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


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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



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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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


^ ^ ^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)



^^ ^' ' ^DISEÑO DE TERMINALES OFFSHORE DE REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL i '^Sección 4.- Aspectos de Diseño

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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



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


Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.A/fonso García Ascaso

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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


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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


Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso


Tabla 4.d.- Sistema de descarga entre flotadores

mediante brazo big-sweep (Ref.25)

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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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Tabla 4.e Rotating Quay (Ref.24)

Tabla 4.f Dique Flotante (Ref.26)

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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


^ ^ ^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


I ^^

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)

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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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228


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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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)


Autor.^ D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso


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).

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^^ ^ ^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


•

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


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,

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polifécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso

235


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.

• 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

236


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


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


Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso


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


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.


Autor. D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso


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


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

•


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


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.


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',

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^fécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña.- Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso

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



•

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


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



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


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

^


^_ ^ 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



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


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


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)

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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


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

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262


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


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.



^

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


^ ^_ ^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



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


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)

• 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

270


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

• 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.Alfonso García Ascaso

271


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.

• 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

272


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.

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Ferrof. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso Garcia Ascaso

273


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

• 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

274


•

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

• 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

275


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)


276


.. ^ ^ ^ 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)


277

i


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.


278


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

• 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

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


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


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.

• 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

282


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0 . 2-0 . 1 01 -02 02-03 03-04 0405 > 05

Figura 4.5.a.- Rosa de olas (condiciones normales) esperadas en la zona de

operación, tomadas de la Boya de Villano-Sisargas. (Ref.7)


283

i


•

Figura 4.5.b.- Rosa de vientos esperados en la zona de operación, tomadas

de la Boya de A Coruña (Ref.S)


284

i


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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


W

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

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Poldécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso

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



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


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


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.


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



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


292


•

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.

• 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

293


ĉ

^^1^^^^^^^1

^

^

Figura 5.1.c.- Perfil y planta de terminal offshore propuesta


Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Pol^técnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Autor: D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso

294


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.


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.

• 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

295


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

• 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

296


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

^ 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.A/fonso Garcia Ascaso

297


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

• 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 Garcia Ascaso

298


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


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



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


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.


• 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

302


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

• 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 ^arcia Ascaso

303


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.


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


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:

• 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 Garcia Ascaso

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)

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica 306Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004


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

• Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polrtécnica Superior de Fen-ol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 307



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)


308


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

• 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

309


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


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


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.


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.

Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Polifécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 313



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.


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314


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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315


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


• 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.


i 317


•

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


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.

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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


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

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321


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Figura 5.2.b.- Disposición esquemática de la planta de proceso.


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322


Figura 5.2.c.- Idealización artística terminal Offshore de Banco Bermeo.

(Fuente: Realizada por Bluewater a petición del autor)

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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%.




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



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.


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.


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.


327

1


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


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


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


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


•

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


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


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


332


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


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.

Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela Politécnica Superior de Ferrol. Universidad de La Coruña - Septiembre 2004 Aufor: D.Abel Méndez Diaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso

334


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


335


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


4000

3000

2000 Prob. p^^ 0.03 (%^

,-^. ,,r Q r^1 30^ '1000^

,^ ^ ° 25 V 20^ ',^ C 0 ,.. _ 15

^^ 10 ^ 5O ^ o0 3Z -'I 000

^ Q ^^ o

0.03-2000

-3000

-4000 0 o^

0 o^

0 o 0

0 0 0

0 0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

^ N

^ ^

^ 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


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


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

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

340


•

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


341


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

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

342


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


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)


Autor D.Abel Méndez Díaz Director tesis: D.Alfonso García Ascaso


•

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.


345


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


346


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


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


i


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


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


350


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.

• 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

351


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.

• 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 Garcia Ascaso

352

^^^ ^_ ^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




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.


354


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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



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)

^ 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

356


7.- Referencias

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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

357


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

^ Tesis doctoral - Ingeniería Naval y Oceánica Escuela 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 regasificacion de gas natural

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