministran el caudal necesario para el
funcionamiento de los vaporizadores de del tipo ORV depende mucho
de la diferencia de temperaturas máxima admisible entre el agua que
accede al vaporizador y la que lo abandona. Como se puede comprobar
en base a información facilitada en otros capítulos para plantas que
emplean el mismo tipo de vaporizador, en tierra, el consumo de agua en
vaporizadores es muy superior (del orden del doble), del que se emplea
en unidades Offshore para vaporizadores de capacidad similar,
consecuencia de una reglamentación ambiental más exigente en cuanto
a la temperatura admisible de liberación de agua fría al mar, como se
comprueba a continuación:
i) Una terminal terrestre de 4.5 bcmy (435 MMscfd), con
vaporizadores ORV funcionando 2 x 150 t/h (Sección 2, Apartado
2.4), consume 6,000 m3/h por vaporizador, lo cual da lugar a un
ratio de 40 m3 de agua por cada t/h. La diferencia de temperatura
de entrada y salida del agua del evaporador es de 5°C. EI ratio
anterior, se reduce a 11 m3 de agua por tlh, si se emplean
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
vaporizadores del tipo de IFV, si bien el consumo eléctrico para su
funcionamiento es muy superior. (Ref.30)
ii) Una terminal Offshore de 10.5 bcmy (1000 MMscfd), emplea
vaporizadores 5 x 172 t/h, consumen cada uno 3,600 m3.
(Sección 3, Apartado 2.7. Proyecto Compass LNG Terminal), lo
cual da lugar a un ratio de 21 m3 de agua por cada t/h. La
diferencia de temperatura de entrada y salida del agua del
evaporador es de 11.5 °C.
Una referencia similar encontramos en el proyecto Energy Hub,
donde 8 x 175 t/h vaporizadores consumen 3,300 m3/h cada uno
(Sección 3, Apartado 3.2), lo cual da lugar a un ratio de 18.8 m3
de agua por cada t/h. La diferencia de temperatura de entrada y
salida del agua del evaporador es de 12 °C.
Teniendo en cuenta el tipo de vaporizador y el clima frío gallego (T
diseño agua mar 12°C), se estima un consumo de 25 m3/(t/h), lo que da
lugar al siguiente caudal de refrigeración:
QI =(5 vaporizadores 100% x 150 t/h) x 25 m3/(t/h) = 18,750m3/h
Este tipo de bombas suelen ser de volumen del orden de 5,000-6000
m3/h, se estiman necesarias 5 bombas de 5,000 m3/h, de forma que 1
permanezca en stand-by. Por lo tanto el caudal entregado por 4
bombas al 100% es:
4 x 5000 m3/h = 20,000 m3/h > 18,750 m3/h -^ Ok
EI peso de cada una de estas bombas es de 50 t(100 t en operación).
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316
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
• Inyección de hipoclorito sódico en el agua. La concentración del
efluente, debe contener menos de 5 ppm de hipoclorito.
• Gaseoducto a tierra. Se instalan 2 de capacidad 420 MMscfd cada uno,
de forma que durante la FASE I(nominal y pico) solo esté operativo el
primero, quedando el segundo para la FASE II. Previamente al
gaseoducto, se instala una unidad de regulación y medida R-M
• Compresores de Boil-Off. EI exceso de evaporación que se produce en
los tanques se envía al compresor de boil-off, para su inyección en el
recondensador. La tasa de evaporación esperada es de 0.120%-día, por
lo que el gas generado se calcula:
E= 0.120% *( 150,000 m3-liquido* 2 tanques)/24 h= 15 m3-líquido/h
= 15 m3-liquido/ h* 600 m3-gas/1 m3-liquido = 9,000 m3-gas/h
Por lo tanto, los compresores, en la condición de mayor evaporación,
deben ser capaces de comprimir 9000 m3/h a una presión ligeramente
superior a la de admisión en las bombas de alta presión, que suele ser
de 4.5 bar. La unidad de medida para referirse a la capacidad de un
compresor de gas es kg/h, por lo que los 9,000 m3-gas/h, deben
multiplicarse por la densidad del gas, 0.775 kg/m3, para obtener 6975
kg-gas/h.
Habitualmente, se instala un compresor para satisfacer la demanda de
Boil-off, y otro de igual capacidad en stand-by. No obstante, en este
proyecto, la tasa de evaporación es del orden del doble de la que se
obtiene en instalaciones terrestres o marinas de igual capacidad que
emplean sistemas de contención de otro tipo, por lo que se optará por
una solución de 3 compresores al 50%, de forma que con uno de ellos
en stand-by, se verifican las necesidades de licuefacción.
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i 317
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
Se instalan por lo tanto 3 compresores de boil-off de 3,500 kg/h cada
uno a 6 bar de presión, permaneciendo 2 operativos y 1 en stand-by.
EI consumo previsto para compresores de este tamaño es del orden de
1 kW por cada 11.4 Kg/h, por lo que su potencia unitaria es de:
P= 3,500 kg/h x 1 kW/11.4 kg/h = 307 kW
Las dimensiones aproximadas son de cada compresor son 6x3x6 m, con
un peso unitario de 35 t.
• Relicuador de LNG. Consiste en un intercambiador de calor de tubo y
carcasa. Por su interior circula en tubos LNG procedente de los
tanques de carga, y por el exterior se hace circular gas procedente de
la vaporización de los tanques, que se condensa sobre los tubos y se
devuelve a los tanques. La presión en el interior del vaporizador es la
que suministran los compresores de boil-off (6 bar). Para satisfacer la
demanda de relicuación de Boil-off, su la capacidad necesaria es de
9,000 m3-gas/h (8.5 MMscfd). Se instalan 2 relicuadores para esta
finalidad de capacidad 10 MMscfd. EI caudal de LNG se obtiene a
partir de una derivación del ramal de impulsión de las bombas en el
interior de los tanques.
• Compresor para descarga de buque gasero y línea de retorno de
vapor. Transporta parte de los vapores existentes en los tanques de la
terminal Offshore al buque LNG en el muelle de descarga para
reemplazar el volumen de líquido bombeado hacia la terminal por gas.
EI ritmo de descarga de los tanques del gasero el muelle, y por lo tanto
el volumen que se ingresa en los tanques de la terminal es de 10,000
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318
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
m3/h. Dicho gas procede de uno de los tanques de carga de la terminal,
y va saliendo de él de forma natural en un caudal igual al de entrada. No
obstante, para favorecer el proceso, normalmente se arranca uno de los
compresores de Boil-off del buque gasero que, si bien de poca potencia,
es normalmente suficiente para vencer las caídas de presión que
pueden producirse en el conducto.
No se instala por lo tanto un compresor específico para este fin, si bien
en casos de emergencia o fallo de los compresores de a bordo, puede
utilizarse el compresor de Boil-Off de la terminal en stand-by.
EI caudal que circula por la línea de retorno es por lo tanto de 10,000
m3/h de gas (8.5 MMscfd), que se conduce en una línea del mismo
diámetro que la existente en el brazo de descarga, es decir, 20".
• Generación de potencia. Tal y como se vio en la Sección 2, Apartado
2.4 de esta tesis doctoral, el consumo de una terminal terrestre de 4.5
bcmy (432 MMscfd) es del orden de 13 MW, lo cual implica un ratio de
consumo del orden de 1/33 MW por cada MMscfd. En terminales que
emplean vaporizadores del tipo IFV, el ratio anterior es de 1/26 MW por
cada MMscfd (Ref.30)
En terminales Offshore de 1000 MMscfd de capacidad, que emplean
vaporizadores del tipo open rack, se instalan potencias del orden de 17
MW (Proyecto GBS "Gulf Landing",Sección 3, Apartado 2.9) y 19,5 MW
(proyecto Jacket "Energy Hub", Sección 3, Apartado 2.5), por lo que el
ratio de consumo anterior se reduce a 1/59 y 1/51 respectivamente. En
el proyecto ) de terminal de gravedad "Compass LNG Terminal",
(Sección 2, Apartado 2.7), el ratio es de 1/56.
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Poldécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
319
DISEÑO DE TERMlNALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
EI mayor consumo de una terminal de regasificación terrestre frente a
una Offshore de igual capacidad, se explica en base a un mayor
consumo de agua de mar por parte de los vaporizadores para, de esta
forma, conseguir que la diferencia de temperatura del agua a la entrada
y salida del mismo sea más reducida, acorde con normativa
medioambiental terrestre más estricta.
Para este ejemplo, se asume un ratio de consumo de 1/55, por lo que
para gasificar 417 MMscfd, es necesaria una potencia instalada de 7.6
MW, por lo que se instalan 3 turbinas de gas de 4 MW cada una, de
forma que en condiciones normales operen dos de ellas, quedando 1
en stand-by.
Se instala además 1 generador de emergencia dual fuel-gas de 500
kW para suministrar la potencia necesaria para realizar una parada de
emergencia y mantener en funcionamiento los equipos necesarios
posteriormente.
• Conducto de expulsión de agua de refrigeración. De 100 m de
longitud, desplegado de forma permanente sobre el lecho marino
mediante muertos de hormigón. Está doblemente perforado en su parte
superior, de manera que el agua fría de intercambio de calor en los
vaporizadores se libera logrando una mezcla adecuada en el agua
circundante. En el momento de su salida, la diferencia de temperaturas
del agua expulsada y la temperatura del agua de mar, se estima en
11°C. En un radio de 500 m, la difusión lograda del agua expulsada en
ambiente marino es tal, que la diferencia de temperaturas anterior se
reduce a tan solo 1-1.5°C.
• Elementos auxiliares. Haciendo un repaso de los servicios indicados en
la Sección 2, se destacan los siguientes elementos auxiliares:
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320
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Bombas de agua de mar (Contraincendios, lastre, y servicios varios)
Sistema de Fuel-Gas, para suministro a consumidores
(principalmente turbinas).
Servicio de N2 (producción y almacenamiento de botellas)
Servicio de Aire comprimido
Sistema de calentamiento con glicol, del gas enviado a turbinas,
hasta adecuarlo a la temperatura necesaria para su quemado.
Sistema de calentamiento de gas de exportación mediante
intercambiadores de calor de tubo y carcasa con agua de mar,
previniendo así la formación de hidratos.
Sistema de venteo de alta y baja presión
Colector y tratamiento de agua de cubierta (Iluvias, embarques agua,
etc, aguas aceitosas,etc)
Bombas de agua para servicios varios
Sistema de almacenamiento de diesel y fuel de aviación (JP5)
Zona de acomodación, con servicios necesarios para la vida a bordo
Edificio de control
Edificio de cuadros eléctricos
En muchos casos, la instalación de algunos equipos y sistemas se hace sobre
una plataforma situada a 4 m sobre cubierta principal. La razón principal de
esta práctica es esencialmente económica, ya que los equipos instalados a
esta altura tienen unos requerimientos menos estrictos en cuanto a
protecciones de seguridad, como por ejemplo capacidad de trabajar en zonas
explosivas, temperaturas de calentamiento, tipos de conexiones, etc, lo cual
supone un abaratamiento general de los costes de adquisición, instalación y
mantenimiento. EI peso de la planta se estima en 5800 t en operación y 4000 t
en seco, en base a comparación con otros proyectos.
En la Figura 5.2.b, se muestra una disposición general esquemática de los
equipos sobre la terminal objeto del estudio, y en las figuras 5.2.c y 5.2.c, una
idealización artística de la terminal y objeto del asunto
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
321
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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Figura 5.2.b.- Disposición esquemática de la planta de proceso.
(Fuente: Elaboración propia)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
322
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Figura 5.2.c.- Idealización artística terminal Offshore de Banco Bermeo.
(Fuente: Realizada por Bluewater a petición del autor)
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Figura 5.2.d.- Idealización artística terminal y muelle Offshore de Banco
Bermeo. (Fuente: Realizada por Bluewater a petición del autor)
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324
_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^ ^ ^^Sección 5.- Caso práctico
•
5.3 Costes y plazo de construcción
En la tabla de la Figura 5.3.a, se incluye información económica expresada en
millones de euros que representa un orden de magnitud del coste de
materiales y de fabricación de la terminal de referencia en un astillero de
Europa occidental en el año 2004.
Los conceptos de coste se estiman en base a información de proyectos reales
y ofertas de suministradores de equipos a disposición del autor (excepto
cuando se advierte lo contrario) y que, por ser de carácter confidencial, no se
referencia debidamente. Se garantiza sin embargo, que la información facilitada
en la Tabla 5.3.a es fiable y actual. Como se deriva de la lectura de la tabla
mencionada, el coste de fabricación es del orden de 433 Millones de euros,
con una fiabilidad del +/-10%.
Finalmente, en la tabla de la Figura 5.3.b, se hace una estimación del coste de
instalación de la terminal en base a información de proyectos disponible para
el autor. Se considera también el coste material y de instalación de los
conductos criogénicos de comunicación con el muelle de descarga "Big Sweep"
de Bluewater. Como se deriva de la lectura de la tabla mencionada, el coste de
instalación de la terminal, incluyendo los lastres fijos, asciende a 30 Meuros,
con una fiabilidad de +/-30%.
En la tabla de la Figura 5.3.c, se hace una referencia al coste material e
instalación de los gaseoductos que canalizan el gas a tierra en base a
información facilitada en la Sección 3, Apartado 2.a, correspondiente al
proyecto "Energy Bridge". Como se puede apreciar en la Tabla mencionada, el
coste de instalación asciende a 80.0 Meuros, con una fiabilidad de +/-20%.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 325Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004
Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En base a lo anterior, el coste total del proyecto, excluyendo el gaseoducto
terrestre, se estima en 544 Meuros ($625 Millones, cambio $1.2 = 1 euro), con
una fiabilidad de +/- 12.6%.
Conceptos de coste de la TERMINAL Millones euros
Ingeniería 17.0
Sociedad de Clasificación y Royalties GTT 9.0
Acero del casco (61,500 t) 114.8
[Materiales 33 Meuro + M.Obra 8 Meuro]
Faldones (5,000 t) 8.9
[incluye Materiales + M.Obra]
Armamento y electricidad (excepto planta proceso) 71.5
[Materiales: 35 Meuro + M.Obra 26 Meuro + Equipos 11.5 Meuro]
Pintura 14
Planta de proceso
[Estructura: Materiales 1.2 Meuro + M.Obra : 7 Meuro] 54.2
[Armamento: Materiales 22 Meuro + M.Obra :20 Meuro]
[Otros: 4 Meuro ]
Tanques de carga 83.3
[Materiales: 40.4 Meuro + M.Obra: 42.0 Meuro]
Acomodación y helipuerto 10.5
Varios casco 14.8
Muelle descarga ( "Big Sweep" - Bluewater) (Nota: Estimación) 35.0
TOTAL (Fiabilidad +1-10%) 433.0
Figura 5.3.a.- Coste de materiales y de fabricación de la terminal.
(Fuente: Elaboración propia en base a información confidencial)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 326
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Conceptos de coste de la INSTALACIÓN de la Terminal Millones euros
Ingeniería y aprobaciones 1.5
Auxilio remolcadores y equipos submarinos 5.0
Lastre fijo ("Ballascrete"- Lafarge. 145,000 m3. Ref.Tabla 5.1.j) 14.5
Instalación muelle Bluewater 4.0
Instalación conductos submarinos comunicación con muelle 3.0
2.OMeuros/Km- (0.5kmx3)
Varios 2.0
TOTAL (Fiabilidad +1- 30%) 30.0
Figura 5.3.b.- Estimación de coste de instalación de la Terminal.
(Fuente: Elaboración propia)
Conceptos de coste de la INSTALACIÓN de gaseoductos Millones euros
Ingeniería, estudio geológico y aprobaciones 5.0
Coste material y tendido 72.0
3.6 Meuros / Km (10 Km x 2)
Varios 3.0
TOTAL (Fiabilidad +1- 20%) 80.0
Figura 5.3.c.- Estimación de coste de instalación de gaseoductos.
(Fuente: Elaboración propia)
En la tabla de la Figura 5.3.d, se compara el precio anteriormente calculado
con el de proyectos de terminales gravedad de hormigón, según información
obtenida en la Sección 3, tabla de la Figura 0.1. Como se puede apreciar, el
proyecto de terminal objeto del estudio, se encuentra en un orden de magnitud
similar al de otros proyectos en fase de ejecución.
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
327
1
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Proyecto Prof. Volumen Dimensiones en m Coste
(Promotor) (m) (m3) (LxBxH)
Port Pelican 25.30 2 x 165,000 400 x 89 x 57 $ 650 m
(Chevron Texaco)
GNL Mar Adentro 2 20.00 2 x 125,000 320 x 55 x 38.5 $ 650 m
(Chevron Texaco)
North Adriatic LNG
3 Terminal 23.00 2 x 125,000 180 x 88 x 33.5 $ 580 m
(Exxon Mobil)
Gulf Landing4 18.00 2 x 90,000 338 x 75.6 x 34.6 $ 700 m
(Shell)
Terminal Banco 5 18.00 2 x 150,000 249 x 70.0 x 45.0 $ 625 m
Bermeo
Figura 5.3.d.- Comparación de costes con otros proyectos
(Fuente: Elaboración propia)
En la Tabla de la Figura 5.3.e, se compara el precio de la terminal Offshore con
la equivalente terrestres (proyecto Reganosa). Como se puede observar, el
coste de la terminal Offshore es 2.78 superior al de la planta terrestre.
195.5 Meuros Proyecto Reganosa (Mugardos)
(Fuente: Ref.02)
Proyecto Offshore ( Banco Bermeo) 544 Meuros
Figura 5.3.e.- Comparación de costes terminal terrestre- terminal offshore
(Fuente: Elaboración propia)
EI coste de la planta de Reganosa, está en la línea de costes de terminales de
regasificación, como se deriva de la lectura de la información facilitada en la
Sección 1, Apartado 3, que se utiliza para estimar los costes por concepto de la
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superíor de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
328
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Terminal de Reganosa. Se destaca que el coste de la terminal de Reganosa
facilitado anteriormente, 195.5 Meuros, no incluye el coste de gaseoductos
hasta los distintos puntos de consumo. Según información facilitada en la
Ref.4, el coste total, incluyendo esta partida, asciende a 387 Meuros, por lo que
la conducción por gaseoductos terrestres se estima en 387-195.5 = 191.5.
Meuros.
Teniendo en cuenta la información facilitada en la Figura 2.c de esta Sección 5,
se estima la distancia recorrida por los gaseoductos de 200 km. No obstante,
por el momento solo se construirán 130 km (Ref. 25) por lo que el coste por km
de gaseoducto terrestre se estima en 191.5/130 = 1.47 Millones de euros/km, lo
cual se compara con los 3.6 Meuros/km de gaseoducto submarino. En la tabla
de la Figura 5.3.f, se hace una comparación de costes globales, desglosados
por concepto entre la Terminal de Reganosa y la terminal offshore, Como se
puede apreciar, el coste global del proyecto si se instala una terminal
offshore es aprox. 1.89 veces con respecto al coste considerando la terminal
terrestre.
Reganosa Proyecto offshore
(Mugardos) (Banco Bermeo)
Proceso 80.0 54.2
Servicios auxiliares 36.7 30.0
Almacenamiento 29.7 83.3
Muelle y otros 49.1 265.5
Instalación y conducción a tierra - 110.0
Gaseoducto terrestre 191.5 191.5
TOTAL 387.0 734.5
Figura 5.3.f.- Comparación de costes globales del proyecto de Reganosa,
considerando una terminal terrestre y offshore. (Fuente: Elaboración propia)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Fen•ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 329
Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.A/fonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
En la tabla de la Figura 5.3.g, se incluye una cronología de los eventos
asociados a la concesión de permisos e inicio de construcción de la planta de
Reganosa. Como se aprecia en la tabla mencionada, ha transcurrido un plazo
de 5 años y 1 mes desde la solicitud de los permisos al Ministerio de Industria
y el inicio de la construcción. A partir de este momento, se prevé la finalización
de las obras en 2 años y 10 meses, por lo que la ejecución global del proyecto
se estima en 7 años y 11 meses.
Eventos asociados al proyecto de planta de Cronología
gas de Reganosa en Mugardos
Solicitud Enero 1999 al Solicitud permisos
Ministerio de Industria (Ref.27)
Protestas plataforma ciudadana Inicio Noviembre 2001 (Ref.25)
y colectivos afectados Continúan hasta día de la fecha (Ref.28)
Publicación en BOE de Julio 2002 (Ref.04)
concesión permisos
Anuncio de inicio Febrero 2004 (Ref.24)de Construcción
Aparición restos Junio 2004 (Ref.26)
Arqueológicos romanos
Protestas mariscadores Mayo 2004 (Ref.28)
Finalización prevista Diciembre 2006 - 34 meses De las obras (Ref.24)
Figura 5.3.g.- Cronología de los eventos asociados a la concesión de permisos
e inicio de construcción de la planta de Reganosa. (Fuente: Elaboración propia)
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Poldécnica Superíor de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
330
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En cuanto a la terminal offshore, no se prevén problemas de importancia para
la obtención de permisos. En Estados Unidos, el plazo límite para el
pronunciamiento de la administración acerca de la concesión de permisos es
de 1 año en el caso de terminales offshore, plazo durante el cual las compañías
energéticas aprovechan para desarrollar la ingeniería.
Como se puede entrever de la lectura de la información de proyectos facilitada
en la Sección 3, los tiempos medios de consecución de permisos en Estados
Unidos, verifican el plazo apuntado anteriormente. EI proyecto Port Pelican, de
terminal de gravedad de ChevronTexaco para el Golfo de Méjico, fue aprobado
en 1 año y 1 mes (Sección 3, Apartado 2.3). EI resto de los proyectos prevén
un horizonte similar. En Europa, más concretamente en Italia, la primera de las
terminales propuestas para el proyecto "North Adriatic LNG Terminal", de
Edison Gas, consistente en una plataforma de gravedad se aprobó en 1 año y
5 meses (Sección 3, Apartado 2.6), si bien por problemas financieros de
Edison, se detuvo el proyecto hasta la adquisición de los derechos por
ExxonMobil y QatarGas.
En cuanto al tiempo de construcción de la terminal objeto de este estudio, se
estima en 3 años y 6 meses (frente a los 2 años y 10 meses de la planta
terrestre), en un astillero de Europa Occidental, encontrándose en el camino
crítico el aislamiento de los tanques de carga, que se estima puede durar entre
14 y 15 meses.
EI período anterior, está en la línea de la duración prevista para proyectos
actuales en el Golfo de Méjico, como por ejemplo la terminal de "Gulf Landing"
de Shell, con solicitud de permisos en Enero de 2004 y entrada en
funcionamiento 3 años y 11 meses después.
Teniendo en cuenta todo lo anterior, se estima necesario un período del orden
de 4 años y 11 meses (incluyendo consecución de permisos) para la ejecución
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembn; 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
331
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
de un proyecto de construcción de planta offshore equivalente a Reganosa en
la mar, que si se compara con los 7 años y 11 meses necesarios para el
proyecto que incluye planta terrestre, se obtiene una reducción de plazo de 3
años, que supone una reducción del orden del 62%.
Por todo lo anterior, se concluye que, si bien los costes globales de un
proyecto de gas que incluye una planta offshore son del orden de 1.89
veces superiores, el plazo en el que el proyecto ve la luz es del orden de
un 62% inferior, al menos en el caso del proyecto de Reganosa.
5.4.- Análisis preliminar de impacto ambiental
Como la mayoría de los procesos industriales, la instalación de una terminal
Offshore para regasificación tiene sus efectos adversos sobre el medio
ambiente en el cual va a ser instalada.
5.4.1.- Efectos adversos sobre la calidad del agua de mar
A continuación, se indican algunos de los efectos adversos sobre la calidad del
agua en las proximidades de la terminal:
i) Proceso de instalación de la terminal
ii) Instalación de gaseoductos submarinos
iii) Pruebas de integridad de las tuberías submarinas
iv) Descargas rutinarias de agua de vaporizadores al mar
v) Atraque de buques LNG
vi) Desinstalación de la terminal tras operación durante 20 años
vii) Derrames de hidrocarburos
viii) Actividades que afecten aguas costeras
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
332
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Los efectos perjudiciales sobre el agua de mar como consecuencia de las
actividades listadas anteriormente son:
i) Reducción de a temperatura del agua de mar en varios grados en una
zona del orden de 100 m alrededor de la terminal, como consecuencia
de la descarga del agua empleada por los vaporizadores. A 500 m, la
diferencia del temperatura con el agua circundante es de entre 1 y
1.5°C, dependiendo de las corrientes.
ii) Aumento de turbiedad causada por las descargas rutinarias de
vaporizadores y otras circunstancias tales como la instalación de la
terminal y gaseoductos.
iii) Descarga de partículas sólidas con el agua proveniente de
vaporizadores
Los efectos perjudiciales para el agua de mar listados anteriormente pueden
agruparse en dos categorías; singulares y rutinarios.
Los efectos perjudiciales de carácter rutinario son aquellos que tienen el
mayor potencial de generar efectos duraderos y localizados en la calidad del
agua. En esta categoría se incluyen las descargas de agua de los
vaporizadores, descargas de agua doméstica de generacíón de agua dulce por
osmosis inversa.
Los efectos perjudiciales para el agua de mar de carácter singular incluyen
actividades que con probabilidad tendrán efectos temporales en la calidad del
agua.
Se identifican cuatro fuentes de efectos singulares sobe el agua de mar que
pueden dar lugar a sedimentos localizados por corto espacio de tiempo, que
pueden aumentar la turbiedad del agua, que son:
Tesis doctoral - Ingeniería Nava1 y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
333
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
i) Alineación del lecho marino para la instalación de la plataforma
ii) Enterramiento de los gaseoductos, que debe ser de al menos 1 m
de profundidad por razones de seguridad frente a actividades que
puedan erosionar el fondo marino, tales como la pesca de bajura.
Fondeo de barcazas durante la instalación de gaseoductos y
fondeo de buques gaseros en espera para realizar la descarga
sobre el muelle de la terminal.
iv) Desinstalación de la terminal y gaseoductos.
A continuación, se amplia la información acerca de las de los efectos
perjudiciales de las descargas rutinarias de la terminal en el mar, por
considerarlas el efecto perjudicial más nocivo. Se distinguen 6 tipos de
descarga rutinaria dentro de esta categoría:
i) Descargas de agua de proceso procedente de los vaporizadores.
Se estima su caudal en 20,000 m3/h.
ii) Agua industrial empleada por el generador de hipoclorito sódico,
del orden de 3.8 litros/día.
iii) Agua tratada procedente de servicios domésticos (aguas grises
de dichas, lavandería, lavabos, cocinas, etc) y aguas sanitarias
(w.c y urinarios), que se estiman en aproximadamente 15 m3/día.
iv) Agua tratada procedente de servicios de sentinas, al que acceden
aguas aceitosas de drenajes de equipos, en un caudal estimado
de 1,6 m3/día.
v) Agua tratada procedente de la recolección de aguas de Iluvias y
salpicaduras de olas sobre cubierta.
vi) Descargas de agua salada procedente del generador de agua
dulce por osmosis inversa. Se estima en 189 m3/día.
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334
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
De la lista anterior, la descarga de agua de proceso es la que tiene efectos más
perjudiciales sobre la calidad del agua desde el punto de vista de disminución
de la temperatura, aumento de turbiedad, mayor concentración de oxígeno y
aumento de PH debido a la adición de hipoclorito sódico en las bombas de
succión de agua de vaporización para su uso como biocida.
i) Efectos de la concentración de Hipoclorito Sódico
Para evitar impactos a largo plazo en la calidad del agua, es preciso que el
agua de descarga de vaporizadores y otros efluentes tratados con hipoclorito
sódico como agente biocida, tengan concentración por hipoclorito inferior a la
establecida en la reglamentación del país de operación. En los Estados Unidos,
dichos niveles vienen fijados por el organismo conocido con las siglas
"NPDES". Siendo así, puede considerarse mínimo el impacto biológicos en los
recursos marinos como resultado de las descargas de agua de mar procedente
de la terminal.
En caso de que la concentración de salida de los equipos fuera superior a la
permitida, sería preciso instalar equipamiento especial capaz de reducir el nivel
de cloro del efluente antes de que sea mezclado con el medio ambiente.
La entrada de moléculas en un organismo vivo, se produce a través de las
rutas metabólicas, que la Ilevan a incorporarse total o parcialmente a las
células de ese organismo, o la degradan en otras moléculas más sencillas. Sus
efectos pueden originar diferentes problemas fisiológicos y bioquímicos en los
organismos afectados, que van a tener sus consecuencias sobre su viabilidad y
éxito reproductivo y pueden provocar alteraciones genéticas que, en último
caso, pueden desembocar en cambios en la estructura de las comunidades
ecológicas y, por lo tanto, en una alteración de la red de las interacciones
existentes entre los predadores y presas, alteraciones en los niveles de
productividad y, por último, cambios en las redes tróficas. Otros efectos
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
335
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
indirectos, pueden incluir la reducción del éxito en la eclosión de huevos,
reducción de la supervivencia larvaria cuando los adultos han estado expuestos
durante la maduración gonadal y anormalidades morfológicas de las larvas que
limitan su viabilidad (Ref.32).
En cualquier caso, el agua tratada podría afectar a la vida animal en el área de
la terminal propuesta. EI Cloro resulta tóxico para los peces y el fitoplancton.
Estudios realizados en el fitoplancton indican que una exposición continua a
concentraciones de cloro del orden de 0.1 mg/litro, reducen la población en un
70%, mientras que exposiciones de 0.2 mg/litro durante 1.5 horas, reducen la
población en un 25%. Para especies marinas, la concentración máxima
admisible de cloro es 0.013 mg/litro, recomendándose no exceder 0.0075
mg/litro ( Ref.29). Es por esto importante conocer no solo la concentración de
cloro que se libera al mar, sino también cual es su dispersión más probable en
el mar como consecuencia del efecto de las corrientes, y así determinar en
distintos puntos la concentración existente, comprobando si es aceptable para
la fauna que lo habita.
En la Figura 5.4.a, se incluye un gráfico indicando la probabilidad de "visitación"
del efluente de salida de la terminal de Gulf Landing en un horizonte temporal
de 3 horas. Como se puede apreciar, las mayor probabilidad "visitación" se
encuentra en zonas en el entorno de los 200-300 m de la terminal.
En el caso de la terminal del asunto en Banco Bermeo, sería necesario
establecer qué tipo de fauna los habita y cual es la capacidad de cada especie
de asimilación de la concentración que, con cierta probabilidad, les afectará de
manera regular u ocasional. Así por ejemplo, los bibalbos, presentan una
escasa o nula capacidad de detoxificación, mientras que los peces cuentan con
la maquinaria metabólica necesaria para el proceso de detoxificación.
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Sepfiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
336
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
4000
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^ ^
^ r N M ^t
Easting(m)
Figura 5.4.a.- Probabilidad de "visitación" del efluente de salida de la terminal
de Gulf Landing en un horizonte temporal de 3 horas. (Fuente: Ref.30)
En la tabla de la Figura 5.4.b, se hace referencia a las distintas especies
marinas que, con mayor probabilidad se encuentran en la costa de las
provincias de La Coruña y Pontevedra (Ref.32), y por lo tanto en Banco
Bermeo. Como información adicional, se clasifican las especies diferenciando
animales pelágicos (los que viven en la columna de agua) de aquellos
bentónicos y demersales (que viven en total o parcial relación con los fondos
marinos respectivamente)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
337
i
^^^^ ^ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i iSección 5.- Caso práctico
Tipo Nivel Trófico Especies Costeras
Cefalópodos Bentónico Pulpo (Octopus vulgaris)
Cefalópodos Demersal Sepia (Sepia officinalis)
Crustáceos Bentónico Camarón (Palamon serratus)
Crustáceos Bentónico Centolla (Maja squinado)
Crustáceos Bentónico Lubrigante (Hommarus gammarus)
Peces Bentónico Nécora (Necora puber)
Peces Bentónico Pintarroja (Scyliorhynus canícula)
Peces Bentónico Raya (Raja clavata)
Peces Bentónico Raya (Raja montagui)
Peces Bentónico Raya (Raja undulata)
Peces Bentónico plano Acedía (Solea lascaris)
Peces Bentónico plano Coruxo (Scophtalmus rombos)
Peces Bentónico plano Lenguado (Solea vulgaria)
Peces Bentónico plano Platija (Plathychtys plateas)
Peces Bentónico plano Rodaballo (Scophtalmus maximus)
Peces Demersal Faneca (Trisopterus luscus)
Peces Demersal Lubina (Dicentrarchus labrax)
Peces Demersal Pinto (Labrus bergylta)
Figura 5.4.b.- Peces que habitan las zonas costeras de las provincias de
Pontevedra y La Coruña .(Fuente: Ref.32)
En la Figura 5.4.c, se incluye también una tabla similar a la anterior, pero para
peces que habitan de en la plataforma continental (extensión del continente
bajo el mar, con profundidades generalmente inferiores a 200 m y limitado por
el talud continental como paso previo a las grandes profundidades) y que
también podrían encontrarse también en Banco Bermeo.
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
338
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Tipo Nivel Trófico Especies plataforma continental
Cefalópodos Bentónico Pulpo balcno (Eledone cirrhosa)
Cefalópodos Pelágico Pota (Illex coindetti)
Crustáceos Bentónico Cigala (Nephrops norvegicus)
Peces Bentónico Juliana (Lophius piscatorious)
Peces Bentónico Rape (Lophius budegasa)
Peces Bentónico plano Gallo (Lepidorhombus boscii)
Peces Bentónico plano Solla (Plathichthys flesus)
Peces Demersal Bertorella (Phycis blenoides)
Peces Demersal Merluza (Merluccius merluccius)
Peces Pelágico Caballa (Scomber scombrus)
Peces Pelágico Jurel (Trachurus trachurus)
Peces Pelágico Lirio (Micromessistius poutassou)
Figura 5.4.b.- Peces que habitan la plataforma continental de las provincias de
Pontevedra y La Coruña .(Fuente: Ref.32)
Concentración del cloro en agua en la planta de Banco Bermeos
La concentración de cloro en el efluente de agua depende del nivel de
funcionamiento de la planta, con un mínimo de 0.2 mg/litro y hasta 2 mg/litro.
En la terminal del gravedad offshore de Port Pelican (Sección 3, Apartado 2.3),
el sistema requiere para su correcto funcionamiento, la dosificación durante 20
minutos de 2.0 mg/litro en la succión de cada bomba de vaporización cada 8
horas (Ref.29).
Solo se inyecta hipoclorito en una bomba al mismo tiempo. Cuando la
producción es del 100%, con 4 bombas de 5,000 m3/h funcionando al 100%, y
a ninguna de ellas se le está suministrando el cloro, la concentración de cloro
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de la Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
339
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
es de 0.2 mg/litro. Si la concentración se mide cuando se está aplicando la
dosis mencionada de cloro, la concentración del efluente sería la siguiente: (1
bomba x2 mg/litro+ 3 bombas x 0.2 mg/litro)/ 4 bombas = 0.65 mg/I.
En la terminal de gravedad de Gulf Landing de Shell (Sección 3, Apartado 2.9),
la aplicación de hipoclorito tíene lugar durante un tiempo de 1 hora a una
concentración de 5 ppm, , cada 8 horas en una dosis de 5 ppm
La cantidad de hipoclorito inyectada al día, operando a la capacidad nominal
(CHn) de 375 tlh y dos 2 bombas funcionando al 75%, se calcula:
CHi = Conc.hipoclorito durante inyección =( 1 bomba x2 mg/litro+ 1
bomba x 0.2 mg/litro)/ 2 bombas = 1.10 mg/litro = 1.10 g/m3
CHni = Conc.hipoclorito sin inyección = 0.2 mg/litro
Ti = Tiempo inyección = 2 bombas x(24 h/día x 1 dosis/8 h) x 20
minutos/dosis x 1 h/60 minutos = 2 horas
Tni = Tiempo sin inyección = 24 h- Ti = 24 - 2= 22 horas
Cv = Caudal vap. = 2 bombas x 5,000 m3/h-bomba x 0.75 = 7,500 m3/h
CHi = Cantidad hipoclorito durante inyección = Chi x Ti x Cv = 1.10 g/m3 x
2 horas x 7,500 m3/h = 16,500 gr = 16.5 kg
CHni = Cantidad hipoclorito sin inyección= Chni x Tni x Cv = 0.2 g/m3 x 22
horas x 7,500 m3/h = 33,000 gr = 33 kg
CH nominal = Cantidad hipoclorito/día = CHi + CHni = 16.5 + 33 = 49.5 kg
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340
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
La cantidad de hipoclorito inyectada a la capacidad pico de 750 tlh y dos 4
bombas funcionando al 100%, se calcula de forma similar a la anterior,
obteniendo los siguientes resultados:
CHi = Conc.hipoclorito durante inyección =(1 bomba x2 mg/litro+ 3
bombas x 0.2 mg/litro)/ 4 bombas = 1.10 mg/litro = 0.65 g/m3
CHni = Conc.hipoclorito sin inyección = 0.2 mg/litro
Ti = Tiempo inyección = 4 bombas x(24 h/día x 1 dosis/8 h) x 20
minutos/dosis x 1 h/60 minutos = 4 horas
Tni = Tiempo sin inyección = 24 h- Ti = 24 - 4= 20 horas
Cv = Caudal vaporiz. = 4 bombas x 5,000 m3/h-bomba = 20,000 m3/h
CHi = Cantidad hipoclorito durante inyección = Chi x Ti x Cv = 0.65 g/m3 x
4 horas x 20,000 m3/h = 52,000 gr = 52 kg
CHni = Cantidad hipoclorito sin inyección= Chni x Tni x Cv = 0.2 g/m3 x 20
horas x 20,000 m3/h = 80,000 gr = 80 kg
CH pico = Cantidad hipoclorito/día = CHi + CHni = 52 + 80 = 132 kg
Para estimar la cantidad anual de hipoclorito sódico disuelto en el efluente de
agua de vaporizadores, se considera que la terminal estará funcionando a su
capacidad nominal de durante el 70% del tiempo, y a su capacidad pico
durante el 30% restante, con un coeficiente de mayoración de 1.4:
CH = 1.4 x 365 días x (70% x CH nominal + 30% x CH pico) = 365 x(70% x
49.5 + 30% x 132 )= 37,941 kg ^ 38 toneladas/año
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341
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Para contrastar el valor calculado, se realizará una extrapolación de los
vertidos obtenidos en la terminal de Gulf Landing que, para un caudal medio de
refrigeración de 21,450 m3/h, libera al mar 94 t de hipoclorito al año, para una
capacidad nominal de 900 t/h (Ref.30). Extrapolando este valor a la una
capacidad nominal de 375 t/h de la planta del asunto, se obtiene una liberación
de hipoclorito estimada en 39 t, lo cual encaja bastante bien con el valor
calculado de 38 t/año.
Una planta terrestre de la misma capacidad que una offshore, empleando
ambas vaporizadores tipo IFV, consume del orden de un 60% más de agua de
mar, por lo que el consumo de hipoclorito debería ser igualmente del orden de
un 60% superior; 38 t/año * 1.6= 60.8 t/año.
En cuanto a los efectos del hipoclorito sódico cuando se disuelve en el agua, se
generan dos tipos de compuestos de cloro altamente inestables; HOCI y OCI.
La toxicidad del HOCI es muy superior, del orden de 100 a 1000 veces, a la del
OCI. La fracción de HOCI en la solución, se ve aumentada con la reducción del
PH. Para un PH neutro (aprox.7.0), y una temperatura de 0°C, el 90% de la
solución está compuesta de HOCI. Para un mismo PH, pero una temperatura
de 20°C, el porcentaje de HOCI se ve reducido al 80%. (Ref.30)
EI organismo americano para la protección del medio ambiente (US EPA 1985 -
United States Environmental Protection Agency), reconoce que "La complejidad
de las reacciones de cloro en agua dulce o salada aconseja un estudio
específico de sus efectos en organismos acuáticos, debiendo ser la
concentración de los residuos de cloro (TRC) y oxidantes producidos por el
cloro (CPO) adecuadamenfe medida. Debido a que la vida de TRC y CPO son
cortas en la mayoría de las aguas, se recomienda la realización de toma de
muestras para medir su concentración periódicamente': Para mayor
información al respecto, puede consultarse el documento: "USEPA, January
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342
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
1985, Ambient Water Quality Criteria for Chlorine, Office of Water,. EPA 440/5
84/030".
Como se deriva de la lectura de la discusión anterior, la toxicidad inducida por
el hipoclorito en el agua es de corta vida, si bien, durante un tiempo sus efectos
para la fauna y flora marina pueden ser importantes, con posibilidad de
desestabilizar el ecosistema y afectar al ser humano, por lo que la implantación
de una terminal de regasificación debe ir precedida por un estudio biológico de
impacto ambiental específico para la zona de operación.
ii) Disminución de la Temperatura del agua de mar
Los efectos biológicos adversos consecuencia ^de la descarga de agua a
distinta temperatura de la circundante son de carácter localizado, ya que, la
mayoría de las especies móviles se alejarán del conducto de expulsión y
mezcla de agua fría.
La reglamentación terrestre española, exige que la diferencia de temperaturas
del agua procedente de vaporizadores, con respecto a la del agua de mar
circundante sea inferior a 5°C cuando se libera a la atmósfera. No existe sin
embargo una reglamentación offshore que regule la temperatura en la salida de
los vaporizadores, ya que, en función de las corrientes en la zona, la dispersión
de esta agua puede tomar valores muy distintos.
EI sentido sin aconseja que, en el rango de 500 m, que corresponde con
distancia que limita la zona de exclusión de pesca establecida por la OMI, la
dispersión sea tal que la temperatura de la mezcla a 500 m de la plataforma
tenga sea tan solamente del orden de 1 a 1.5°C superior a la temperatura del
agua de mar. En zonas con corrientes importantes, como es el caso de la
terminal de Port Pelican, se estima que a 100 m de distancia de la expulsión de
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343
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^ ^Sección 5.- Caso práctico i i
agua fría, la temperatura de la mezcla se encontrará, por norma general, a tan
solo 0.5°C por debajo de la temperatura ambiente del agua de mar.
Como ejemplo típico de dispersión se incluye en la Figura 5.4.d, un diagrama
de gradiente de temperaturas sobre la del agua de mar correspondiente a la
terminal de Gulf Landing. Como se puede observar, en el gráfico, en las
proximidades de la salida la diferencia máxima de temperaturas de la mezcla
es de 2.4°C, si bien el agua descargada sale a 11°C por debajo de la del agua
de mar, lo cual indica que, el sistema de descarga favorece el proceso de
mezcla.
°m ^^,.^^3000^ ^T( = C)
2.4 2.2
2000^ ^ s ^ ^5.! /Si ".. ^ 2 1.8 1.6
-,.Z ..^^ 1000 `^ ^ _ . ^.2
.sĉ ^^ra í^f_,^1 ^^^^ ^ o.s
` ^ _ , ^^^^ : ~_, i--1 0.5O Z -1000^~' ^ _ . ^ _ „^ _o I^ o.a
-4000 " -4 00 -3 00 -2 00 -1 00 1000 2000 3000 4000
Easting(m)
Figura 5.4.d.- Diferencia de temperaturas entre el agua de mar en las
proximidades de la terminal y la temperatura natural. (Fuente: Ref.30)
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 344Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004
Autor D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
•
Las descargas de agua a baja temperatura puede afectar a recursos marinos
tales como peces, tortugas, mamíferos marinos e invertebrados. Cada
organismo marino, tiene una tolerancia distinta a los cambios de temperatura,
que determina su distribución geográfica y los movimientos migratorios.
Debido a la posición de descarga de agua, que se produce al nivel del mar, se
espera que los peces que se verán mayormente afectados, son juveniles de
especies bentónicas (lubrigante, nécora, raya y pulpo blanco), ya que los
adultos tendrán una capacidad mayor de alejarse de la zona de descarga.
Con respecto a las larvas de peces, la mayoría se concentran en la parte
superior de la columna de agua durante el día, descendiendo a zonas más
profundas durante la noche. Esta circunstancia, podría provocar que se vieran
sometidas a un gradiente de temperatura que las inmovilizara o incluso
provocara su muerte. (Ref.29).
Debe estudiarse por lo tanto para la zona en cuestión, el rango de tolerancia en
cuanto a temperaturas de especies acuáticas, adoptando las medidas
necesarias para evitar un daño no aceptable. Dichas medidas, podrían incluir el
aumento del caudal de vaporización, para de esta forma reducir la temperatura
en la salida, o incluso el uso de otro tipo de vaporizadores, como los de
combustión sumergida o IFV que requieren para su funcionamiento el consumo
de un caudal de agua de mar muy inferior al de vaporizadores ORV.
iii) Aumento del oxígeno disuelto en el agua.
EI agua procedente de los vaporizadores se airea a medida que fluye a través
de los mismos. Además, la concentración de oxígeno aumenta con la reducción
de temperatura. Como consecuencia de lo anterior, se estima que se produce
un aumento del nivel de oxígeno en el agua retornada al mar de entre 1.7 a 4.3
mg/litro.
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345
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
iv) Aumento de turbiedad del agua
La turbiedad se refiere a la aparición de partículas insolubles suspendidas en el
agua que impiden el paso de la luz a través de ella y que absorben energía
solar.
En general, la turbiedad, afecta de manera adversa a los peces y organismos
de los cuales estos se alimentan de cuatro formas principales:
- Contribuye a la reducción de las tasas de crecimiento
- Repercute en el proceso de desarrollo de huevos de peces y larvas
- Modifica las pautas de migración de peces
- La reducción en la penetración de la luz, reduce la profundidad de la zona
en la que tiene lugar la vida de fito y zooplancton, y por lo tanto la
abundancia de comida para los peces.
Se estima que, se generan aproximadamente 5,000 m3 de sedimentos en
suspensión por cada km de conducto submarino enterrado, si bien las
modernas técnicas de construcción de conductos submarinos pueden contribuir
a reducir esta turbiedad en base al uso de aparatos que contribuyan a reducir
la dispersión del sedimento. La creación del gaseoducto, dará lugar a un
corredor de 300 m de anchura en el que se tendrá lugar la mayor turbiedad.
EI asentamiento de los sedimentos suspendidos, también puede ser motivo del
enterramiento de huevos de especies demersales y larvas, por lo que se
recomienda que las excavaciones tengan lugar fuera de los períodos de
reproducción natural.
En base a lo anterior, se concluye que la turbiedad asociada con la instalación
de la terminal y gaseoductos submarinos, contribuye a la dispersión temporal
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346
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
de peces de las zonas en las que se produzca, especialmente demersales y
pelágicos (sepia, bertorella, caballa, merluza, etc).
Las anclas de gaseros en espera para atraque y descarga en el muelle de la
terminal, también pueden producir turbiedad, aunque más localizada.
5.4.2.-Efectos adversos debido al ruido
Los ruidos generados por el proyecto de terminal Offshore son producidos
primeramente durante fase de construcción y posteriormente como
consecuencia de su operación normal, asociados con el aumento de tráfico
marítimo y de helicópteros, elementos rotativos en la terminal, etc.
La cantidad de ruido percibido por los peces y animales, depende no solo de
las propiedades acústicas de la fuente (características espectrales, intensidad),
sino también del medio de transporte (agua o aire) y sensibilidad al ruido de
cada organismo.
EI nivel de ruido generado por maquinaria en operación en la terminal varía en
duración e intensidad, y será similar al producido por estructuras fijas de
petróleo en distintas zonas del mundo, estando en el rango de 20-40 d6 con
frecuencias de entre 30 y 300 Hz a una distancia de 30 m de la fuente (Ref.29).
EI ruido generado por helicópteros y buques es muy variable en intensidad,
dependiendo de la fuente. En el caso de peces, una exposición a niveles de
sonido superior a 180 dB puede dañar permanentemente su capacidad
auditiva.
Los equipos en la terminal, operarán a niveles de ruido entre 85-120 dB. Los
buques atracados en el muelle de descarga, emitirán un nivel de ruido similar
durante las operaciones de descarga. En la tabla de la Figura 5.4.e, se incluye
un listado de los equipos en operación en la terminal y el nivel de ruido medido
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
347
^^
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL ^
Sección 5.- Caso práctico i ^
^
en decibelios en el agua y en aire para la Terminal del Port Pelican. No se
extrapolan los valores de la tabla a la terminal objeto del estudio dado que el
nivel de ruido no es directamente proporcional a la potencia del equipo, sino
que responde a formulación más complicada. Dado que la terminal de Port
Pelican tiene una capacidad de descarga superior a la de Banco Bermeo, se
considera que asumir el nivel de ruido de la Figura 5.4.e, mantiene el presente
estudio proyecto en una posición conservadora.
Potencia d6 medidos dB medidos Fuente de ruido
equipo (H.P) en Aire en Agua
Bomba de auga de mar 300-700 96.9 122.9
Compresor de aire 125 98 124
Compresor de Gas 1200 107.5 133.5
Compresor de Boil-off 720 107.5 133.5
Bomba de LNG en tanque 310 96.9 122.9
Bomba de alta presión LNG 2060 96.9 122.9
Turbinas 23,470 85 111
Generador de emergencia 800 85 111
Bombas de agua de mar servicio 20 87.6 113.6
Grúas 500 108 134
Figura 5.4.e.- Nivel de generación de ruido en equipos instalados
en la terminal de Port Pelican. (Fuente : Ref.23)
En general, se considera que la mayoría de las especies marinas en la zona de
Banco Bermeo pueden oír los ruidos producidos durante la fase de instalación
y operación de la terminal, si bien con distinto nivel de sensibilidad. EI ruido
generado por estas actividades, puede enmascarar sonidos importantes para
los peces. En particular, el ruido agudo puede causar un cambio de
comportamiento y movimientos de los peces, que afectaría a las actividades de
pesca.
^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 348
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
i
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En cuanto a los mamíferos la fuente de ruido que más les afecta es el que se
produce como consecuencia del paso buques, sin que se considere que el
malestar ocasionado sea atribuible totalmente a la planta Offshore del asunto,
dada su proximidad a los puertos de Ferrol y A Coruña, que verán
incrementado sustancialmente el tráfico en los próximos años como
consecuencia de la construcción de puertos exteriores en ambas ciudades.
En cuanto a las aves, el paso de helicópteros y aviones podría ser motivo de
que poblaciones concretas se desplazaran a otras zonas fuera de la ruta de
aproximación a la terminal. En contrapartida para las aves, se considera que la
terminal constituirá un punto de abrigo o descanso para aves migratorias que
encuentren en su ruta condiciones adversas o simplemente estén cansadas.
5.4.3.-Efectos adversos debido a la absorción de plancton
La absorción de agua de mar por parte de las bombas en la terminal, dará lugar
a una mortalidad del 100% de fito y zooplancton arrastrado.
Si bien se considera que el volumen de plancton absorbido es muy inferior al
existente en la zona, se toman una serie de medidas par reducir al máximo la
cantidad de organismos capturados. Entre ellos, está la introducción de filtros
de malla fina en las tomas de mar y la limitación de la velocidad en la toma a
0.15 m/s.
Se considera que una malla en la toma de mar de celdas inferiores a 1 mm,
impedirá el paso de la mayoría de huevos y larvas, si bien podría ser motivo del
agrupamiento de estos y otros organismos de mayor tamaño, contribuyendo al
bloqueo de la toma de mar. Para evitar esta medida, se emplean sistemas de
limpieza periódica de toma de mar por contraflujo.
^ Tesís doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso
349
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
En zonas donde exista gran cantidad de fito y zooplancton, pueden emplearse
mallas de 0.5 mm. Los huevos más pequeños de especies en Banco Bermeo
son los las gambas, camarones y cigalas (0.26 mm), a los que sigue el calamar
(0.28 mm) y la covia (1.2-1.5 mm).
En la actualidad, la agencia americana para la protección del medio ambiente
(US- EPA) está desarrollando una normativa específica para establecer los
niveles admisibles de microorganismos capturados en plantas de generación
de energía, lo cual puede afectar al proyecto actual.
5.4.4.-Efectos adversos debidos a la contaminación del aire
No se consideran de importancia, ya que los equipos instalados en la terminal
que realizarán trabajos rutinarios se sujetan a la reglamentación vigente en
cuanto al contenido de contaminantes.
En cuanto a las emisiones rutinarias a la atmósfera, se contemplan:
- Las producidas por la combustión en turbinas de gas para generación de
electricidad en la terminal, consistentes principalmente en NOx (la mayor
fuente de producción en la terminal) y CO, con pequeñas partículas volátiles
de hidrocarburos (VOC).
- Diesel generador de emergencia
- Vaporizador de combusión sumergida (uso en condiciones de pico 0
mantenimiento de ORVs)
- Nitrógeno purgado por la antorcha de manera continua para prevenir la
filtración de aire al circuito.
En cuanto al venteo de gas natural a la atmósfera o quemado en antorcha, no
se considera un efecto de carácter rutinario sino accidental, por lo que sus
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350
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
efectos deben valorarse con criterios de seguridad, más que de protección
ambiental. Se consideran 3 tipos de condiciones de venteo (Ref.29):
- Venteo de baja presión causado por la interrupción en la exportación de gas
durante la descarga de un buque gasero (lo cual indica que el nivel de
Ilenado de los tanques de la terminal es bajo y que se está enviando gas de
retorno al gasero, maniobra que hay que interrumpir con recirculación de
LNG y gas en la terminal).
Se estima que se producirá una liberación de gas a la atmósfera del orden
de 2,74 MMscfd de gas a la atmósfera por hora, con una duración media del
evento de 2 horas en una terminal de 1.6 Bcfd de capacidad pico (Ref.29),
por lo que en el caso de la terminal objeto del estudio, con 0.83 Bcfd de
capacidad de pico, el valor anterior podría ser del orden de 1,42 MMscfd.
- Venteo de baja presión causado por la interrupción en la exportación de gas
durante cuando no hay un gasero descargando, (tanques casi Ilenos y línea
de retorno no operativa). Para una terminal de 1.6 Bcfd de capacidad de
pico, se estima en 0.39 MMscfd por hora., lo cual puede ocurrir durante dos
días.
- Venteo de alta presión causado por una emergencia, lo cual podría generar
un volumen de gas del orden de 7 MMscfd por hora para la terminal objeto
del estudio, hasta la resolución del problema.
Dado la mayor densidad y menor temperatura del gas liberado con respecto al
gas del ambiente, se puede considerar que la nube de vapor permanecerá
cerca de la superficie del agua en los momentos iniciales a su liberación. A
medida que se calienta, se elevará y dispersará, con posibilidad de que pueda
arder cuando su concentración en el aire se encuentra dentro de los límites de
inflamabilidad siempre que exista una fuente de ignición.
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351
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
5.4.5 Impacto sobre actividades económicas en la zona
Se incluyen en este apartado aquellos que afectan directamente a la zona
próxima a la instalación de la terminal, en la comarca de Ferrol, entre los que
se incluyen cambios en la población que podría afectar a la infraestructura
existente (colegios, policía, bomberos, zonas comerciales, aparcamientos, etc)
y cambios en la actividad económica de la región (creación de nuevos puestos
de empleo y pérdida o deterioro de otros existentes).
En la tabla de la Figura 5.4.f, se incluye una estimación de los trabajadores que
serían necesarios para la construcción de las infraestructuras necesarias para
el proyecto y su operación posterior, indicando en qué medida los trabajos
requerirían de mano de obra especializada no disponible en la comarca
(denominados en la tabla "extranjeros"), y cuales podrían realizarse por la
industria local.
Es importante destacar la existencia de un astillero en la comarca capaz de
acometer la construcción de la terminal, lo cual, dada la componente
estratégica del producto, puede repercutir en futuros contratos para el mismo.
Se considera que cada trabajador proveniente de otras regiones de Galicia,
España o el Extranjero vienen acompañado de 0.8 miembros de su familia. De
esta manera, puede valorarse el efecto de atracción de individuos a la
comarca, que es un indicador importante para valorar el enriquecimiento del
comercio en las ciudades próximas a la terminal.
No se consideran los beneficios derivados de la construcción del gaseoducto
terrestre, ya que los trabajadores estarán distribuidos en una zona de trabajo
más amplia, que no repercute tan directamente en la comarca de Ferrol.
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^^^ ^_ ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIbN DE GAS NATURAL
Sección 5.- Caso práctico i 'i
Trab. Trab. Trab. Familias Total Actividad
Necesarios Locales Extranj. trab.Extranj. extranj.
Fabricación 3,000 2,500 500 400 900
terminal
Construcc.
Gaseoducto 200 100 100 80 180
marino
Operación de la 41 21 20 16 36
terminal
Trabajos control 5 5 0 0 0
en tierra
TOTAL 3,246 2,626 620 496 1,116
Figura 5.4.f.- Población afectada por el proyecto de Terminal.
(Fuente: Ref.29 y elaboración propia)
En base a la tabla de la Figura 5.4.f, podemos deducir que de la instalación de
la terminal, se beneficiarían 3,256 trabajadores, de los cuales 2,626 pertenecen
a la comarca. Estimando una unidad familiar de 3 personas, se puede concluir
que el beneficio local alcanza a 7,878 personas, lo cual supone el 9,85% de la
población de Ferrol, estimada en 80,000 habitantes, durante un plazo del orden
de 3-4 años.
En cuanto a los efectos desfavorables para la economía de las familias en la
zona como consecuencia de la instalación de la terminal, se destaca el efecto
sobre la pesca de bajura que pudiera tener lugar en la zona 500 m alrededor de
Banco Bermeo, a lo cual habría que añadir el efecto de desplazamiento de
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Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
poblaciones de peces a zonas próximas como consecuencia de la operación de
la terminal.
De acuerdo a normativa de la Organización Marítima Internacional (OMI), se
establece una Zona de Exclusión de Pesca en un radio de 500 m alrededor
de las instalaciones tal y como se muestra en la Figura 5.4.g.
Además, se establece una Zona de Seguridad, de una distancia de 1.2 millas
náuticas (del orden de 2.2 km) alrededor de la terminal. Esta área debe ser
marcada en las cartas náuticas de acuerdo a reglamentación OMI. Dicha zona,
se define como "un área en la que los buques deben navegar con precaución
especial", si bien no restringe la realización de actividades en la misma.
Con respecto a la zona por donde discurre el gaseoducto, no se prevé
disminución de la actividad pesquera o de tráfico marítimo en la misma, ya que
se encuentra debidamente enterrado 1 m por debajo del nivel del lecho marino.
6. - Comparativa entre la planta terrestre y la planta offshore
Las principales diferencias entre la planta terrestre y la offshore, vienen dadas
por una parte por las peculiaridades de una instalación marina, que requiere
cierto grado de autonomía, redundancia e independencia, y por otra parte, por
la mayor flexibilidad en ciertos aspectos de diseño al estar la terminal marina
alejada de núcleos urbanas y por lo tanto, no sometida a una legislación
ambiental tan severa.
En la tabla de la Figura 5.3.a, se incluyen algunas de las diferencias principales
consecuencia de la introducción de la realización de un proyecto de este tipo
en la zona.
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
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Figura 5.4.g.- Delimitación de zona de seguridad y zona
de exclusión de pesca. (Fuente: Elaboración propia)
Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 355Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004
Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Planta industrial
Generación
potencia
Odorización
Agua refrigeración
Exportación de
gas alternativa
Muelle carga
Seguridad
Impacto ambiental
Impacto económico
Impacto social
Coste
Plazo de puesta en marcha
del proyecto
Terrestre en
Mugardos
Usa red eléctrica terrestre..
Consumo 40% superior (mayor
caudal)
I Se realiza en la terminal
Caudal requerido superior,
para Tentr-salida = 5°C
Posibilidad de
carga en camiones
Sobre la terminal.
Disponibilidad 100%°
Tecnología probada
Nivel contaminación por
hipoclorito sódico superior
Se perjudica el marisqueo de
^ moluscos en la zona de la ría,
al establ. una zona exclusión.
Descontento y preocupación
, de poblaciones próximas
Del orden de la mitad
Dificultad de obtener permisos
puede retrasar inicio
ejecución obras seriamente
De Gravedad en
Banco Bermeo
Generación propia energía
mediante turbinas de gas
No se realiza a bordo, sino tras
inyecc. red consumo terrestre
Caudal menor, ya que
Tentrada-salida entre 9.5-11°C
No existe. Toda exportación
en gaseoducto
Offshore.
Disponibilidad 95%
Elementos de tecnología
probada, pero incertidumbre
de operación marina
Mayor dispersión de elementos
contaminantes
Mayor enriquec. comarca ((la
planta es más cara y existen
astilleros para su fabricación)
No se produce; Terminal fuera
alcance vista
Coste adicional de
gaseoducto a tierra
Mayor tiempo de construcción.
Requiere astilleros
especializados
Figura 5.3.a.-Cuadro comparativo T.Terrestre y Offshore. ( Fuente: Elab.propia)
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
7.- Referencias
Ref.1.- Planta de Gas Natural Licuado de la ría de Ferrol. Su ubicación y
riesgos potenciales. Manuel Alfonso Domíngues. Mayo 2004.
Ref.2.- BOE - Aprobación ejecución de Reganosa 24 Julio 02
Ref.3.- Folleto publicitario del Ayuntamiento de Mugardos. Mayo 2003.
Ref.4.- La Voz de Galicia.8 Septiembre 2004
Ref.5.- Viento predominante en Boyas Coruña y Villano-Sisargas. Instituto
Nacional de Meteorología 2000-2003.
Ref.6.- Clima Medio de Oleaje. Boya de La Coruña. Puertos del Estado
Cód.1213, Período 1982-2003.
Ref.7.- Clima Medio de Oleaje. Boya de Villano-Sisargas. Puertos del Estado
Cód.2246, Período 1988-2003.
Ref.8.- Clima Extremal de Oleaje. Boya de La Coruña. Puertos del Estado
Cód.1213, Período 1982-2002.
Ref.9.- Clima Extremal de Oleaje. Boya de Villano-Sisargas. Puertos del Estado
Cód.2246, Período 1988-2002.
Ref.10.- Costa de Galicia - Masmar. (www.masmar.com). Septiembre 2004
Ref.11.- Shallow Water LNG Offsh Off Terminal. Junio 2003
Ref.12.- Zonas sísmicas España. http://www.tdx.cesca.es/TESIS_UPC
/AVAI LABLE/TDX-0731102-154531 /03CAPITULO_2.pdf.
REf.13.- Valores met. normales A Coruña. Inst Metereologico. Agosto 2004
Ref.14.- Corrientes Cabo Silleiro. Intituto Metereológico. Junio 2001
Ref.15.- Project Independence - SGBS Foundation. ARUP. December 2003
Ref.16.- ABS Guide Building 8^ Classing Offshore LNG Terminals. Mayo 2002
Ref.17.- DnV. 1992. Classification notes No. 30.4 : Foundations. Mayo 1992
Ref.18.- Project Independence - SGBS Wave Loading. ARUP. Diciembre 2003
Ref.19.- Perma Ballast Brochure - Enero 2004
Ref.20.- Inhibidores corrosion Cortec - Enero Septiembre 2003
Ref.21.- Nalco Corrosion inhibitors - Enero 2004
• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superíor de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso
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DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL Sección 5.- Caso práctico
Ref. 22.- Biocida Ondeo-Nalco 7330. Mayo 1998
Ref 23.- OTC15301 - Offshore transfer - Bluewater. Mayo 2003.
Ref.24.- Anuncio inicio obra Reganosa.. www.Hispanet.com. 17 Febrero 2004
Ref.25.- La Comisión Europea reacciona. www.Galice.net. Noviembre 2001
Ref.26.- Restos arqueológicos reganosa. www.culturagalega.org. 15 Julio 2004
Ref.27.-Carta de reivindicación ciudadana. 30 Septiembre2002
Ref.28.- Manifestación Mariscadores Reganosa - www.vieiros.com. Mayo 2004.
Ref.29.- Environmental Impact Statement Port Pelican - Mayo 2003
Ref.30.- Gulf Landing - Water quality- Octubre 2003
Ref.32.- La Huella del Fuel. Ensayos sobre el "Prestige". Ed. Fundación
Santiago Rey Fernández-Latorre (A Coruña), Enero 2003
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