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Capitolo 3: L’impianto di rigassificazione
GNL OLT-ENERGY
3.1 Un terminal di rigassificazione off-shore
Il processo di rigassificazione del GNL, preso in considerazione nel presente lavoro, è quello proposto dalla OLT-ENERGY per la realizzazione di un terminal off-shore al largo della costa di Livorno (12 miglia nautiche). Questo progetto, ad oggi approvato, prevede la realizzazione di un FSRU, ovvero un impianto galleggiante di stoccaggio e rigassificazione del GNL, tramite la trasformazione di una nave gasiera terminal con alcune modifiche strutturali. La nave-terminal ha quattro serbatoi sferici, che svolgono la funzione di serbatoi di stoccaggio ed ha la prua modificata per permettere l’attacco del sistema di ancoraggio alla tubazione sottomarina. Questo sistema di ancoraggio è stabile ma non rigido e permette alla nave terminal di ruotare di 360° intorno alla tubazione per assecondare le condizioni meteo-climatiche e il moto ondoso del mare. Inoltre sempre a prua è posizionata la zona di processo per la rigassificazione del GNL. In figura 3.2 è disegnata la struttura del terminal galleggiante con vista frontale e dall’alto. Le principali modifiche previste della nave gasiera per la trasformazione in FSRU sono le seguenti e sono evidenziate in figura 3.1 dove si riporta una rappresentazione 3D dell’assetto della nave-terminal [12]:
Sistema dei bracci di carico: è stato progettato un sistema per il trasferimento del GNL dai serbatoi della nave gasiera a quelli del terminal, da inserire tra due serbatoi sferici.
Impianto di rigassificazione: è stata riorganizzata la disposizione spaziale delle varie apparecchiature in modo tale da poter raggruppare l’area di processo sul ponte a prua della nave-terminal.
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Ancoraggio e collegamento alla tubazione sottomarina.
Figura 3.1: Rappresentazione 3D del progetto di FSRU a largo della costa di Livorno.
Le fasi di carico dei serbatoi di stoccaggio con il GNL trasportato dalla nave gasiera sono regolamentate da rigorose procedure di ormeggio, attracco e collegamento (figura 3.3) tra le due navi e caratterizzate da diversi livelli di allarme per isolare una o entrambe le navi in caso di emergenza.
38 Figura 3.2: Vista frontale e dall’alto della nave-terminal.
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3.2 Descrizione e caratteristiche dell’impianto
Il terminal off-shore è rifornito di GNL da una nave gasiera, che trasporta il gas naturale liquefatto, in condizioni di liquido saturo, all’interno di quattro serbatoi sferici criogenici. Durante le operazioni di scarico della nave gasiera e carico dei serbatoi di stoccaggio del terminal, la pressione all’interno della nave gasiera è mantenuta costante con una linea che permette il ritorno di quella aliquota di GNL, che nei serbatoi di stoccaggio si trasforma in fase vapore.
La pressione operativa dei quattro serbatoi di stoccaggio si assesta tra 1.04 e 1.2 bar a, mentre la pressione operativa dei serbatoi della nave gasiera è mantenuta leggermente più alta in modo tale da garantire un’opportuna differenza di pressione tra la nave e il terminal. La percentuale di GNL che passa allo stato vapore nei serbatoi di stoccaggio è chiamata Boil Off Gas. Una parte del BOG è utilizzata come combustibile nei bruciatori per la produzione di vapore, mentre il BOG in eccesso, dopo essere stato compresso, è inviato al ricondensatore. Il ricondensatore è una colonna a riempimento in cui il BOG in ingresso è ricondensato e sotto raffreddato per contatto diretto con il GNL, spinto fuori dai serbatoi dalle pompe in-tank. La parte inferiore del ricondensatore funziona come un serbatoio di hold-up per le pompe booster, che hanno la funzione di aumentare la pressione del GNL fino a 85 bar a e di trasferire il GNL alla sezione di vaporizzazione, che rappresenta il cuore del processo di rigassificazione. I vaporizzatori utilizzati nell’impianto preso in considerazione sono del tipo a fluido intermedio (IFV): il GNL è prima vaporizzato grazie alla condensazione del propano, che rappresenta il fluido intermedio, e poi è surriscaldato mediante scambio termico con una corrente di acqua di mare calda, proveniente dal condensatore di vapore principale dell’impianto di generazione energia. Infatti per migliorare l’efficienza termica globale l’acqua di mare, una volta prelevata mediante le pompe, è prima utilizzata nell’impianto per la produzione di energia e poi inviata ai vaporizzatori, in modo da aumentare la sua temperatura e diminuire così la portata di acqua richiesta per la vaporizzazione. Per far funzionare questo tipo di vaporizzatori è però necessaria una utility calda che provveda alla vaporizzazione del propano: in questa configurazione l’utility calda è costituita sempre dalla stessa corrente di acqua di mare che, dopo aver riscaldato il gas naturale,
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attraversa un’ulteriore sezione di scambio termico, in cui fornisce il calore necessario all’evaporazione del propano ed infine viene re-immessa in mare.
Dopo la fase di vaporizzazione, il gas naturale è inviato ad una cabina di misura presente sul terminal e poi immesso nella tubazione sotto marina per arrivare alla rete di distribuzione sulla costa.
In tabella 3.1 si riportano i dati più significativi per quanto riguarda la produttività del terminal.
Tabella 3.1: Caratteristiche del terminal.
(1): Smc (metro cubo standard) è l’unità di misura di volume usata per i gas in condizioni standard, ossia
alla pressione atmosferica ed alla temperatura di 15°C. 1 Smc corrisponde a 0,946 Nmc (normal metri cubi).
*: il carico massimo dei serbatoi di stoccaggio può essere raggiunto con una portata di scarico dalla nave gasiera di 12000 mc/h di GNL per un tempo di 12 h.
Per quanto riguarda l’approvvigionamento di gas naturale liquefatto sono presenti delle specifiche sulla composizione del GNL e sulla concentrazione massima di solfuri ammissibili. Infatti è previsto che l’impianto di rigassificazione OLT-ENERGY possa lavorare con tre tipi di GNL in modo tale da ottenere un gas naturale con un potere calorifico superiore compreso all’interno di un certo intervallo. Infatti una grandezza fondamentale per descrivere l’intercambiabilità del gas naturale è il cosiddetto “indice di Wobbe”, definito come il rapporto tra il potere calorifico superiore del gas per unità di volume e la radice quadrata della densità relativa. Per densità relativa si intende il rapporto tra la densità del gas e quella dell’aria secca, entrambe calcolate alle stesse condizioni di temperatura e pressione. L’impianto di rigassificazione sarà pertanto
Operatività: 360 g/a
Capacità in condizioni normali di funzionamento 5000000000 Nmc/a= 3780000 tonne/a
Produttività di gas naturale 450 tonne/h
Indice di Wobbe 11300 kcal/Smc (1)
Carico max dei serbatoi di stoccaggio 137000 mc *
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dotato di una unità di correzione delle proprietà energetiche del gas. In particolare, nel caso in cui sia richiesto un abbassamento del potere calorifico e dell’indice di Wobbe, solitamente è prevista una diluizione del gas naturale mediante l’iniezione di azoto. Nel caso in cui si renda necessario invece un arricchimento della miscela in termini di proprietà calorifiche, come ad esempio avviene ai terminali di ricezione in Giappone, solitamente si opera alimentando una certa quantità di propano e butano all’interno del gas naturale. Nell’impianto preso in considerazione è prevista una correzione dell’indice di Wobbe solo nel caso in cui il GNL approvvigionato sia quello “heavy”: la quantità di azoto da iniettare nel gas naturale è regolata da un analizzatore dell’indice posizionato prima della cabina di misura presente sul terminal.
Tabella 3.2: Composizione dei tre tipi di GNL ammessi.
Tabella 3.3: Concentrazioni massime ammissibili dei componenti solfuri nel GNL approvvigionato.
Heavy Medium Light
N2 0,20 0,60 1,40 CH4 86,85 90,25 94,40 C2H6 8,50 6,50 3,20 C3H8 3,00 2,10 1,00 i-C4H10 0,52 0,50 0 n-C4H10 0,70 0,05 0 C5+ 0,23 0 0
Componenti Composizione molare %
Componenti Idrogeno solforato Mercaptani
Totale solfuri
Concentrazione massima ammissibile 0,5 ppm vol.
2,2 mg S/ Smc 28,44 mg S/ Smc
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Tabella 3.4: Intervallo di accettabilità del potere calorifico del gas naturale prodotto sul terminal.
L’attività dell’impianto di rigassificazione off-shore può essere suddivisa in più sezioni, ognuna delle quali realizza una determinata operazione:
Stoccaggio del GNL.
Formazione ed utilizzo del Boil Off Gas.
Ricondensazione di parte del Boil Off Gas.
Trasferimento del GNL alla fase di vaporizzazione.
Vaporizzazione del GNL.
Gestione dell’utility acqua di mare.
Generazione di energia elettrica.
Gestione delle utilities necessarie per l’impianto.
Si illustra il processo di rigassificazione mediante il diagramma a blocchi di figura 3.4 e di seguito si descrivono dettagliatamente le varie sezioni.
Legenda di figura 3.4:
Linee colore rosso: correnti di gas naturale e di BOG;
Linee colore blu: correnti di GNL;
Linee colore celeste: correnti di acqua di mare.
Valore min. 38,26 Mj/ Smc Valore max. 43,26 Mj/ Smc
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3.2.1 Stoccaggio del GNL
I serbatoi per lo stoccaggio criogenico del GNL sul terminal sono quattro e di forma sferica, ciascuno con un diametro di 40,3 m. Il trasferimento del GNL nei serbatoi dell’impianto avviene mediante le pompe sommerse presenti nei serbatoi di trasporto della nave gasiera, che spingono il gas naturale liquefatto all’interno dei bracci di carico. I serbatoi di stoccaggio sono del tipo Moss sphere e la loro pressione operativa è pressoché atmosferica e precisamente è compresa tra 1,04 e 1,2 bar a.
Come già indicato sopra, la portata massima di carico di GNL nei serbatoi di stoccaggio può raggiungere il valore di 12000 mc/h e il corrispondente tempo minimo di carico è di 12 h. In realtà la portata di carico non sarà sempre pari a quella massima e quindi le operazioni di carico dei serbatoi avranno una durata superiore a 12 h. In condizioni normali di funzionamento la capacità produttiva dell’impianto è di 450 tonne/h e quindi, considerando il carico massimo dei serbatoi, l’autonomia dell’impianto è di circa 5 giorni e mezzo. Si parla di condizioni normali di funzionamento quando le operazioni di attracco, ormeggio, collegamento della nave carrier, carico dei serbatoi e produzione di gas naturale avvengono in continuo senza interruzioni causate da eventuali blocchi di emergenza o da condizioni meteo-marine sfavorevoli. Per quanto riguarda le procedure di collegamento con la nave carrier e i livelli di emergenza si rimanda al paragrafo 3.4. In ogni serbatoio di stoccaggio sono presenti quattro pompe “in-tank” sommerse: due di esse sono le pompe responsabili del trasferimento di GNL alla sezione di ricondensazione, una pompa è del tipo retrattile e l’altra è una pompa di servizio, utilizzata per il drenaggio del serbatoio. In condizioni di normale funzionamento la capacità di mandata di due pompe sommerse corrisponde alla capacità produttiva dell’impianto. Quindi è sufficiente che sia in linea un solo serbatoio tra i quattro presenti per poter produrre 450 tonne/h di gas naturale: è previsto pertanto di realizzare lo scarico di un serbatoio e successivamente passare ad un altro serbatoio. Allo stesso modo per le operazioni di rifornimento di GNL è previsto di caricare prima i serbatoi che sono già svuotati e che quindi non sono in linea con la sezione di vaporizzazione. La pressione di mandata delle pompe sommerse è di 6 bar a, che corrisponde alla pressione operativa della colonna di ricondensazione.
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3.2.2 Formazione ed utilizzo del Boil Off Gas
È stato già anticipato che una aliquota del GNL presente nei serbatoi di stoccaggio passa allo stato vapore: questo Boil Off Gas può essere generato per diversi motivi:
1. Durante le operazioni di carico dei serbatoi, il GNL può subire un surriscaldamento e vaporizzare immediatamente, una volta caricato. Il surriscaldamento può essere generato dalle pompe della nave carico e dall’ingresso di calore dai bracci di carico. Un’ulteriore vaporizzazione può avvenire se la tensione di vapore del GNL è maggiore della pressione operativa dei serbatoi di stoccaggio e se il GNL, in condizione di liquido saturo, incontra delle perdite di carico nel trasferimento.
2. Ingresso di calore nei serbatoi di stoccaggio per dispersione termica.
3. Uscita del vapore al di fuori dei serbatoi per l’ingresso di liquido durante le fasi di carico.
Durante il carico dei serbatoi e quindi quando la nave gasiera è ormeggiata e collegata al terminal, una parte del BOG generato viene compressa mediante i compressori HD (High Duty) e inviata all’interno della nave di carico per mantenerne costante la pressione. Parte del BOG generatosi passa invece attraverso i compressori di BOG e poi è liquefatto nel ricondensatore, dove è unito al GNL estratto dai serbatoi di stoccaggio e poi rilanciato alla pressione operativa dei vaporizzatori (85 bar a). Il Boil Off Gas restante viene invece usato come gas combustibile per la produzione di vapore. Infatti il gas combustibile necessario per l’alimentazione dei bruciatori delle caldaie a vapore e dei turbogeneratori è costituito innanzitutto dal Boil Off Gas, che si genera e che viene compresso dai compressori LD (Low Duty). Nel caso in cui la portata di BOG inviata ai bruciatori fosse insufficiente, è previsto il prelievo di una parte del gas naturale in uscita dalla sezione di vaporizzazione, un successivo riscaldamento e poi l’alimentazione alle caldaie dell’impianto. In alternativa, altro gas combustibile può essere generato utilizzando il sistema di “vaporizzatori forcing”, che comprende un vaporizzatore, un
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compressore LD e un riscaldatore di gas, e prevede di prelevare del GNL dai serbatoi di stoccaggio, vaporizzarlo e riscaldarlo per alimentarlo poi alle caldaie.
È previsto che sia il vaporizzatore forcing sia il riscaldatore utilizzino vapore come mezzo di calore.
In questo lavoro, tra i compressori HD, LD e BOG è di nostro interesse in modo particolare il compressore BOG, che ha il compito di trasferire parte del BOG al ricondensatore aumentando la pressione del gas fino a 6 bar a circa. In tabella 3.5 sono riassunte le caratteristiche del compressore previsto sulla linea del BOG.
Tabella 3.5: Caratteristiche del compressore BOG.
3.2.3 Ricondensazione di parte del Boil Off Gas
Nel ricondensatore il Boil Off Gas spinto dal compressore BOG è liquefatto e sotto raffreddato tramite contatto diretto e miscelamento con il GNL inviato dalle pompe in-tank. La sezione di ricondensazione è una colonna a riempimento, in cui il BOG e il GNL fluiscono in equicorrente. La pressione operativa è di 6 bar a. In tabella 3.6 si evidenziano i valori previsti per quanto riguarda le portate e le temperature delle correnti in ingresso e in uscita dal ricondensatore.
Tipo centrifugo
Portata max (kg/h) 30000
Pressione di aspirazione (bar) 1,04
Temperatura max di aspirazione (°C) -125
Pressione di mandata (bar) 6,4
Temperatura max di mandata (°C) 16
48 Figura 3.5: Colonna di ricondensazione.
Tabella 3.6: Correnti di ingresso e uscita del ricondensatore.
3.2.4 Trasferimento del GNL alla fase di vaporizzazione
La corrente di gas naturale liquefatto in uscita dal ricondensatore viene trasferita alla sezione di vaporizzazione mediante delle pompe di rilancio, dette “pompe Booster”, che hanno il compito di aumentare la pressione dal valore di 6 bar a fino a 85 bar a. Questo
OUT GNL BOG GNL_OUT Portata (tonne/h) 447,2 2,8 450 Pressione (bar) 6 6 5,9 Temperatura (°C) -163,1 -71,2 -160,1 IN RICONDENSATORE
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valore di pressione è legato alla pressione di distribuzione del gas naturale alle utenze che si attesta tra 70 e 80 bar a: risulta più conveniente aumentare la pressione del gas naturale liquefatto prima della vaporizzazione invece che realizzare una compressione piuttosto spinta sul gas naturale in uscita dalla sezione di vaporizzazione.
In condizioni di normale funzionamento solo due pompe Booster sono in linea e la massima capacità totale di mandata è di 450 tonne/h, mentre un’altra è in stand-by. In tabella 3.7 sono riassunte le caratteristiche di una pompa Booster.
La parte inferiore della colonna di ricondensazione si comporta come un serbatoio di hold-up per le pompe Booster.
Tabella 3.7: Caratteristiche di un pompa Booster.
3.2.5 Vaporizzazione del GNL
La sezione di rigassificazione del GNL, dopo la fase di pompaggio, è costituita da tre vaporizzatori, che operano in parallelo, ciascuno con una capacità di 150 tonne/h di gas naturale. Come anticipato, i vaporizzatori dell’impianto off-shore sono del tipo a fluido intermedio (IFV) ed utilizzano appunto il propano come fluido intermedio e l’acqua di mare come corrente calda.
Ciascun vaporizzatore è costituito da tre sezioni di scambio termico che sono realizzate fisicamente in un’unica apparecchiatura. Infatti la vaporizzazione del GNL è realizzata in uno scambiatore a fascio tubiero 1-2, in cui nei tubi scorre il gas naturale liquefatto che vaporizza grazie al propano in fase vapore, lato mantello, che invece condensa. Il
Tipo sommersa
Portata (tonne/h) 225
Pressione di aspirazione (bar) 6
Temperatura di aspirazione (°C) -160,1
Pressione di mandata (bar) 85
Temperatura di mandata (°C) -155,9
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propano condensato è raccolto nella parte inferiore, che costituisce la seconda sezione di scambio termico. In questa seconda sezione è presente un fascio tubiero in cui scorre l’acqua di mare, proveniente dallo scambio termico con il GN, prima di essere scaricata, mentre lato mantello il propano condensato vaporizza nuovamente. L’utility calda, ovvero l’acqua di mare, attraversa dapprima la terza sezione di scambio termico, in cui scorre dentro ad un fascio di tubi e si raffredda per fornire il calore necessario al surriscaldamento del gas naturale, e poi attraversa la seconda sezione dove scambia calore con il propano. Di seguito si riassumono le caratteristiche delle tre sezioni di scambio termico.
Tabella 3.8: Caratteristiche della sezione di vaporizzazione del GNL.
Tabella 3.9: Caratteristiche della sezione di vaporizzazione del propano.
IN OUT IN OUT
Fluido GNL GN Propano propano
Stato fisico liquido gas gas liquido
Portata (tonne/h) 150 150 295 295
Pressione (bar) 85 83,7 4 4
Temperatura (°C) -155,9 -19,5 -5 -5
LATO TUBI LATO MANTELLO PRIMA SEZIONE: GNL-VAPORIZER
Scambio di calore: latente e sensibile Configurazione: 1-2
IN OUT IN OUT
Fluido Acqua di mare Acqua di mare Propano propano
Stato fisico liquido liquido liquido gas
Portata (tonne/h) 3000 3000 295 295
Pressione (bar) 2,5 2 4 4
Temperatura (°C) 15 8 -5 -5
LATO TUBI
SECONDA SEZIONE: LPG-VAPORIZER Scambio di calore: latente e sensibile
Configurazione: 1-1
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Tabella 3.10: Caratteristiche della sezione di riscaldamento del GN.
Figura 3.6: Sketch laterale di un vaporizzatore IFV.
È importante sottolineare il fatto che la prima e la seconda sezione di scambio termico hanno in comune l’ambiente dello shell pertanto non è del tutto corretto indicare una portata di propano perché in realtà c’è una quantità di propano (5-6 tonne), caricata nella parte inferiore, nella quale è immerso il fascio tubiero della seconda sezione. Il propano evaporato condensa poi a contatto con il fascio tubiero della prima sezione di scambio termico. In questo sistema la pressione si autoregola a seconda della quantità di propano che evapora quindi a seconda della richiesta di scambio termico.
Durante la manutenzione, programmata almeno ogni tre anni, è necessario sull’impianto un serbatoio di raccolta del propano dopo il drenaggio dai vaporizzatori, oltre ad una pompa per re-immettere il propano nei vaporizzatori a conclusione dei lavori.
Per migliorare l’efficienza termica dell’impianto l’acqua, dopo il prelievo dal mare, è utilizzata come corrente fredda nel condensatore di vapore dell’impianto di generazione
IN OUT IN OUT
Fluido Acqua di mare Acqua di mare GN GN
Stato fisico liquido liquido gas gas
Portata (tonne/h) 3000 3000 150 150
Pressione (bar) 3 2,5 83,7 82,45
Temperatura (°C) 16 15 -19,5 5 - 7
Scambio di calore: sensibile Configurazione: 1-1
LATO TUBI LATO MANTELLO TERZA SEZIONE: GN-HEATER
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energia elettrica presente sul terminal di rigassificazione e soltanto dopo è inviata al vaporizzatore con una temperatura superiore di qualche grado a quella di prelievo dal mare. Utilizzare una corrente di acqua di mare riscaldata permette di:
Aumentare la temperatura dell’acqua di mare in ingresso al vaporizzatore e diminuire così la portata richiesta per la rigassificazione del GNL.
Migliorare il ∆T medio logaritmico di scambio nell’IFV.
Aumentare la temperatura di scarico in mare.
È ovvio che la temperatura dell’acqua di mare al prelievo sarà soggetta a variazioni dovute alla stagionalità e comunque, anche in una determinata stagione, sarà soggetta a variazioni a causa delle correnti marine.
All’uscita dai vaporizzatori il gas naturale è inviato alla cabina di misura presente sul terminal, dove è presente un analizzatore dell’indice di Wobbe ed una unità di correzione in caso di necessità, e poi immesso nella tubazione sottomarina per raggiungere la rete di distribuzione sulla costa e la stazione di distribuzione di Collesalvetti (LI). In tabella 3.11 si riassumono le specifiche richieste sul gas naturale in uscita dalla sezione di vaporizzazione.
Tabella 3.11: Specifiche richieste sul GN in uscita dalla fase di vaporizzazione.
Portata (tonne/h) 450
Pressione (bar) 82 - 83
Temperatura (°C) 5 - 7
Indice di Wobbe kcal/ Smc 11300
Potere calorifico superiore (Mj/ Smc) 38,26 - 43,26 SPECIFICHE GAS NATURALE
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3.2.6 L’utility acqua di mare
L’acqua di mare viene filtrata per evitare problemi alle pompe e sottoposta ad iniezione di ipoclorito di sodio per prevenire la formazione e la crescita di alghe nelle tubazioni e nelle apparecchiature dell’impianto, in cui deve scorrere. Sul terminal di rigassificazione sono previste quattro pompe, di cui tre in funzione ed una in stand-by, per il prelievo dell’acqua dal mare. Come anticipato nel paragrafo dedicato alla sezione di vaporizzazione, dopo il prelievo, l’acqua è inviata al condensatore dell’impianto di generazione energia elettrica, dove assorbe il calore ceduto dal vapore che condensa. L’acqua così riscaldata entra nei vaporizzatori IFV, dove surriscalda dapprima il gas naturale fino alla temperatura richiesta (5–7°C) e poi cede il calore necessario alla vaporizzazione del propano. L’acqua di mare in uscita dai vaporizzatori è raccolta in un collettore e poi scaricata in mare. La massima differenza di temperatura ammessa tra il prelievo e lo scarico dell’acqua è di 6,5-7 °C.
3.2.7 Generazione di energia elettrica
L’impianto di generazione di energia elettrica previsto sul terminal di rigassificazione deve avere una capacità tale da soddisfare tutte le richieste di energia da parte del processo e delle altre attività di contorno.
L’impianto per la generazione di energia elettrica è costituito da tre generatori da 3350 kW ciascuno (due turbo generatori a vapore e un generatore diesel) e da due turbo generatori, anch’essi a vapore, da 8000 kW. Inoltre è disponibile un ulteriore generatore diesel da 850 kVA per le situazioni di emergenza.
Durante il normale funzionamento, i due turbo generatori da 8000 kW e uno dei tre da 3350 kW sono previsti in funzione, mentre gli altri sono in stand-by.
L’impianto di produzione del vapore ha due caldaie a vapore a doppio combustibile: possono bruciare sia il Boil Off Gas proveniente dai serbatoi di stoccaggio e dai vaporizzatori sia olio combustibile, che è usato soltanto in casi di emergenza e di carenza del BOG. Dato che l’impianto di produzione di energia e l’area di processo
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sono dislocate da parti opposte sul terminal di rigassificazione, le linee in cui scorre il gas combustibile sono costituite da doppi tubi concentrici, con azoto nello spazio anulare, per minimizzare il rischio di eventuali incidenti.
Ciascuna caldaia ha una capacità di 55 t/h di vapore surriscaldato a pressione di 63 bar a e temperatura di 510°C. In caso di condizioni meteo stabili e senza vento è sufficiente il vapore prodotto da una sola caldaia, mentre in caso di tempo rigido è necessario che entrambe le caldaie siano in funzione.
3.2.8 Gestione delle utilities necessarie per l’impianto
Il terminal off-shore di rigassificazione GNL è dotato di un impianto per la produzione di azoto, composto da due unità, di uguali dimensioni, una in servizio e l’altra di riserva. Queste due unità sono del tipo a “membrana” ed ognuna è in grado di soddisfare la richiesta di azoto in condizioni operative normali. Sul terminal l’azoto è utilizzato per inertizzare i serbatoi sferici, le tubazioni del BOG usato come gas combustibile, le pompe Booster e i compressori BOG, i bracci di carico dei serbatoi e per le operazioni di correzione dell’indice di Wobbe del gas naturale in uscita dalla sezione di vaporizzazione, se necessarie.
Un’altra utility indispensabile all’impianto è l’aria compressa per la movimentazione della strumentazione di controllo. Inoltre, come già anticipato è presente una sezione di trattamento dell’acqua con ipoclorito, nel momento del prelievo dal mare, per prevenire problemi legati alla formazione di alghe marine nelle apparecchiature e nelle linee dell’impianto.
Dato che sul terminal è prevista la presenza di circa 30 persone durante il funzionamento, sono necessari anche un sistema di acqua potabile per i servizi e un’unità di trattamento biologico delle acque.
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3.3 Filosofia operativa e controllo di processo di base
Il controllo di processo di base dell’impianto è tale che non è richiesta la presenza permanente di personale nell’area di processo e in quella di stoccaggio in condizioni operative normali.
Per raggiungere la capacità annuale di gas naturale prodotto è necessario che l’impianto operi con portate medie di 450 tonne/h di GN, dato che la produttività richiesta subirà delle variazioni stagionali. Dato che il centro di controllo della rete di distribuzione a terra è gestito da un’altra società, l’impianto di rigassificazione deve essere gestito sotto un controllo di portata indipendentemente dalla pressione operativa delle tubazioni del gas. La filosofia del controllo di portata è basata su tre controllori di portata, FC, e relative valvole posizionati sulle linee di alimentazione del GNL ai tre vaporizzatori IFV.
Nella sezione di ricondensazione la variabile operativa controllata è la pressione, che viene mantenuta al valore di 6 bar a. Infatti se la pressione scende al di sotto del valore specificato è previsto un aumento della portata di BOG inviato alla colonna di ricondensazione mentre se la pressione aumenta un controllore di pressione è pronto ad inviare il gas in eccesso ad uno sfiato freddo.
Per quanto riguarda la specifica sulla temperatura del gas naturale in uscita dai vaporizzatori, che dipende strettamente dalla portata e dalla temperatura dell’acqua di mare, sono previsti allarmi di bassa ed alta temperatura, se rispettivamente i valori scendono al di sotto di 5°C o se salgono al di sopra di 7°C, che vanno ad agire su valvole di controllo presenti sulle linee dell’acqua di mare.
3.4 Sistemi di sicurezza e livelli di emergenza
Lo stoccaggio del GNL rappresenta la sezione più critica non tanto per il controllo di base ma per quanto riguarda l’aspetto di sicurezza dato che le quantità di GNL presenti sono notevoli e soprattutto dipendenti dal collegamento con la nave gasiera, oltre che dall’impianto stesso. A livello di loops di controllo, i serbatoi criogenici sono provvisti
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di controlli di pressione per lavorare in condizioni pressoché atmosferiche e indicatori ed allarmi di livello, indispensabili durante le operazioni di carico e scarico dei serbatoi. Mentre per quanto riguarda la sicurezza del terminal, è presente un sistema di controllo computerizzato delle apparecchiature, IAS (Integrated Automation System), tipico delle navi gasiere e regolarizzato secondo le norme IMO (International Maritime Organization) ma integrato con un sistema di blocco di emergenza, ESD (Emergency Shut Down), apposito per l’interfaccia del terminal con una nave gasiera e per le attività svolte nell’area di rigassificazione.
Il sistema di controllo automatizzato dell’area di processo è collegato al sistema ESD. Infatti sono stati pianificati tre diversi livelli di emergenza, in base ai quali il sistema di controllo e di emergenza dell’impianto provvede all’isolamento di sezioni o del terminal stesso. In particolare:
1. Il primo livello di emergenza blocca le operazioni di carico del GNL dalla nave gasiera ai serbatoi del terminal mediante l’intervento di apposite valvole di intercettazione presenti nei bracci di carico ed isola così le due navi.
2. Il secondo livello blocca le operazioni di carico, isola le due navi, disconnette i bracci di carico e interviene per un’immediata partenza della nave carrier.
3. Il terzo livello di emergenza blocca tutte le operazioni di esportazione del gas naturale attraverso la tubazione sottomarina in modo da isolare completamente il terminal di rigassificazione.
