Terminali di importazione del GNL

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1 La tecnologia GNL Le nuove infrastrutture energetiche Seminario di studio Terminali di importazione del GNL tecnologie attuali e di prospettiva Giuseppe Girardi e Paolo Deiana ENEA - Ente per le Nuove Tecnologie, l Energia e l Ambiente Dipartimento Tecnologie per l Energia, Fonti Rinnovabili e Risparmio Energetico Sezione Impianti e Processi Energetici Centro Ricerche Casaccia, Roma

2 L opzione Gas Naturale Liquefatto Il GNL è composto al 95% da metano inodore, incolore, non corrosivo, non tossico Viene liquefatto a -162 C a Patm con riduzione di volume di 1/600 Trasportato con navi speciali a doppio scafo Rigassificato nei terminali di importazione e immesso in rete Maggiori produttori GNL: Indonesia, Algeria, Malesia, Qatar, Nigeria, Trinidad e Tobago Maggiori riserve di gas: Russia, IRAN, Qatar, Arabia Saudita, Australia e USA

3 Contenuto energetico, densità nelle diverse fasi un metro cubo di GNL a -162 C pesa circa kg il suo contenuto energetico è pari a 50MJ/kg o MJ/m3 una volta rigassificato equivale a circa 600 Nm3 di GN un metro cubo di GN in condizioni normali (25 C e 1 atm) pesa 0.7 kg il suo contenuto energetico è pari a 50MJ/kg o 35 MJ/m3 il calore necessario per la rigassificazione è pari all % del contenuto energetico Un rigassificatore di potenzialità 8 MLD Nm3/anno 250 Nm3/s o 180 kg/s Con contenuto energetico di 9000 MWt p.es MWe (5 centrali a gas da 1000MW) Attualmente il consumo nazionale è 84 MLD Nm3/anno 8 MLD Nm3 pari a circa il 10%

4 Il GNL e la sua filiera: upstream, midstream e downstream

5 Terminali di esportazione, trasporto e terminali di importazione

6 Terminale di esportazione Esempio di impianto di liquefazione costiero

7 Navi per il trasporto del GNL Tanker a membrana Doppio scafo in acciaio Serbatoio solidale con lo scafo Limitazione di carico Pressione non uniforme Minori costi (10-20%) Tanker sferici (Moss Type) Doppio scafo in alluminio Serbatoi non solidali con lo scafo Minori sollecitazioni +carico Pressione uniforme Minori perdite per evaporazione FLOTTA MONDIALE 219 UNITA, +32 NEL 2006, +35 NEL 2007, +137 FINO AL 2010 La maggior parte costruite in Norvegia e Corea del Sud, 1/3 con capacità > m3

8 Terminale di importazione (rigassificazione) Esempio di impianto di rigassificazione costiero

9 Terminali di importazione (rigassificazione) Assumono la triplice funzione di: ricezione del GNL trasportato con le navi gasiere accumulo del GNL rigassificazione/vaporizzazione del GNL che viene poi immesso in rete Sono per questo situati: in prossimità della costa o direttamente in mare (Onshore) (Offshore) Sono dotati di infrastrutture marittime, serbatoi di stoccaggio, impianti di rigassificazione e di collegamento alla rete di distribuzione del Gas Naturale Sono classificati in base alla loro locazione e alle diverse soluzioni impiantistiche utilizzate per i sistemi di stoccaggio e rigassificazione.

10 Infrastrutture marittime, sistemi di attracco e ormeggio Sistemi di ormeggio e scarico dalle navi comuni ai diversi tipi di terminale. Gru a braccio mobile con 4 linee da 16 capace di smorzare le oscillazioni dovute al rollio della nave. Lo scarico (10000 m3/ora) attraverso tre linee, la quarta viene dedicata al ritorno gassoso che riequilibra le pressioni tra nave e accumulo. Il tempo totale di scarico è di circa 24 ore includendo l attracco, l ormeggio, lo scarico, la disconessione e la dipartita. Nel caso di sistemi galleggianti la struttura viene ancorata con un sistema a torretta girevole e le manovre di scarico non impediscono il ruotare complessivo dei due scafi ormeggiati fianco a fianco intorno ad essa in accordo con la direzione e la spinta del vento e delle correnti.

11 Serbatoi di stoccaggio A seconda del numero di strati componenti l involucro si distinguono in serbatoi: a semplice contenimento a contenimento doppio a contenimento totale si ha un unico strato di materiale metallico adatto per applicazioni criogeniche (acciaio al Ni, alluminio, Invar) contornato da coibente poliuretanico oltre al primo strato di materiale metallico si ha uno strato esterno di cemento armato utilizzati per applicazioni in zone sismiche prevedono la presenza di uno strato addizionale di c.a. anche sul tetto del serbatoio A seconda del posizionamento si distinguono: Serbatoi in superficie Serbatoi interrati è la configurazione tipica con i costi più bassi, hanno capacità tipiche da a mc hanno costi più elevati ma minimizzano l impatto ambientale sottraendo alla vista gran parte del sistema

12 Serbatoi di stoccaggio La maggior parte dei terminali sono dimensionati per avere una capacità pari a due o tre volte quella di una nave gasiera cioè variabili tra e m3 di GNL.

13 Sistemi di rigassificazione / vaporizzazione Essenzialmente esistono tre tipologie commerciali di vaporizzatori: A combustione di gas SCV (Submerged Combustion Vaporizers) a fiamma sommersa, sono molto compatti, alimentati a gas, rappresentano lo standard usato almeno come riserva (8MLDNm3/a 3x50MWt) Ad acqua di mare grandi quantità d acqua di raffreddamento del tipo ORV (Open Rack Vaporizers) del tipo tubi e mantello o S&T (Shell and Tubes) simili ai condensatori utilizzati nelle centrali a vapore (8MLDNm3/a m3/h di acqua di mare come un IV da 100MWe) Ad aria abbisognano di notevoli ingombri a terra e di una non trascurabile potenza elettrica per la ventilazione

14 Sistemi di rigassificazione / vaporizzazione ORV S&T SCV AIR

15 Terminali di importazione terrestri (Onshore) Rappresentano la tecnologia più provata. Costituiti da bacino di attracco per le navi, due o più serbatoi di stoccaggio fuori terra o interrati ( m3), rigassificatori ad acqua di mare. Collegamento con la rete distribuzione.

16 Terminali di importazione Offshore A seconda della struttura che li accoglie vengono classificati in: basata sulla gravità (Gravity Based) a struttura fissa piattaforma (Platform) a struttura mobile galleggiante (FRU e FSRU)

17 Terminali Offshore a gravità

18 Esempio: Il terminale Exxon di Rovigo Porto Levante Primo terminale offshore con struttura in cemento armato a gravità. Sarà localizzato a circa 15 km al largo di Porto Levante (RO) posato su un fondale di 30m, praticamente invisibile dalla costa. Entrerà in funzione nel 2008 con una capacità di 8 Mld m3/anno Sarà sottoposto al monitoraggio sull ambiente marino da parte dell ICRAM Partners (Qatar Petroleum 45%, ExxonMobil 45%, Edison 10%) Circa 2/3 lavori sono completati, contratti assegnati per oltre 1 MLD Euro Verrà rimorchiato dalla Spagna 2,3 le dimensioni di un campo da calcio

19 Terminali Offshore a piattaforma Disponibilità di spazi limitata. In genere sviluppati su strutture pre-esistenti, piattaforme sviluppate originariamente per utilizzi estrattivi. Gli impianti principali sono collocati sulla piattaforma, nel caso che non sia previsto accumulo nel terminal il GNL viene approvvigionato tramite le navi, rigassificato e immediatamente immesso in rete grazie alle pipeline sottomarine di collegamento. Alcuni impianti prevedono un accumulo gassoso in caverna, senza questo accumulo è la rete stessa che deve essere in grado di fare da polmone assorbendo grandi quantità di gas in tempi relativamente ristretti e consentendo un approvvigionamento interrompibile.

20 Terminali Offshore galleggianti con o senza stoccaggio Stesse operazioni dei sistemi a struttura fissa: Attracco Scarico Stoccaggio Rigassificazione Navi perennemente ormeggiate con sistemi a torretta, equipaggiate con rigassificatori. Nel caso che tutte le operazioni siano presenti sull unità flottante si parla di unità flottanti di stoccaggio e rigassificazione (Floating Storage Regasification Unit). Nel caso non si operi accumulo si parla di sistemi FRU (Floating Regasification Unit).

21 Altre configurazioni offshore mobili e/o galleggianti Navi ibride EXCELERATE Co. combinano le funzionalità di nave gasiera con quelle di terminale di importazione galleggiante. Sistemi senza accumulo intermedio Dotati di pontoni galleggianti equipaggiati con unità di rigasificazione e collegamento diretto con pipeline sottomarina di immissione nella rete di distribuzione.

22 Parametri che influenzano la scelta delle diverse opzioni Profondità delle acque: influenza il tipo di struttura da adottare. Le navi gasiere hanno un affondamento tipico di circa dodici metri e richiedono come minimo uno o due metri di profondità aggiuntiva per assicurare la distanza di sicurezza dal fondo del mare necessaria per le manovre. Questo significa che la profondità minima di installazione è di circa 14 metri. Distanza dalla costa: rappresenta un altro fattore importante, non solo per ragioni economiche, principalmente legate alla maggiore profondità di installazione e lunghezza della pipeline, ma anche per l attenzione con la quale si guarda al fattore visibilità dell impianto dalla costa, specie per regioni ove non esistono strutture off shore. Chiaramente la possibilità di installare gli impianti in acque profonde elimina i costi legati al dragaggio dei fondali e aumenta la disponibilità e la sicurezza degli impianti, riducendo i tempi di viaggio delle navi non più costrette a manovrare in zone di traffico congestionato. Zona di sicurezza: in genere deve circondare il terminale (per un raggio di almeno 500 metri nella normativa statunitense) in modo da escludere il traffico marittimo non legato alle attività del terminale stesso.

23 Integrazione con altri processi Utilizzo del freddo : Conservazione alimentare e catena del freddo (5000 m2 refrigerazione per 8MLDNm3/a, con 240 kwh/m2) Condizionamento dell aria (35000 m2 condizionamento per 8MLDNm3/a, con 35 kwh/m2) Produzione di ossigeno e gas tecnici, criogenia Integrazione con sistemi di generazione elettrica: integrazione con sistemi a Turbina a Gas espansione diretta dal processo di rigassificazione del GNL; ciclo Rankine chiuso a fluido organico (p.es. propano) operante tra la Tamb e -162 C; ciclo Joule-Brayton chiuso a gas inerte con interrefrigerazione operante tra le stesse Temp; cicli combinati costituiti da uno o più cicli Rankine o Brayton sovrapposti all espansione diretta. Integrazione con impianti di sequestrazione (cattura e stoccaggio) della CO2

24 Integrazione con impianti di cattura della CO2 liquefazione CO2 CENTRALE elettrica rigassificazione LNG CO2 Terminali di importazione RIGASSIFICATORI LNG CO2 liq Terminali di importazione CO2 POZZO LIQUEFAZIONE LNG LNG IMP. LIQ

25 Sicurezza degli impianti La tecnologia della rigassificazione del gas naturale liquefatto (GNL o LNG - liquefied natural gas - nella dicitura inglese) è diffusa in tutto il mondo, affidabile e sicura. Il GNL non è facilmente infiammabile. Infatti questo accade solo se è miscelato con l'aria in una percentuale che va dal 5 al 15 per cento e viene in contatto con una fonte di accensione. Il GNL non è solubile in acqua e pertanto non lascia tracce. Una volta che il gas liquido è evaporato non rimane nulla della sostanza originaria, non è idrosolubile. Non ci può esser dunque alcun inquinamento della falda acquifera o del mare anche nel remoto caso che ci fosse una perdita nel sistema di trasporto e stoccaggio. Anche se viene a contatto con il suolo, il gas evapora e non lascia alcun residuo da pulire. Si utilizzano sistemi di protezione in grado di individuare fuoriuscite di GNL o vapori dello stesso attraverso l utilizzo di sensori, fiamme libere ed altri sistemi che misurano il livello di GNL e la pressione del suo vapore all interno del serbatoio di stoccaggio. I serbatoi vengono previsti ad una certa distanza dalla popolazione e dalle zone pubbliche tale da garantire alle stesse sicurezza nel caso si liberi una nube di metano o nel caso si propaghi un incendio. Per questo motivo si prevede una zona di confinamento della radiazione termica sufficientemente grande da perché il calore prodotto dall incendio del metano non superi un limite specifico.

26 Normativa di riferimento e VIA Gli impianti di rigassificazione devono essere sottoposti ad accurate procedure di valutazione di impatto ambientale di competenza della Commissione VIA nazionale istituita presso il Ministero dell Ambiente. Direttive Europee 337/85 e 97/11 (aree costiere), in particolare l Italia le ha recepite con diversi atti legislativi successivi quali il DPCM n.377 del 10/08/88, il DPCM 27/12/88, il DPR 2/09/99 n.348 ed il DPCM 3/09/99 in tema di VIA locale e regionale. 1. Per gli impianti da costruirsi in aree industriali preesistenti si applica l autorizzazione ai sensi dell art. 8 della Legge 340/2000, esiste cioè la possibilità di presentare uno studio di compatibilità ambientale direttamente al Ministero dell Ambiente. 2. Rimane in ogni caso la necessità di ottenere autorizzazioni e nulla osta da parte di una pluralità di soggetti istituzionali quali Autorità Portuale, Agenzia delle Dogane, Ministero dell Ambiente, VVFF (Conferenza dei Servizi). 3. Esiste il potere di veto da parte delle Regioni tramite l intesa regionale forte. A valle del decreto attuativo del MSE avvio in 12 mesi per non incorrere nella 290/2003 revoca. Dopo l esercizio viene regolamentato dalla normativa vigente e la capacità di rigassificazione avviene sulla base delle condizioni di accesso approvate dall AEEG che definisce i termini del servizio, gli obblighi e le responsabilità del produttore e degli utenti.

27 Costi economici della filiera GNL Investimento TOT 2 5 G$ Inv. Specifico $/t - 30 % dal 1990 a oggi Siamo passati da 700$/t dei primi anni 90 fino agli attuali circa 500 $/t Il vantaggio economico dl trasporto GNL rispetto al gasdotto, si verifica per distanze > 2000 km nel caso di gasdotti sottomarini, e > 3800 km nel caso di gasdotti terrestri di grandi dimensioni.

28 Confronto tra Onshore e Offshore Onshore : rappresentano la tecnologia più testata con i costi più certi occupazione di terreni in prossimità delle coste, necessità di opere marittime migliori efficienze energetiche (vaporizzatori ad acqua, ORV) possibilità di integrazione con altri processi e sfruttamento del freddo Impatto ambientale visivo notevole a meno che non si facciano i serbatoi interrati maggior vicinanza a siti umani ma in caso di incidenti il soccorso è più immediato Offshore : Tecnologie ancora in fase di dimostrazione lontananza da centri abitativi minori ingombri, maggior compattezza ma anche maggiori emissioni inquinanti (SCV, GenTG) incertezze sui costi e sui tempi di realizzazione più difficile integrazione con altri processi, ridotta disponibilità per mare agitato possibile intralcio per rotte commerciali, impatto sull ambiente marino

29 Conclusioni La soluzione non è unica Sicurezza, procedure di approvazione Impatti verso l ambiente (visivi, emissioni, acqua) Ottimizzazione energetica e integrazione dei processi

30 Grazie per la cortese attenzione