SISTEMA DE DESCARGA PARA
METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
TRABAJO FIN DE MASTER
PARA LA OBTENCIÓN DEL
TÍTULO DE MASTER EN
INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
MARZO 2 015
Daniel Cantarero Llorente
DIRECTOR DEL TRABAJO FIN DE MASTER:
Enrique Querol Aragón
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍAY COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Plan: 2010
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
Autorizo la presentación del proyecto
SISTEMA DE DESCARGA PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A PROPULSIÓN DE GNL
Realizado por
DANIEL CANTARERO LLORENTE
Dirigido por
ENRIQUE QUEROL ARAGÓN
Firmado: Prof. ENRIQUE QUEROL ARAGÓN
Fecha: 13 de Febrero de 2 015
Agradecimientos
Quiero comenzar este trabajo fin de máster agradeciendo a mis padres y mi hermano el apoyo,
el cariño y la motivación para que este trabajo fuese posible.
Agradecer también a la Escuela Técnica Superior de Minas y Energía.
Por último, pero no por ello menos importante, a mis amigos y compañeros que han sido un
gran apoyo para llegar a la meta.
ÍNDICE
RESUMEN ............................................................................................................................................................. XI
ABSTRACT ............................................................................................................................................................. XI
SÍNTESIS............................................................................................................................................................... XII
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA .......................................................................................................................... I
1.
OBJETIVO Y ALCANCE DEL TRABAJO......................................................................................................... 1
2.
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................................... 2
2.1
EL RECURSO ENERGÉTICO: GAS NATURAL ......................................................................................................... 2
2.2
CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL Y DEL GAS NATURAL LICUADO (GNL) ............................................................. 7
2.3
LA CADENA DEL GNL ................................................................................................................................... 8
2.3.1
Plantas de licuefacción ...................................................................................................................... 9
2.3.2
Transporte marítimo de gnl............................................................................................................. 10
2.3.3
Plantas de regasificación ................................................................................................................. 12
2.4
3.
2.4.1
Actividad portuaria de Santa Cruz de Tenerife ................................................................................ 15
2.4.2
Consumo de fuelóleo de Santa Cruz de Tenerife ............................................................................. 15
VISIÓN GENERAL DE LA PLANTA DE REGASIFICACIÓN DE GNL ............................................................... 16
3.1
4.
PANORAMA ENERGÉTICO DE LAS ISLAS CANARIAS ............................................................................................ 13
DIMENSIONAMIENTO DE LA TERMINAL DE RECEPCIÓN DE GNL........................................................................... 17
3.1.1
Atraque............................................................................................................................................ 19
3.1.2
Descarga y líneas de proceso .......................................................................................................... 19
3.1.3
Sistema de almacenamiento ........................................................................................................... 28
3.1.4
Sistema de tratamiento del boil-off gas .......................................................................................... 30
3.1.5
Antorcha .......................................................................................................................................... 35
GAS NATURAL LICUADO COMO COMBUSTIBLE MARINO ....................................................................... 36
4.1
INTRODUCIÓN .......................................................................................................................................... 36
4.2
RESTRICCIONES MEDIOAMBIENTALES ............................................................................................................ 38
4.2.1
4.3
4.3.1
Estrategías de cumplimento de armadores ..................................................................................... 40
PARÁMETROS ECONÓMICOS ....................................................................................................................... 41
Relaciones de precio ........................................................................................................................ 43
I
4.3.2
5.
4.4
INFRAESTRUCTURA.................................................................................................................................... 47
4.5
TECNOLOGÍA ........................................................................................................................................... 48
ABASTECIMIENDO DE GNL ..................................................................................................................... 54
5.1
Abastecimiento ship-to-ship (STS) ................................................................................................... 55
5.1.2
Abastecimiento truck-to-ship (TTS) ................................................................................................. 55
5.1.3
Terminal de GNL a buque por medio de una tubería (TPS) ............................................................. 56
5.1.4
Contenedores de GNL cargados a bordo ......................................................................................... 57
5.1.5
Ventajas y desventajas de las diferentes formas de abastecimiento .............................................. 57
FLOTA ESTUDIADA..................................................................................................................................... 58
5.2.1
Viking grace ..................................................................................................................................... 59
5.2.2
Tarbit shipping AB ........................................................................................................................... 59
5.2.3
Harvey Gulf PSV ............................................................................................................................... 60
5.2.4
Tote maritime marlin class .............................................................................................................. 61
5.2.5
Bunker ship FKAB L1 series .............................................................................................................. 62
DIMENSIONAMIENTO DE LA GASINERA DEL PUERTO DE GRANADILLA .................................................. 63
6.1
LÍNEAS DE CARGA DE LA GASINERA ............................................................................................................... 63
6.1.1
Dimensionamiento línea.................................................................................................................. 64
6.1.2
Brazos de carga ............................................................................................................................... 64
6.2
TIEMPOS DE CARGA ................................................................................................................................... 64
6.2.1
Funcionamiento normal de la gasinera ........................................................................................... 65
6.2.2
Funcionamiento excepcional de la gasinera ................................................................................... 65
6.2.3
Funcionamiento con descarga del metanero .................................................................................. 66
6.3
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ........................................................................................................................ 67
6.3.1
Diagramas del proceso abastecimiento TPS de GNL ....................................................................... 67
6.3.2
Pasos abastecimiento TPS de GNL................................................................................................... 70
6.4
7.
SOLUCIONES DE ABASTECIMIENTO ................................................................................................................ 54
5.1.1
5.2
6.
Previsión de precios de los combustibles ......................................................................................... 44
CONCLUSIONES ........................................................................................................................................ 79
CÁLCULO DEL BOIL-OFF GAS .................................................................................................................. 80
II
8.
7.1
ARTÍCULO DE IJET .................................................................................................................................... 82
7.2
ARTÍCULO DE ENAGÁS, S.A. ....................................................................................................................... 86
7.3
CONCLUSIONES ........................................................................................................................................ 89
7.4
DIMENSIONAMIENTO DE LAS LÍNEAS DE BOG ................................................................................................. 89
7.4.1
Tubería hacia compresores ............................................................................................................. 89
7.4.2
Tubería hacia pantalán ................................................................................................................... 89
7.5
GENERACIÓN DE BOG DE LA GASINERA ......................................................................................................... 90
7.6
GENERACIÓN BOG CONJUNTO .................................................................................................................... 91
AISLAMIENTO DE LAS LÍNEAS ................................................................................................................. 92
8.1
8.1.1
Preparación ..................................................................................................................................... 93
8.1.2
Instalación de aislamiento en tuberías ............................................................................................ 94
8.2
PROPIEDADES DE LOS MATERIALES PARA AISLAMIENTO CRIOGÉNICO.................................................................... 96
8.2.1
Espuma de poliisocianurato ............................................................................................................ 96
8.2.2
Espuma rígida de vidrio ................................................................................................................... 97
8.2.3
Sellador............................................................................................................................................ 97
8.2.4
Barrera de vapor ............................................................................................................................. 98
8.2.5
Segunda barrera de vapor ............................................................................................................... 98
8.2.6
Recubrimiento anti-abrasivo ........................................................................................................... 99
8.2.7
Junta ................................................................................................................................................ 99
8.2.8
Revestimiento de acero inoxidable.................................................................................................. 99
8.2.9
Espuma de poliuretano ................................................................................................................. 100
8.3
9.
CRITERIO DE DISEÑO .................................................................................................................................. 92
ELECCIÓN DE LOS MATERIALES AISLANTES .................................................................................................... 100
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................................... 103
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO .................................................................................................. 109
1.
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 111
2.
ANTECEDENTES .................................................................................................................................... 114
3.
PRESUPUESTO DE INVERSIÓN .............................................................................................................. 116
4.
ESTUDIO DE RENTABILIDAD ................................................................................................................. 118
III
4.1
COSTE DE CAPITAL MEDIO PONDERADO (WACC) .......................................................................................... 118
4.2
VALOR ACTUAL NETO (VAN) .................................................................................................................... 119
4.2.1
VAN proyecto ................................................................................................................................ 119
4.2.2
VAN accionista .............................................................................................................................. 120
4.3
TASA INTERNA DE RENTABILIDAD (TIR) ....................................................................................................... 120
4.3.1
TIR proyecto .................................................................................................................................. 120
4.3.2
TIR accionista ................................................................................................................................ 120
4.4
PERÍODO DE RECUPERACIÓN O PAYBACK ...................................................................................................... 120
4.4.1
Payback proyecto .......................................................................................................................... 120
4.4.2
Payback accionista ........................................................................................................................ 120
5.
ESTUDIO DE SENSIBILIDAD ................................................................................................................... 121
6.
CONCLUSIONES .................................................................................................................................... 125
DOCUMENTO Nº 3: PLANIFICACIÓN ............................................................................................................. 127
1.
2.
ESTRATEGÍA DE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO .................................................................................... 129
1.1
PLAN DE ORGANIZACIÓN .......................................................................................................................... 129
1.2
PLAN DE INGENIERÍA................................................................................................................................ 130
1.3
PLAN DE SEGURIDAD (HSE) ...................................................................................................................... 130
1.4
PLAN DE CALIDAD ................................................................................................................................... 131
1.5
PLAN DE COMPRAS Y CONTRATACIONES....................................................................................................... 131
1.6
PLAN DE CONTROL .................................................................................................................................. 132
1.7
PLAN DE CONSTRUCCIÓN .......................................................................................................................... 132
1.8
PLAN DE COMISIONADO Y PUESTA EN MARCHA ............................................................................................. 133
PROGRAMA DE EJECUCIÓN .................................................................................................................. 135
2.1
ETAPA DE INGENIERÍA .............................................................................................................................. 135
2.2
ETAPA DE CONSTRUCCIÓN ........................................................................................................................ 136
2.2.1
Obra ON-SHORE ............................................................................................................................ 137
2.2.2
Actuaciones Previas ....................................................................................................................... 137
2.2.3
Movimiento de tierras ................................................................................................................... 138
2.2.4
Tanque 1 ........................................................................................................................................ 138
IV
2.2.5
Tanque 2 ........................................................................................................................................ 139
2.2.6
Jetty ............................................................................................................................................... 140
2.2.7
Sistema tratamiento de BOG ......................................................................................................... 141
2.2.8
Rack de tuberías ............................................................................................................................ 141
2.2.9
Últimas etapas de construcción .................................................................................................... 142
2.3
ETAPA DE PUESTA EN MARCHA ................................................................................................................. 142
2.4
ETAPA DE CIERRE DEL PROYECTO ............................................................................................................... 143
DOCUMENTO Nº 4: ANEXOS ........................................................................................................................ 145
ANEXO A: PLANOS........................................................................................................................................ 147
1.
PLANO 001. DIAGRAMA LÍNEAS DE PROCESO ...................................................................................... 149
2.
PLANO 002. DIAGRAMA DE FLUJO ÁREA COMPRESORES ..................................................................... 150
3.
PLANO 003. IMPLANTACIÓN GENERAL JETTY ....................................................................................... 151
4.
PLANO 004. IMPLANTACIÓN AREA DE PROCESO .................................................................................. 152
ANEXO B: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS .......................................................................................................... 153
1.
ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO .......................................................................................... 155
1.1
1.1.1
Cálculo BOG con artículo ijet ......................................................................................................... 159
1.1.2
Cálculo BOG artículo de enagás .................................................................................................... 164
1.2
GASINERA ............................................................................................................................................. 169
1.2.1
Flota estudiada .............................................................................................................................. 169
1.2.2
Dimensionamiento gasinera ......................................................................................................... 172
1.2.3
Comparativa de tiempos GNL vs MDO con un caudal de carga de 700 m3/h............................... 176
1.2.4
Cálculo caudal de BOG generado por la gasinera ......................................................................... 177
1.3
2.
TERMINAL DE RECEPCIÓN DE LA PLANTA REGASIFICADORA............................................................................... 155
CÁLCULO AISLAMIENTO ............................................................................................................................ 181
1.3.1
Aislamiento línea principal ............................................................................................................ 188
1.3.2
Aislamiento línea de recirculación ................................................................................................. 190
1.3.3
Comparativa costes aislamiento PIR vs PIR+Espuma de vidrio ..................................................... 193
ESTUDIO ECONÓMICO ......................................................................................................................... 197
2.1
PRESUPUESTO ........................................................................................................................................ 197
V
2.2
FLUJOS DE CAJA ...................................................................................................................................... 197
ANEXO C: LISTA DE EQUIPOS ........................................................................................................................ 209
1.
ANEXO C: LISTA DE EQUIPOS ............................................................................................................... 211
ANEXO D: NORMATIVA APLICABLE .............................................................................................................. 217
1.
NORMATIVA APLICABLE ...................................................................................................................... 219
1.1
REGLAMENTACIÓN .................................................................................................................................. 219
1.2
CÓDIGOS Y NORMAS................................................................................................................................ 219
1.2.1
Tanques de contención total ......................................................................................................... 220
1.2.2
Bombas primarias ......................................................................................................................... 222
1.2.3
Compresores BOG ......................................................................................................................... 222
1.2.4
Brazos de descarga/carga ............................................................................................................. 222
1.2.5
Tuberías ......................................................................................................................................... 223
1.2.6
Aislamiento.................................................................................................................................... 224
1.2.7
Transporte marítimo ..................................................................................................................... 225
VI
ÍNDICE DE FIGURAS
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA
Figura 2.1 Evolución de las reservas de petróleo y gas en el mundo ..................................................................... 5
Figura 2.2 Reservas probadas de gas natural a finales de 2008 (en Tcm) 1 Tcm = 10 bcm .................................. 6
Figura 2.3 Mapamundi de las reservas de hidratos de metano .............................................................................. 7
Figura 2.4 Esquema de la cadena del GNL ............................................................................................................ 9
Figura 2.5 Precios de nueva construcción ............................................................................................................ 11
Figura 2.6 Tendencia del tamaño de la flota de metaneros .................................................................................. 11
Figura 2.7 Evolución de la demanda de GNL por grandes zonas ........................................................................ 12
Figura 3.1 Emplazamiento de la planta de regasificación ................................................................................... 16
Figura 3.2 Evolución de las obras de abrigo y contradique. ................................................................................ 17
Figura 3.3 Envolvente de operación ..................................................................................................................... 21
Figura 3.4 Curva de la bomba primaria ............................................................................................................... 26
Figura 4.1 Zonas ECA en el mundo ...................................................................................................................... 37
Figura 4.2 Emisiones ambientales de diferentes tecnologías para un carguero típico en el mar Báltico ............ 39
Figura 4.3 Expectativa de los precios de combustibles marinos .......................................................................... 42
Figura 4.4 Precios relativos del MGO y GNL en relación a HFO ....................................................................... 44
Figura 4.5 Esquema del proceso de abastecimiento de combustibles .................................................................. 50
Figura 4.6 Detalle de la instalación de la GVU ................................................................................................... 51
Figura 4.7 Diferencias entre LNGPac TM de doble pared y pared simple ............................................................ 53
Figura 5.1 Tres formas de abastecimiento ............................................................................................................ 54
Figura 5.2 Viking grace ........................................................................................................................................ 59
Figura 5.3 Tarbit shipping AB .............................................................................................................................. 60
Figura 5.4 Harvey Gulf PSV ................................................................................................................................. 60
Figura 5.5 Tote maritime Marlin class ................................................................................................................. 61
Figura 5.6 Bunker ship FKAB L1 series .............................................................................................................. 62
Figura 6.1 Esquema simplificado de la línea de carga de la gasinera ................................................................. 63
Figura 6.2 Esquema simplificado de la gasinera
.................................................................................................. 67
VII
Figura 6.3 Esquema simplificado del buque ......................................................................................................... 68
Figura 6.4 Esquema simplificado del conjunto
..................................................................................................... 69
Figura 6.5 Proceso de inertización del sistema conectado ................................................................................... 70
Figura 6.6 Proceso de purgado del sistema conectado ........................................................................................ 72
Figura 6.7 Proceso de carga de GNL a buque ..................................................................................................... 74
Figura 6.8 Detalle aumento de presión, apertura válvula 13 ............................................................................... 75
Figura 6.9 Proceso de extracción del líquido de la línea ..................................................................................... 76
Figura 6.10 Proceso de inertizado de la línea de GNL del buque ........................................................................ 78
Figura 7.1 Representación esquemática de dos compresor BOG de dos etapas .................................................. 81
Figura 7.2 Esquema del relicuador ...................................................................................................................... 81
Figura 8.1 Sección típica de tubería con aislamiento criogénico ......................................................................... 92
Figura 8.2 Sección detallada del aislamiento para tipos I y II ............................................................................. 95
Figura 8.3 Sección detallada del aislamiento para tipo III .................................................................................. 95
Figura 8.4 Comparativa PIR vs PIR+Espuma de vidrio costes de aislamiento y de compresores de BOG ....... 101
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO
Figura 1.1 Distribución de costes de la cadena del valor del GNL .................................................................... 111
Figura 1.2 Competencia gasoducto/cadena de GNL .......................................................................................... 113
Figura 5.1 Estudio de sensibilidad VAN respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización ........ 123
Figura 5.2 Estudio de sensibilidad TIR respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización .......... 124
DOCUMENTO Nº 3: PLANIFICACIÓN
Figura 1.1 Jerarquía del proyecto ...................................................................................................................... 129
Figura 1.2 Modificaciones del proyecto ............................................................................................................. 133
Figura 1.3 Porcentaje de obra marina realizada a 1 mayo 2014 ....................................................................... 133
Figura 2.1 Cronograma del trabajo ................................................................................................................... 135
Figura 2.2 Cronograma etapa de ingeniería ...................................................................................................... 136
Figura 2.3 Cronograma etapa de construcción .................................................................................................. 137
Figura 2.4 Cronograma obra ON-SHORE ......................................................................................................... 137
Figura 2.5 Cronograma actuaciones previas ..................................................................................................... 138
Figura 2.6 Cronograma movimiento de tierras .................................................................................................. 138
Figura 2.7 Cronograma tanque 1 ....................................................................................................................... 139
VIII
Figura 2.8 Cronograma tanque 2 ....................................................................................................................... 140
Figura 2.9 Cronograma jetty .............................................................................................................................. 140
Figura 2.10 Cronograma sistema tratamiento de BOG ...................................................................................... 141
Figura 2.11 Cronograma rack de tuberías ......................................................................................................... 142
Figura 2.12 Cronograma de las últimas estapas de construcción ...................................................................... 142
Figura 2.13 Cronograma puesta en marcha ....................................................................................................... 143
Figura 2.14 Cronograma cierre del proyecto ..................................................................................................... 143
IX
ÍNDICE DE TABLAS
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA
Tabla 2.1 Composición del gas natural según la procedencia ............................................................................... 3
Tabla 2.2 Demanda prevista de energía en el mundo (en Mtep) ............................................................................ 4
Tabla 2.3 Configuración del parque de generación de cada isla según potencia eléctrica. Año 2012 ................ 14
Tabla 3.1 Categorías de tamaños de metaneros (Membrana y Moss combinados) .............................................. 19
Tabla 3.2 Velocidad máxima y pérdida de carga según diámetro y fluido para aspiración de bombas .............. 22
Tabla 3.3 Velocidad máxima y pérdida de carga según diámetro y fluido para descarga de bombas ................. 22
Tabla 3.4 Velocidad máxima y pérdida de carga según tipo de fluido para líneas de proceso ............................ 22
Tabla 3.5 Pérdidas por efecto pistón (ρv2) y velocidad máxima para líneas en servicio continuo de gas ........... 23
Tabla 3.6 Pérdidas por efecto pistón (ρv2) para líneas en servicio discontinuo de gas........................................ 23
Tabla 3.7 Magnitudes línea principal de 36" ........................................................................................................ 24
Tabla 3.8 Magnitudes línea de recirculación de 10" ............................................................................................ 27
Tabla 4.1 Grado de correlación entre los precios de HFO, MGO y GNL ............................................................ 43
Tabla 4.2 Niveles de precios relativos para MGO y GNL y precios del combustible en € / t para los seis
diferentes escenarios ............................................................................................................................................. 47
Tabla 4.3 Dimensiones y pesos estándar Wärtsilä LNGPac TM ............................................................................ 52
Tabla 5.1 Ventajas y desventajas de las diferentes formas de abastecimiento ..................................................... 57
Tabla 6.1 Tiempo de carga funcionamiento normal (hh:mm:ss) .......................................................................... 65
Tabla 6.2 Tiempo de carga funcionamiento excepcional (hh:mm:ss) ................................................................... 66
Tabla 6.3 Tiempo total de abastecimiento (hh:mm:ss) ......................................................................................... 79
Tabla 6.4 Tiempo de abastecimiento de combustibles convencionales,MDO (hh:mm:ss) .................................... 79
Tabla 7.1 Caudales BOG de gasinera según tipo de flota a presión de 5 bar y a temperatura -162 ºC .............. 90
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO
Tabla 3.1 Presupuesto de inversión .................................................................................................................... 116
Tabla 5.1 VAN y TIR estudio de sensibilidad respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización. 122
X
Resumen
La demanda social actual por combustibles más respetuosos con el medio ambiente ha
impuesto unas estrictas normas de emisiones de gases infecto invernadero que afectan a todos
los medios de transporte, incluido el marítimo. Se han establecido unas zonas libres de
emisiones (ECA) en aguas de todo el mundo. Esto ha impulsado al Gas Natural Licuado
(GNL) como el combustible del futuro para buques para cumplir con las emisiones fijadas por
la Convención Internacional de Prevención de la Contaminación de Barcos (MARPOL).
El presente trabajo propone la instalación de una gasinera para buques en la futura planta de
regasificación de Granadilla (Santa Cruz de Tenerife). El trabajo ha comprendido el diseño y
dimensionamiento de las tuberías de la terminal de recepción de la planta de regasificación,
así como las tuberías para la gasinera.
Abstract
Current social demand for more environmentally-friendly fuels environment has imposed
stringent emissions standards infectious greenhouse affecting all means of transport, including
maritime. A few free zones emissions (ECA) in waters around the world have been
established. This has driven to the Liquefied Natural Gas (LNG) as the fuel of the future for
ships to comply with emissions laid down by the Convention International Prevention of the
Pollution from Ships (MARPOL).
The present work proposes the installation of a LNG station for ships in the future
regasification plant of Granadilla (Santa Cruz de Tenerife). The work has understood the
design and sizing of the receiving of the regasification plant terminal pipelines, as well as
pipes for the LNG station.
XI
Síntesis
El presente trabajo fin de máster trata de desarrollar una nueva alternativa del Gas Natural
Licuado (GNL) como combustible marino. Esta alternativa tiene un gran futuro debido a la
cumplimentación de las normas restrictivas de emisones de gases de efecto invernadero que
se va a imponer en los próximos años en aguas de todo el mundo. Esta norma que propone
MARPOL también se ha creado de una manera para descongestionar las autopistas ya que la
mayoría del transporte de mercancías en Europa se hace por tierra. Estas zonas de bajas
emisiones en los mares ayudaría a que el transporte se hiciera de una manera más limpia y
eficiente por mar con barcos propulsados por GNL.
En un futuro un poco más lejano se esta considerando hacer al Mar Mediterráneo zona ECA
(zona de bajas emisiones), esto representa una gran oportunidad para España. España
cuenta con seis plantas de regasificación (Mugardos, Bilbao, Barcelona, Sagunto, Cartagena y
Huelva) y en fase de construcción se encuentran tres (Gijón, Gran Canaria y Tenerife), es
decir, se tienen infraestructuras y es
en la
Unión Europea.
el destino del 37 % del GNL que se descarga
España, junto a Japón y Corea del Sur, ocupa las primeras
posiciones mundiales en la capacidad de regasificación por número de habitantes.
La
introducción del GNL
como combustible marino
ahorrarían a las navieras
1 M€ en combustible al año. Además se produciría una disminución de la
contaminación, ya que un gran buque de fueloil marino contamina en un año tanto
como 8 000 000 de taxis.
El primer capítulo se explican los objetivos y el alcance de trabajo fin de máster, que
básicamente es el dimensionamiento y diseño de las tuberías de proceso de la terminal de
recepción de la planta de regasificación, y también el diseño de la gasinera para buques.
El segundo capítulo es una introducción de las propiedades del gas natural, la cadena de
explotación y producción del gas natural. También se expone el panorama energético de las
Islas Canarias que es dónde va a estar emplazado la planta, se estudia la actividad portuaria de
la Isla de Santa Cruz de Tenerife y el consumo de fuelóleo para conocer la rentabilidad que
supondría la instalación de esta planta de regasificación y de la gasinera de GNL para buques.
XII
El tercer capítulo es una explicación de las distintas zonas que componen una planta de
regasificación. En este capítulo se dimensionan las tuberías de descarga de la terminal de
recepción.
El cuarto capítulo trata el objeto de por qué se ha hecho este trabajo fin de máster, que es la
posibilidad de utilizar el GNL como combustible marino para cumplir con las restricciones de
las emisiones de gases de efecto invernadero. Se exponen los parámetros económicos, la
infraestructura necesaria para abastecer de GNL en zonas portuarias y la tecnología que
permita a los barcos la propulsión de sus motores con GNL.
El quinto capítulo explica las diferentes maneras que existen para el abastecimiento de GNL a
barcos. Se estudia una flota tipo común en los puertos de la isla para conocer los volúmenes
de carga de GNL necesarios para llenar los depósitos de los barcos.
En el sexto capítulo se dimensiona la gasinera, primero se dimensiona la línea de carga que
para ahorrar en costes es la misma línea de recirculación. Se plantea un modo de operación
por avería (funcionamiento excepcional) aparte del funcionamiento normal de la gasinera. Se
describe también el proceso de carga a un barco, siguiendo unos pasos de abastecimiento.
El séptimo capítulo se estima el caudal de boil-off gas generado en la planta de regasificación
por medio de dos artículos. Se dimensionan las líneas de boil-off gas que van hacia los
compresores de BOG y hacia el pantalán. Por último, se estima el caudal de boil-off gas
generado por la gasinera y se justifica que no es necesario volver a dimensionar la capacidad
de los compresores de BOG proyectada para la planta de regasificación.
El último capítulo explica qué factores son los que se lleva a elegir el mejor material de
aislamiento para las tuberías de proceso y para los equipos.
También se realiza un estudio económico del trabajo para determinar si el proyecto es
rentable o no lo es. El último documento es una planificación temporal del proyecto, en el que
se detalla las principales actividades para la consecución del proyecto.
Palabras clave: LNG, GNL, planta regasificadora, GNL combustible para barcos, gas natural.
XIII
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
DOCUMENTO Nº 1: MEMORIA
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. Objetivo y alcance del trabajo
La finalidad del trabajo consistirá en:

Dimensionar el muelle de atraque especificando todos los equipos y control necesarios
para la seguridad y buen funcionamiento, de las operaciones de Carga/Descarga de GNL en
una Planta de Regasificación.

Dimensionamiento y especificación de las tuberías de descarga del GNL, y tubería de
retorno de vapor hasta los tanques de almacenamiento de GNL.

Diseño, dimensionamiento y especificación de la gasinera propuesta para la planta de
regasificación de Granadilla (Santa Cruz de Tenerife).

Justificar si es necesario volver a redimensionar los equipos de tratamiento de
boil−off gas al añadir la gasinera para buques a propulsión de GNL a la planta de
regasificación.
El sistema de carga a barcos puede operar como almacenamiento/transporte del GNL a otros
destinos o también para utilizarlo como gasinera para barcos propulsados por GNL. Debido a
restricciones medioambientales el GNL apunta a ser el combustible que liderará durante un
largo tiempo en el transporte marítimo, por eso este modo de operación tiene un gran
potencial para este cambio.
Se analiza la normativa aplicable de obligado cumplimiento para este tipo de industrias con
los códigos y normas establecidos por las instituciones gubernamentales y locales.
Es importante resaltar que el objetivo del trabajo, es el desarrollo de especificaciones y datos
de proceso o lo que es lo mismo la Ingeniería Básica, imprescindible para la realización del
Proyecto de Ingeniería de Detalle de las distintas especialidades, necesario para la ejecución
de un proyecto de estas características.
Daniel Cantarero Llorente
1
2 Introducción
2. Introducción
Uno de los requisitos para el desarrollo social y económico del mundo es el suministro de
energía. Según datos futuros demográficos se estima que la población mundial podría alcanzar
los 10 000 millones de personas a finales del siglo XXI. En la actualidad cerca del 40 % de la
población mundial vive en un radio menor de 100 km de alguna zona costera, por tanto
terminales de regasificación son el principal suministro de energía a las centrales de ciclo
combinado.
Las reservas de gas natural tanto convencional como no convencional van creciendo
continuamente. Las reservas de hidratos de metano son numerosas y aunque aún no son
explotadas comercialmente podrían abastecer en un futuro la demanda esperada en los
próximos años. También estas reservas de hidratos de carbono tiene otra utilidad como la
producción de hidrógeno.
El gas natural está experimentando una crecida en el consumo de energía primaria frente a los
demás recursos energéticos, a ello se debe que es el único combustible fósil bajo en carbono y
que reduce los impactos adversos que el uso de combustibles fósiles tiene en el medio
ambiente y en la salud humana.
Además puede ser utilizada como fuente de energía junto con la energía solar en centrales
termosolares. La conversión de gas natural en electricidad y calor tiene una alta eficiencia en
comparación con otros combustibles fósiles.
2.1 El recurso energético: gas natural
Se habla de “gas natural” a la mezcla de gases combustibles hidrocarbonados o no que se
encuentran en el subsuelo terrestre y que a veces está asociado al petróleo en función de las
densidades de cada uno.
Se encuentra a presiones relativamente grandes en formaciones geológicas porosas y estancas
de la corteza terrestre que son conocidas vulgarmente como bolsas. Las bolsas de gas pueden
ser de tres tipos:

Gas seco: no hay hidrocarburos superiores que podrían condensar después de la
extracción.

2
Gas húmedo: aparecen hidrocarburos que en condiciones atmosféricas son líquidos.
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL

Gas asociado: por diferencia de densidades el gas se encuentra en la parte superior del
yacimiento estando disuelto también en el petróleo, del que se desprende al reducirse
la presión. Por debajo de estos dos niveles aparece agua.
Se estima que más de la mitad de las reservas de gas se encuentran en forma de gas seco y al
contrario que las reservas de petróleo están uniformemente repartidas por el mundo.
El gas natural está compuesto por hidrocarburos parafínicos inferiores como son el metano,
etano, propano y butano. También aunque en menores proporciones se encuentra nitrógeno,
anhídrido carbónico, sulfuro de hidrógeno, helio y vapor de agua. Esta composición varía
dependiendo de la zona geográfica del yacimiento, ver Tabla 2.1 (Fuente SEDIGAS)
Tabla 2.1 Composición del gas natural según la procedencia
Composición (%)
Componentes % V
Metano
Etano
Propano
Butano
Pentano y
Origen
C1
C2
C3
C4
sup. C5 +
Rusia
98.0
0.7
--
--
Argelia
89.5
7.0
2.0
Holanda
81.9
2.7
Libia
66.2
EEUU
H 2S
CO2
N2
--
--
0.1
1.2
0.8
0.4
--
0.2
0.1
0.4
0.1
0.1
trazas
0.8
14.0
19.8
10.6
2.3
0.2
--
--
0.9
67.6
6.2
3.2
1.3
0.5
--
0.1
21.1
Canadá
90.0
--
8.0
--
--
1.0
0.5
0.2
Irán
73.0
21.5
--
--
--
5.5
--
--
Francia
69.5
2.8
0.8
0.6
0.9
15.6
9.7
--
Noruega
85.2
8.6
2.9
0.9
0.2
trazas
1.7
0.5
Mar del Norte-Sur
95.0
2.8
0.5
0.1
0.1
trazas
--
1.2
Reino Unido
Daniel Cantarero Llorente
3
2 Introducción
Mar del Norte-
78.8
10.1
5.7
2.2
1.4
trazas
1.1
0.7
Norte Reino Unido
El principal constituyente del gas natural es el metano (CH4) que representa entre el 70% y el
98 % del volumen total de la mezcla, por esta razón a menudo se utiliza metano para referirse
al gas natural. El metano es un gas muy inflamable, inodoro e invisible. Cuando se
acondiciona el gas para el transporte se le añade productos químicos a base de mercaptanos
que le dan olor para poder detectar una posible fuga.
El etano, propano y butano aparecen siempre en menores proporciones, rara vez alcanzan el
15 % del volumen total. Valores altos de etano son interesantes desde el punto de vista
químico para la industria del etileno. Por otra parte, están los gases que no forman parte de los
hidrocarburos que se encuentra en menores proporciones como son el sulfuro de hidrógeno, el
dióxido de carbono, el nitrógeno y otros gases inertes.
En la Tabla 2.2 se observa la evolución de la demanda mundial de energía primaria en las
últimas décadas y su proyección en el futuro. (Fuente IEA-WEO 2007)
Tabla 2.2 Demanda prevista de energía en el mundo (en Mtep)
∆ anual medio
Previsión en
2005-2030 en %
2030 en %
4 994
2,2
28
4 720
5 585
1,3
32
2 354
3 044
3 948
2,1
22
675
721
804
854
0,7
5
147
226
251
327
416
2,0
2
743
1 041
1 149
1 334
1 615
1,4
9
12
53
61
145
308
6,7
2
AÑO
1 980
2 000
2 005
2 015
2 030
Carbón
1 786
2 292
2 892
3 988
Petróleo
3 106
3 647
4 000
Gas
1 237
2 089
Energía nuclear
186
Energía
hidráulica
Biomasa y
residuos
Otras energías
renovables
4
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Demanda de
energía primaria
7 227
10 023
11 428
14 362
17 720
1,8
100
total
Las reservas son similares a las del petróleo aunque su nivel de consumo es inferior, por eso
la vida de este combustible fósil sobrepasa hoy en día los 60 años.
A finales de 2008 las reservas probadas de gas natural en el mundo se estimaban en
185 000 x 109 m3, equivalentes a 166,7 Gtep y las del petróleo se evaluaban en 170,8 Gtep
quitando las 24,5 Gtep de las arenas bituminosas de Canadá.
Estas previsiones van continuamente creciendo a causa del descubrimiento de nuevos
yacimientos y al avance de la tecnología que permite llevar a cabo extracciones a mayores
profundidades.
En la Figura 2.1 se observa la evolución de las reservas de petróleo y gas natural en los
últimos 40 años.
Figura 2.1 Evolución de las reservas de petróleo y gas en el mundo
Fuente: BP, CEDIGAZ y Oil and Gas Journal
Daniel Cantarero Llorente
5
2 Introducción
La Figura 2.2 muestra la distribución actual de las principales reservas de gas natural en el
mundo.
Figura 2.2 Reservas probadas de gas natural a finales de 2008 (en Tcm) 1 Tcm = 10 bcm
Fuente: SEDIGAS
Existen reservas muy importantes de gas natural no convencional, principalmente en arenas
compactas (tight gas sands), en yacimientos de carbón (CBM) y en pizarras (shale gas). Las
reservas recuperables varían ampliamente de una fuente a otra pudiendo aceptarse como
razonables las siguientes:

Arenas compactas: 200 Tm3(n)

Carbón: 40 Tm3(n)

Pizarras: 180 Tm3(n)
Estas cifras deben aceptarse con prudencia ya que la heterogeneidad de los almacenes y de los
perfiles de producción se diferencian de los que caracterizan a los gases convencionales.
Las reservas más importantes se encuentran en Estados Unidos y Canadá, seguidas de India,
China y Rusia. Solo existe una producción significativa en Estados Unidos que alcanzó en
2 006 el 46 % de la producción total de gas, estimándose que en 2 030 superará al 50 %.
Los depósitos de hidratos de metano, sustancias sólidas con apariencia de nieve, pueden
cambiar por completo los datos de las reservas de combustibles fósiles porque son
actualmente los mayores almacenamientos de hidrocarburos del mundo según recientes
6
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
investigaciones. Estos depósitos se encuentran en el mundo en las vertientes submarinas y en
régimen permanente congelado. En la Figura 2.3 se aprecia la distribución geográfica de los
hidratos de metano.
ONSHORE
OFFSHORE
Figura 2.3 Mapamundi de las reservas de hidratos de metano
Fuente: SEDIGAS
El gas natural cobrará mucha importancia en los mercados energéticos en el siglo XXI debido
a sus precios muy competitivos y su alta eficiencia como combustible, así como el factor más
importante de todos que es el más limpio de origen fósil que contribuye a la reducción de la
contaminación atmosférica.
2.2 Características del gas natural y del gas natural licuado (GNL)
En la Tabla 2.1 se ha observado que la composición del gas natural según la procedencia varía
en un amplio rango, por tanto el poder calorífico superior también cambia con valores que van
de los 35 MJ/m3(n) y los 55 MJ/m3(n). El poder calorífico del gas natural define cuantas
unidades de calor se obtendrán cuando una unidad de volumen de gas es quemada.
El gas natural es incoloro, inodoro y no tóxico, más ligero que el aire (densidad relativa
respecto del aire 0,64 aprox., según composición). Las posibles fugas se dispersan
rápidamente en el aire y para su percepción debe ser odorizado con un compuesto especial a
Daniel Cantarero Llorente
7
2 Introducción
base de mercaptanos. Es inflamable solamente en mezclas con aire en concentraciones en
volumen entre el 5 % - 15 % (metano) y no se considera explosivo.
El Gas Natural Licuado (GNL) se encuentra a una temperatura de −161 ºC y ocupa un
volumen 600 veces menor que en fase gaseosa. Se almacena en fase líquida en depósitos con
aislamiento especial, a presiones ligeramente mayores a la presión atmosférica. Los derrames
de GNL no son contaminantes, se evaporan rápido en pequeñas cantidades y si es en
cantidades grandes fluyen hasta vaporizarse. Un derrame sobre agua provoca un repentino
cambio de fase.
2.3 La cadena del GNL
Para el desarrollo de un contrato de aprovisionamiento de GNL se necesitan:

Yacimiento de gas que puede encontrarse tierra adentro (on-shore) o en el mar (offshore).

Un gasoducto para transportar el gas extraído del yacimiento hasta la costa.

Una planta de licuefacción en la costa del país exportador.

Barcos metaneros acondicionados para el transporte de GNL.

Una planta de regasificación para la recepción, almacenamiento y regasificación del
GNL en el país consumidor.

Red de transporte y distribución para hacer llegar el gas natural a los usuarios finales.
Como ya he mencionado el alcance de este trabajo consiste en dimensionar el muelle de
atraque (JETTY) especificando todos los equipos y control necesarios para la seguridad y
buen funcionamiento, de las operaciones de Carga/Descarga de GNL y el dimensionamiento y
especificación de las tuberías de carga/descarga del GNL, y de retorno de vapor hasta los
tanques de almacenamiento de GNL.en una Planta de Regasificación. No obstante con objeto
de facilitar una mejor comprensión de los conceptos manejados creo conveniente una breve
descripción de los procesos desarrollados en etapas anteriores.
8
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 2.4 Esquema de la cadena del GNL
2.3.1 PLANTAS DE LICUEFACCIÓN
El gas natural extraído de los yacimientos subterráneos a menudo contienen elementos que
deben ser eliminados antes de que se licue para transportarlo, bien por su valor económico o
porque causarían problemas en los procesos de enfriamiento.
Para transportar el gas natural por vía marítima se pasa de gas a líquido enfriándolo a -161 ºC
a presión atmosférica, de esta manera se contrae seiscientas veces respecto a su volumen
original.
El proceso de licuefacción consiste en retirar energía de la corriente de gas hasta lograr el
cambio de estado gas a líquido (condensación). El enfriamiento para retirar la energía se
puede realizar de dos formas:

Por contacto con otro fluido más frío. Se comprimen los gases refrigerantes
produciendo líquidos fríos, como son el propano, etano/etileno, metano, nitrógeno o
mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la
corriente de gas natural. De esta forma, el gas natural se enfría hasta el punto en que se
convierte en líquido.
Daniel Cantarero Llorente
9
2 Introducción

Por expansión (efecto Joules-Thomson). Se somete a esta expansión para poderlo
almacenar a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques
criogénicos para luego ser transferido a los barcos metaneros.
El empleo de uno u otro sistema depende de la finalidad de la planta, la cual puede ser bien
para el suministro de gas en periodos de alta demanda o bien para suministros continuos en
grandes cantidades destinadas a cubrir una carga base. En este último caso, que son
instalaciones más grandes, los sistemas empleados son los de cascada, que son los siguientes:

Ciclo en cascada clásica, utilizando varios fluidos frigorígenos trabajando en estado
puro (propano, etileno, metano).

Ciclo en cascada integrada que utiliza un fluido frigorígeno único, compuesto de una
mezcla de elementos constituyentes del gas natural y de nitrógeno.
2.3.2 TRANSPORTE MARÍTIMO DE GNL
El viaje hasta las terminales de recepción, almacenamiento y regasificación se hace con
barcos metaneros. Son barcos de doble casco con depósitos especialmente aislados evitando
los derrames en caso de rotura o accidentes, para transportar el GNL a -163 ºC y a una presión
ligeramente superior a la atmosférica con válvulas de seguridad taradas a 250 mbar de
sobrepresión. Tienen dimensiones más grandes comparándolos con los petroleros del mismo
tonelaje por la baja densidad de la carga transportada (aproximadamente 0,47 t/m3). El tamaño
ha ido aumentando con el tiempo, hasta llegar a la última generación de metaneros que han
entrado en operación con capacidades de 210 000 m3 a 266 000 m3.
Los metaneros son barcos dotados de alta potencia de propulsión de 35 000 CV a 40 000 CV,
la mayoría de la flota de metaneros utiliza como combustibles los vapores que se generan
durante el transporte (0,1 % a 0,5 % volumen transportado por día) que es entre el 40 % y el
50 % de las necesidades de combustible. El resto se completa con fuel-oil o diesel marino.
En su construcción se emplean materiales de alta calidad, sofisticados tratamientos de pintura
para proteger los tanques de lastre y complejos sistemas de aislamiento de los tanques que
mantienen el frío. Además están altamente automatizados, por todo ello los costes de
construcción son muy elevados, ver Figura 2.5 que muestra que los costes son
aproximadamente el doble de un petrolero.
10
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 2.5 Precios de nueva construcción
Los costes de mantenimiento también son elevados al seguir pautas muy estrictas y los
seguros de la carga transportada son altos. Esto se resume en unos elevados costes de
operación (flete + variables) por ello se les exige una alta productividad y prestaciones.
La flota de metaneros en operación a finales de 2 008 era de 298 barcos, con una capacidad
total de transporte conjunta de 40,1 millones de m3. Además, a dicha fecha, estaban en
construcción o bajo pedido firme otros 79. La Figura 2.6 muestra la distribución de la flota
por tamaños.
Figura 2.6 Tendencia del tamaño de la flota de metaneros
Daniel Cantarero Llorente
11
2 Introducción
La evolución hacia tamaños más grandes significan un ahorro en los costos por metro cúbico.
Pero también requieren una mayor inversión en las plataformas de atraque por su mayor
calado y obligarán a una revisión en las normas de las autoridades portuarias.
Los metaneros convencionales se refieren generalmente a barcos tipo Moss (tanques
esféricos) o de Membrana. El desarrollo de plantas de licuefacción y de regasificación offshore ha provocado la aparición de nuevos tipos de barcos para el transporte de GNL. En este
nuevo grupo estarían los barcos con instalaciones de regasificación en cubierta y los barcos
con sistemas de relicuación a bordo.
2.3.3 PLANTAS DE REGASIFICACIÓN
El extremo final de la cadena de GNL lo constituyen las plantas de recepción,
almacenamiento y regasificación. El objetivo de estas plantas es la recepción del GNL,
transportado en metaneros, y la transformación a gas, después de almacenarlo en tanques,
para inyectarlo en las redes de distribución. También puede enviarse en forma líquida por
medio de cisternas a plantas satélites de GNL.
En los últimos años la demanda de GNL ha experimentado un crecimiento importante como
se muestra en la siguiente Figura 2.7. A finales de 2 008, 18 países disponían de 67 plantas
operativas de importación de GNL con una capacidad nominal de operación para procesar en
su conjunto más de 450 millones de toneladas de GNL por año, y otras 28 estaban en fase de
proyecto y/o nueva construcción. Algunas de las plantas ya existentes están siendo ampliadas
para incrementar las capacidades de almacenamiento de GNL así como la capacidad de
vaporización/emisión de gas natural a las redes de transporte y distribución.
Figura 2.7 Evolución de la demanda de GNL por grandes zonas
Fuente: CEDIGAZ World Outlook 1999, BP Statistical Review y Poteb &Partners 2005
12
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Cabe mencionar las terminales offshore que presentan una alternativa a las terminales
convencionales cuando por razones medioambientales o por rechazo social no es posible
desarrollar un proyecto clásico.
2.4 Panorama energético de las Islas Canarias
La demanda de energía primaria en Canarias en la actualidad está cubierta, casi en su
totalidad, con combustibles derivados del petróleo, dando lugar a un modelo energéticamente
dependiente, poco competitivo, y con grandes impactos ambientales negativos.
La incorporación del gas natural en el modelo energético canario sería muy importante, se
trata de un combustible más limpio que permitiría diversificar el mix energético y reducir la
fuerte exposición actual de la economía canaria a la volatilidad del mercado del petróleo.
El sistema energético de Canarias presenta muchas desventajas, como es la lejanía del
continente y la fragmentación geográfica propias de la condición de archipiélago limitan las
posibilidades de desarrollar actividades de generación eléctrica convencional a costes
competitivos que se beneficien de economías de escala. Las pequeñas y débiles redes
eléctricas insulares restringen los niveles de penetración de las energías renovables, por
naturaleza variable, intermitente y no gestionable.
La Tabla 2.3 agrupa la potencia instalada en cada isla y para el total del archipiélago a finales
de 2 012 según el tipo de fuente de energía utilizada.
Daniel Cantarero Llorente
13
2 Introducción
Tabla 2.3 Configuración del parque de generación de cada isla según potencia eléctrica. Año 2012
Se observa en términos de potencia la dependencia de productos derivados del petróleo. La
introducción del gas natural por medio de la planta de regasificación incrementaría la potencia
y disminuría las emisiones de efecto invernadero al sustituir al gasóleo y al fuelóleo.
Por otra parte, las energías renovables representan para ese año un 10,8 % del total de la
potencia instalada.
El consumo de combustibles derivados del petróleo proceden de la Refinería de CEPSA S.A.
que está situada en Santa Cruz de Tenerife, también por las importaciones. La refinería tiene
un esquema de refino antiguo dando productos medio pesados, en el plan general de
ordenación urbana se Santa Cruz de Tenerife se pretende trasladar la refinería a otra zona
porque se encuentra en zona urbana y ya de paso renovar el esquema de refino.
La nueva refinería y la planta de regasificación serían complementarias, la refinería produciría
carburantes ligeros destinados para los automóviles, keroseno para la aviación y gasóleos
pesados para barcos. La planta de regasificación suministraría gas natural para uso doméstico,
para centrales térmicas e industrias. El gas natural licuado tiene un creciente futuro en
carburante para la navegación marítima debido a las restricciones medioambientales (zonas
ECA, más detallado en capítulo 4.1) al tratarse de un combustible fósil que reduce
notablemente las emisiones de azufre y óxidos de nitrógeno.
14
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Además el gas natural es un combustible más económico por lo que ayudaría a reducir el
coste de generación eléctrica del archipiélago y diversificar el suministro de combustibles
fósiles que actualmente dependen del petróleo.
2.4.1 ACTIVIDAD PORTUARIA DE SANTA CRUZ DE TENERIFE
Se decide el emplazamiento en Santa Cruz de Tenerife porque es una isla por la que pasan
importantes rutas marítimas internacionales, también se aprovecha el proyecto futuro de la
planta de regasificación en el puerto de Granadilla que podrá ser recurso de abastecimiento
para buques propulsados por GNL. Aprovechar la construcción de una terminal de
importación de GNL con una planta de abastecimiento para buques es una medida de reducir
costes.
De todos los puertos del archipiélago canario es el de mayor número de pasajeros y buques de
diferentes tipos que trasiega al año. Por tanto, es una oportunidad para impulsar el
abastecimiento de GNL para buques con el objetivo de reducir las emisiones de SOx y NOx
que para el año 2 030 se espera que todo el mundo sea zona ECA. Además tienen rutas
semanales a las zonas que en el año 2 015 entrará en vigor este control de emisiones como son
el Mar del Norte, el Mar Báltico y el Canal de la Mancha.
2.4.2 CONSUMO DE FUELÓLEO DE SANTA CRUZ DE TENERIFE
El mayor consumo de productos derivados del petróleo es el fuelóleo destinado a centrales
térmicas y a combustible para barcos. Es decir, la fracción más pesada del petróleo que es la
más contaminante es la de mayor importancia en el panorama energético de la isla. Por tanto,
si se sustituye esta fracción del petróleo por el GNL se consiguen reducir las emisiones
medioambientales.
Daniel Cantarero Llorente
15
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
3. Visión general de la planta de regasificación de GNL
La planta de regasificación objeto del trabajo se localiza en la isla de Santa Cruz de Tenerife
(Islas Canarias) se localiza en el puerto industrial de Granadilla.
Figura 3.1 Emplazamiento de la planta de regasificación
Fuente: página web www.puertosdetenerife.org
El puerto ocupará una superficie de prácticamente 800 000 m2 y unos 1 000 m de muelle de
ribera, quedando protegido por un dique exterior de 2 386 m de longitud, de los cuales 707 m
son perpendiculares a la costa, 664 m estarán en una segunda alineación y 883 m en la tercera,
al final de la que se dispondrá, en dirección perpendicular, un martillo de 132 m de longitud.
El puerto se encuentra en obras habiéndose construido parte del contradique y obras de
abrigo, el proyecto ha sufrido importantes retrasos incluso con las obras ya iniciadas. En este
último caso, los motivos son fundamentalmente la falta de disponibilidad de materiales y la
16
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
obtención de las opurtunas licencias para conseguir material pétreo a partir de la excavación
de un sector del polígono industrial de Granadilla.
Figura 3.2 Evolución de las obras de abrigo y contradique.
Fuente: Observatorio Ambiental Granadilla
Los buques metaneros que transportan el GNL desde las plantas de licuefacción en los países
exportadores descargan el producto en los tanques de almacenamiento, para ser
posteriormente vaporizado y enviado a través de las canalizaciones de transporte y
distribución a los consumidores finales. Algunas terminales disponen también instalaciones
para la carga de camiones cisternas que transportan el GNL hasta las plantas satélites.
La tecnología empleada en la regasificación ha ido evolucionando incorporando criterios cada
vez más exigentes en medidas de seguridad y de impacto medioambiental.
3.1 Dimensionamiento de la terminal de recepción de GNL
El objeto de este trabajo es el dimensionamiento de las líneas de carga/descarga de GNL, asi
como la línea de recirculación de GNL. Ésta línea es necesaria porque se producen entradas
Daniel Cantarero Llorente
17
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
de calor al sistema provocando la vaporización de una parte del GNL, lo que se conoce como
boil-off gas.
También se va a añadir el dimensionamiento de una gasinera de GNL, dónde se hablará más
detenidamente en el capítulo 6, que se convertirá en una integración energética con mucho
futuro debido a las restricciones medioambientales de los actuales combustibles marinos.
Por tanto, las funciones principales a abordar son:

Atraque, para el fondeo de los buques metaneros mediante las correspondientes
estructuras de atraque y amarre, y donde se ubican también las plataformas de
operaciones, los brazos de descarga, la balsa de recogida de derrames y la sala de
control del atraque.

Descarga: por medio de brazos de descarga criogénicos, se hace la transferencia a los
tanques. Se utilizan las bombas incorporadas en los metaneros.

Almacenamiento. Aunque no se realiza el dimensionamiento de los tanques de
almacenamiento, es importante conocer su capacidad y su tasa de evaporación diaria
para calcular el caudal de boil-off gas trasegado por las bombas. Se diseñan
especialmente para soportar temperaturas criogénicas.

El bombeo desde los tanques para dar persión al GNL se hace mediante bombas
sumergidas en el tanque, (bombas primarias), también sirve para impulsar GNL para
la línea de recirculación y para mandar desde un tanque GNL para la gasinera con su
correspondiente línea de carga y de recirculación. Del bombeo secundario no se va a
hablar puesto que no es objeto de estudio la regasificación.
Durante la descarga de un buque metanero las vaporizaciones que tienen lugar en el proceso
(por las líneas, por el calor generado de las bombas, por el tanque o por el propio BOG del
buque) se aprovechan para inyectarlo al buque para evitar sobrepresiones y pérdidas de
estabilidad. También se recupera parte del BOG mediante los compresores para inyectarlos a
un relicuador para su posterior vaporización. Los gases no recuperados se envían a la
antorcha.
18
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
3.1.1 ATRAQUE
Las instalaciones marinas de la terminal se diseñará para recibir buques de GNL con una
capacidad desde los 35 000 m3 hasta los 145 000 m3. Las dimensiones son acordes al rango de
tamaños máximo y mínimo de buque. Se dimensionará el muelle siempre para el buque de
mayor tamaño que pueda atracar. En la siguiente Tabla 3.1 se muestran las características
principales de los buques metaneros según la capacidad.
Tabla 3.1 Categorías de tamaños de metaneros (Membrana y Moss combinados)
Tamaño buque (m3)
18 000 a 50 000
65 000 a 90 000
120 000 a 135 000
137 000 a 145 000
DWT (Tm)
10 000 a 22 000
50 000 a 60 000
67 500 a 73 000
68 600 a 76 200
Eslora (m)
130 a 207
216 a 250
280,5 a 293,5
276 a 290
Manga (m)
26 a 29,5
34 a 40
41,5 a 43,5
42,5 a 46,6
Calado (m)
7 a 9,5
9,5 a 10,5
11 a 12
11 a 12
Velocidad (nudos)
14,5 a 16,5
17,5
18,5
18,5 a 19,5
Boil-off (% día)
0,26 a 0,24
0,21 a 0,18
0,25 a 0,15
0,15
Las instalaciones receptoras, como mínimo, constarán de:

Un muelle para amarrar los buques metaneros con distintas plataformas de carga y
servicios.

Plataforma de descarga en el muelle que comprenda: brazos de descarga, plataformas,
tuberías, recipientes, instalaciones de extinción de incendios, etc.

Los equipos de amarre asociados, alumbrado de navegación, defensas.
Las instalaciones de extinción contra incendios constarán de monitores de agua contra
incendios, hidrantes, espuma de alta expansión, productos químicos secos fijos y extintores de
incendios portátiles.
3.1.2 DESCARGA Y LÍNEAS DE PROCESO
Se ha diseñado el sistema de descarga de la terminal para que tengan cabida los buques
metaneros de mayor capacidad de tanques: de 145 000 m3.
Daniel Cantarero Llorente
19
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
Cálculo del caudal de descarga por cada brazo:
 =
145 000 3
3 ×14 ℎ
= 3452,38 m3/h
este caudal resultante se corresponde, con 16" del fabricante de brazos de descarga para los
brazos que permite llegar a los 4 000 m3/h de GNL en cada brazo, en total 12 000 m3. Con
este caudal es posible descargar en 12,1 horas el buque mayor.
El colector se equipa con cuatro brazos de 16", de los cuales tres se emplearán para la
transferencia de líquido (uno de ellos híbrido por si falla el de vapor) y uno para la
transferencia de vapor. De esta manera, se puede llevar a cabo el retorno de vapor sin quemar
el gas en la antorcha.
El GNL se descarga mediante las bombas del barco. La descarga se realizará simultáneamente
a través de los tres brazos y se enviará a los tanques de almacenamiento de la planta por
medio de un colector de mayor diámetro y por la línea de recirculación.
La cantidad de vapor requerida para mantener la presión cuando se hayan vaciado los tanques
del buque, se devolverá al buque desde la línea de boil-off gas a través del brazo de descarga
de vapor de 16". Durante la descarga, la presión de operación de los tanques debe ser mayor
que la presión de operación de los tanques del buque, para permitir que el vapor fluya de
forma natural desde los tanques de almacenamiento hacia el buque. Además de esta forma se
reduce la formación de boil-off. La presión del retorno de vapor al buque se controlará por
una válvula de control.
Cuando se completa la operación de descarga, antes de desconectar, los brazos se vaciarán y
se purgarán usando nitrógeno de servicio suministrado en la parte superior del brazo. El GNL
se enviará, por una parte al buque, y al recipiente de recogida de purga de GNL del muelle.
Durante la descarga, se interrumpe la recirculación y la línea de recirculación funcionará de
forma paralela a la línea principal de descarga. Por la línea de recirculación se envía una
pequeña parte del cuadal de GNL a los tanques de almacenamiento. Con esto se consigue que
la línea quede inactiva durante la descarga evitando que se caliente y el tiempo de descarga se
verá reducido. El flujo de recirculación se reestablecerá después de cada operación de
descarga.
Las líneas de GNL y la línea de vapor situadas entre el colector del muelle y la planta están
equipadas con válvulas de bloqueo de emergencia, en ambos extremos de la línea.
20
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Los brazos de descarga están articulados para seguir los movimientos de las mareas y del
barco en las tres dimensiones espaciales dentro de un espacio que constituye la envolvente,
dentro de la cual se mantienen controladas las operaciones de descarga, produciéndose
alarmas en el sistema de control cuando el desplazamiento del buque supera los límites
prefijados.
Figura 3.3 Envolvente de operación
Fuente: Catálogo CCL
Los brazos se componen de un soporte, una tubería articulada, un sistema de contrapeso para
el equilibrio, un dispositivo de movimiento hidráulico y un sistema de acople/desacople
rápido en caso de emergencia. No van aislados térmicamente para permitir los movimientos
del buque durante la descarga, además en la superficie del brazo se forma hielo que actúa de
aislante natural. El diámetro de la línea de descarga se calcula en función del caudal nominal
de descarga y siguiendo un criterio que fija las velocidades por el interior de las tuberías. Las
siguientes tablas son estándares que utilizan las ingenerías basándose en la norma ISO 13 703
y en mecánica de fluidos.
Daniel Cantarero Llorente
21
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL

Tuberías para líquidos
o Líneas de aspiración de bombas
Tabla 3.2 Velocidad máxima y pérdida de carga según diámetro y fluido para aspiración de bombas
Denominación
Velocidad máxima (m/s)
Pérdida de carga (bar/km)
Diámetro de la línea (pulgadas)
D≤2"
2"<D≤6"
6"<D≤18"
18"<D
BOG
0,4
0,8
1,3
1,5
0,4 – 0,7
GNL
0,9
1,2
1,8
2,4
0,6 – 0,9
Agua
2,5
1,5 – 3,5 1
o Líneas de descarga de bombas
Tabla 3.3 Velocidad máxima y pérdida de carga según diámetro y fluido para descarga de bombas
Denominación
Velocidad máxima (m/s)
Diámetro de la línea (pulgadas)
D ≤ 2"
2" < D ≤ 6"
D > 6"
GNL
2,0
3,5
4,5
Agua
Pérdida de carga (bar/km)
3
2,5 2
4
o Líneas de proceso
Tabla 3.4 Velocidad máxima y pérdida de carga según tipo de fluido para líneas de proceso
Denominación
Velocidad máxima (m/s)
Pérdida de carga (bar/km)
GNL
73
3
Agua
3
24
1
Valor recomendado (obligatorio solo para las líneas > 8”)
2
Valor recomendado (obligatorio solo para las líneas > 8”)
3
El límite de velocidad máximo puede aumentarse para descargar en el brazo hasta 12 m/s
4
Valor recomendado (obligatorio solo para las líneas > 8”)
22
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL

Líneas de gas (BOG)
Las líneas de gas se dimensionarán conforme el criterio ρv2 ( donde ρ [kg/m3] es la densidad y
v [m/s] es la velocidad) esto es generalmente más restrictivo que la velocidad del gas y la
pérdida de carga.
El valor ρv2 máximo permitido difiere según el tipo de gas, presión de operación de la línea y
servicio.
o Líneas en servicio continuo
Tabla 3.5 Pérdidas por efecto pistón (ρv2) y velocidad máxima para líneas en servicio continuo de gas
Max. ρv2 (kg/m·s2) Velocidad máxima (m/s)
Denominación
P≤ 20 barg
6 000
20
20 < P ≤ 50 barg
7 500
20
50 < P ≤ 80 barg
10 000
20
P > 80 barg
15 000
20
o Líneas en servicio discontinuo, no es aplicable para las líneas aguas arriba de
las válvulas de seguridad
Tabla 3.6 Pérdidas por efecto pistón (ρv2) para líneas en servicio discontinuo de gas
Denominación
Max. ρv2 (kg/m·s2)
P ≤ 50 barg
10 000
50 < P ≤ 80 barg
15 000
P > 80 barg
25 000
Para las líneas de proceso de GNL se va a escoger una velocidad de 5,5 m/s y para las líneas
de gas, puesto que la presión va a ser inferior a los 20 barg, una velocidad de hasta 20 m/s,
escogiendo una velocidad de 15,5 m/s.
Daniel Cantarero Llorente
23
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
3.1.2.1 Línea de descarga principal:
=√
(4×12 000)
= 0,878 m
×5,5
D = 34,58"
Con este diámetro se obtiene un diámetro comercial de la norma API 5L de 36", con las
siguientes magnitudes:
Tabla 3.7 Magnitudes línea principal de 36"
Diámetro (mm)
914,4
Peso (kg/m)
282,27
Espesor (mm)
12,7
Diámetro interior (mm)
888,6
Designación
XS
3.1.2.2 Pérdida de carga de la línea de descarga principal
Las pérdidas de carga por transporte se calculan por medio de transferencia de calor y materia
con las ecuaciones de flujo viscoso en conductos, habiendo dos tipos de pérdidas: las pérdidas
regulares, que son causadas por la rugosidad del conducto provocando pérdidas de energía por
fricción; y las singulares, que son causadas por elementos adicionales en las tuberías como
son las válvulas, codos, uniones en T, expansiones, etc.
Para calcular las pérdidas regulares, primero se calcula el número de Reynolds del fluido:
 =
××

Siendo:
24

ρ la densidad del fluido (GNL) [kg/m3]

v la velocidad del fluido [m/s]

D diámetro de la tubería [m]

µ viscosidad dinámica del fluido [kg/(m·s)]
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Ha dado un número de Reynolds de 16 932 785,9 que cumple Re > 4 000, condición de flujo
turbulento. El siguiente paso es calcular el factor de fricción con la fórmula de Swamee y
Jain:
=
0,25


5,74
log ( 3,7 + 0,9) 2
Donde:

ɛ la rugosidad del conducto, dato que está tabulado según el material.
Ahora para calcular las pérdidas regulares es necesario saber la longitud equivalente de la
línea principal de descarga.
La longitud de la línea es de 2 117 m, pero en el trazado de la línea existen elementos que
causan pérdidas en el fluido. Para ello, existe un diagrama en el que están tabuladas estas
pérdidas singulares y se suman las longitudes de los elementos a la longitud de la línea. La
longitud equivalente resultante es de 5 832 m. Esta longitud también es válida para la línea de
recirculación.
Entonces:
∆ =

1
×  ×  × × 2

2
Donde:

L es la longitud equivalente de la línea [m]

D diámetro de la línea [m]

f factor de fricción

ρ densidad del fluido [kg/m3]

v es la velocidad del fluido [m/s]
Finalmente, se obtiene una pérdida de carga de 4,58 bar. Un resultado considerado adecuado
teniendo en cuenta el valor de 3 bar/km para líneas de proceso de GNL mostrado en la Tabla
3.4. Es conveniente comprobar si las bombas primarias destinadas a la recirculación son
capaces de impulsar el GNL la altura del tanque más la altura de los brazos de descarga más
otra vez la pérdida de carga en la línea de proceso. En este caso es más desfavorable que en la
línea de recirculación de menor diámetro. Entonces:
Daniel Cantarero Llorente
25
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
Cada tanque está formado por dos bombas primarias de 143 m3/h para la emisión de gas y una
bomba de 350 m3/h para la recirculación y para la gasinera. Para un caudal de 350 m 3/h se
tiene una diferencia de altura de 305 m, ver Figura 3.4. Suponiendo que el tanque tenga una
altura de 60 m y una densidad del GNL en el interior del tanque de 419,40 kg/m 3, para los
brazos de descarga una altura de 15 m y una densidad en el interior de los tanques del buque
de 421 kg/m3.
Se tiene:

Pérdida de carga en tanque
60 × 419,4 = 25 164 ×

2

=
2,5164
= 2,467 
10000 2
2
Pérdida de carga en brazos de descarga
2

15 × 421 = 6 315 ×
=
0,6315
= 0,6193 
10000 2
2

Pérdida de carga total: línea + tanque + brazos de descarga = 7,73 bar
Figura 3.4 Curva de la bomba primaria
Fuente: Manual SEDIGAS
La presión de impulsión de esta bomba es:
2

305 × 419,4 = 127 917 ×
=
12,792
= 12,54 
10000 2
2
26
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Se verifica que la pérdida de carga total es menor que la presión de impulsión de la bomba. La
bomba de 350 m3/h es de FLOWSERVE modelo VTP 14EJH, para más información
consultar el catálogo en el anexo.
3.1.2.3 Línea de recirculación
La línea de recirculación que sigue el mismo trazado que la línea principal de descarga se
dimensiona de la misma forma. El objeto de la línea de recirculación es mantener la línea
principal de descarga fría para cuando esté un buque descargando se produzca lo mínimo de
boil-off gas, como se ha mencionado anteriormente durante la descarga fluye una pequeña
parte del caudal para evitar que se caliente.
Cuando funcione en su modo principal (gasinera), fluye 700 m3/h de GNL que es impulsado
por una bomba primaria de 350 m3/h de cada tanque de almacenamiento, en total dos bombas.
La velicidad establecida es de 5,5 m/s.
=√
(4×700)
×5,5
= 0,212 m
D = 8,35"
Con este diámetro se selecciona a un diámetro comercial de la norma API 5L de 10", con las
siguientes magnitudes:
Tabla 3.8 Magnitudes línea de recirculación de 10"
Diámetro (mm)
273,1
Peso (kg/m)
81,55
Espesor (mm)
12,7
Diámetro interior (mm) 247,7
Designación
XS
3.1.2.4 Pérdida de carga de la línea de recirculación
La pérdida de carga para la línea de recirculación se calcula de la misma manera que en la
línea principal de descarga. La longitud de la línea coincide con la línea principal de descarga.
Calculando primero el número de Reynolds y el factor de carga con el diámetro
correspondiente se obtiene la pérdida de carga de 2,094 bar. Esta pérdida de carga es
Daniel Cantarero Llorente
27
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
admisible, además la bomba primaria de 350 m3/h es capaz de levantar las pérdidas de carga
en el tanque, en los brazos de descarga y en la línea de recirculación.
A continuación, se describirán el sistema de almacenamiento, el sistema de tratamiento de
boil-off gas y la antorcha. Estas zonas no son objeto del trabajo y no serán dimensionadas.
3.1.3 SISTEMA DE ALMACENAMIENTO
3.1.3.1 Tanque de almacenamiento
Lo constituyen dos tanques con una capacidad neta de 150 000 m3 cada uno, sumando un total
de 300 000 m3. Los tanques serán del tipo de doble contención con un tanque interno de
aleación 9 % Ni y revestido completamente de hormigón en el exterior, incluido el techo. Para
evitar cualquier riesgo de derrame descontrolado, toda la instrumentación y conexiones con el
tanque se harán a través del techo del tanque.
Cada tanque está equipado con dos líneas de llenado: una situada en la parte superior del
tanque interior y otra al fondo de envío de GNL. El modo de llenado depende de las calidades
del GNL almacenado y del GNL descargado. Si el GNL descargado desde el buque fuera más
pesado que el del tanque, el GNL debe ser introducido por la línea de llenado superior. Si el
GNL descargado fuera más ligero que el del tanque, se utilizará la línea de llenado inferior.
Así se consiguen mezclas más homogéneas en el interior del tanque, el punto de llenado se
seleccionará para prevenir la estratificación del GNL, que podría causar el fenómeno de rollover.
Este fenómeno es un proceso de estratificación en capas de GNL en el interior del tanque
debido a su densidad que varía con el tiempo por efecto de la evaporación de los componentes
más ligeros (metano y nitrógeno) de las capas superiores y las aportaciones de calor del
exterior a través del suelo y de las paredes principalmente. El resultado es un conjunto de
capas con diferente energía contenida, de tal forma que, si se produce por efecto de la
densidad un vuelco de las capas superiores sobre las inferiores, tiene lugar una súbita
liberación de energía en forma de gas que incrementa la presión del tanque.
Los tanques están equipados con válvulas de seguridad dimensionadas para hacer frente al
incremento casi instantáneo del gas y evitar así cualquier posible incidencia derivada de este
fenómeno. Si las válvulas de seguridad no estuvieran dimensionadas para dicho incremento de
gas, podría llegar a producirse el colapso del tanque. También existe en el interior del tanque
28
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
unas boquillas de irrigación para inyectar GNL o nitrógeno líquido durante la fase inicial de
puesta en marcha del tanque.
Se incorporan sensores de temperatura en la pared y el suelo del tanque para monitorizar el
perfil de temperaturas. Existen indicadores automáticos de nivel continuo, monitores de
temperatura y medidores de densidad del tanque a lo largo de toda su vertical.
Una línea de gas conectada al colector común BOG permite recoger el boil-off gas y el gas
desplazado por el efecto pistón durante las fases de descarga.
La presión absoluta del tanque se controla mediante el control de la carga de operación de los
compresores BOG que aspiran gas del colector común BOG. Si alguna vez los compresores
no puedieran mantener la presión de los tanques o si la presión atmosférica alcanzase valores
excepcionales, los dispositivos de seguridad protegerán a los tanques de la sobrepresión o de
condiciones de vacío.
La antorcha es la primera protección ante la sobrepresión del tanque, cuando la presión del
tanque alcance los 260 mbarg se abrirá la válvula de alivio de gas. El tanque está provisto de
un grupo de válvulas de seguridad taradas a la presión de diseño y suponen el nivel de
protección fundamental ante la sobrepresión. La tubería de descarga de cada válvula de
seguridad se orienta hacia la atmósfera en una zona segura por encima del techo del tanque.
En el caso de baja presión se inyecta gas en el colector BOG. Si la inyección de gas no es
suficiente para mantener la presión a un nivel aceptable, se introducirá aire en el tanque a
través de las válvulas de seguridad de vacío instaladas en el mismo.
3.1.3.2 Bombas del interior del tanque, bombas primarias
El GNL es un buen dieléctrico y puede ser utilizado como lubricante y refrigerante, por lo que
es posible sumergir la bomba y su motor en el mismo depósito.
En los tanques de GNL, al no tener tuberías de salida por la parte inferior, se utilizan las
bombas sumergidas en pozos. Las bombas se pueden cambiar y sacar del tanque, sin
interrumpir la explotación del mismo.
Cada tanque dispone de tres bombas (dos en funcionamiento y una de reserva), dos bombas
dimensionadas para que impulsen un caudal de 143 m3/h demandadas por el proceso de
regasificación y una dimensionada a 350 m3/h. Las bombas de menor caudal son utilizadas
para el envío de GNL para el proceso de regasificación y la de mayor caudal funciona para
Daniel Cantarero Llorente
29
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
para impulsar el GNL a la gasinera. Para el caudal de recirculación de las líneas se emplea
una bomba de menor caudal. En caso de fallo de una de las bombas de 350 m3/h para el envio
a la gasinera se utilizan dos bombas de 143 m3/h de un tanque más una bomba del mismo
caudal del otro tanque, afectando minimamente en el tiempo de carga.
Las bombas funcionan a una velocidad constante. El caudal de las mismas se fija por:

La válvula de control de flujo instalada en la línea de alimentación del relicuador.

La válvula de control de presión instalada en la línea de by-pass del relicuador.
En la línea de descarga de cada bomba se instala una válvula motorizada que permite una
posición intermedia. Estas válvulas proporcionarán la posibilidad de repartir equitativamente
el caudal de flujo entre las bombas operativas y cerrar la línea de descarga de la bomba, en
caso de emergencia.
Para proteger las bombas en caso de bajo caudal, se instala una válvula de control de mínimo
caudal en la línea de descarga de cada bomba, que retorna el GNL al tanque. Esta línea de
mínimo caudal también puede usarse para mezclar el GNL en el tanque y así prevenir la
estratificación.
Se coloca una válvula de bloqueo que permite el aislamiento del grupo de las bombas del
colector de exportación común. Permite el aislamiento de emergencia de la línea de salida del
tanque y las operaciones de mantenimiento de las líneas de descarga de las bombas.
3.1.4 SISTEMA DE TRATAMIENTO DEL BOIL-OFF GAS
Los equipos que se van a explicar a continuación no son imprescindibles para que la terminal
funcione para el objetivo que ha sido construida, es decir, regasificar el gas licuado e
introducirlo en la red gasista. Sin embargo, se trata de los equipos que más esfuerzo requieren
para la realización de su correcto balance y posterior operación de su sistema de control.
Todas las combinaciones de los distintos modos de operación de la planta (con y sin descarga
de buques, con distintos rangos de emisión de gas comprendidos entre la mínima y máxima
capacidad) deberán estudiarse para que el diseño final de los equipos pueda afrontarlos.
3.1.4.1 Compresor de boil-off gas
Normalmente la presión en los tanques tiende a subir, debido al boil-off gas generado por las
fugas de calor y el efecto pistón durante el llenado del tanque sólo retorna al buque parte del
gas desplazado.
30
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
La función de los compresores de BOG es mantener una presión constante en los tanques de
almacenamiento mediante la retirada de gas en exceso, y permitir tanto la recuperación de este
gas incrementando su presión al valor requerido, como la condensación mediante el conntacto
directo del GNL en el relicuador.
En el apartado 7.4.1 se ha dimensionado la capacidad necesaria de los compresores de BOG.
Se han previsto dos compresores criogénicos alternativos con control de capacidad de
funcionamiento (0 %, 50 %, 100 %) que está regulada por el controlador de presión de los
tanques. No obstante, se proporciona un control de alta restricción para casos donde el
relicuador se sature, en estos casos, el flujo de gas comprimido se limita según la capacidad
del relicuador para manejar el boil-off.
Si el caudal de boil-off gas es mayor que la capacidad de los compresores aumentará la
presión en los tanques y en el colector BOG. Una vez alcanzado el punto de consigna,
mediante una válvula de control de presión se enviará el exceso de gas a la antorcha.
La capacidad de un compresor es suficiente para manejar el boil-off generado durante los
periodos de “no descarga”. Ambos compresores sólo son requeridos simultáneamente durante
las operaciones de descarga de buque. Como los compresores BOG no son estrictamente
necesarios en lo que se refiere a la disponibilidad de envío, no se prevé reserva con capacidad
total. Se supone que el mantenimiento normal se lleva a cabo sobre el compresor de reserva
entre los dos períodos de descarga. Para un mantenimiento de mucho tiempo, se reducirá la
velocidad de descarga o se enviará el boil-off gas sobrante a la antorcha.
Se instala un desrecalentador en la línea de entrada común de los compresores para limitar la
temperatura de aspiración inyectando GNL en la corriente de gas bajo control de temperatura.
Aguas abajo del punto de inyección de GNL, se instala un separador de aspiración para
prevenir el arrastre de gotas de líquido hacia los compresores.
Como se ha mencionado anteriormente, la presión de operación de los tanques de GNL varía
en función de la operación que esté realizando. Por tanto, variará la capacidad de
funcionamiento de los compresores de BOG, llegando a ser necesaria su parada en caso de
bajada excesiva de presión.
Daniel Cantarero Llorente
31
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
a. Operación con descarga de barco
La presión de los tanques al inicio de la descarga del barco será lo suficientemente baja como
para disponer de la capacidad de acumulación del gas desplazado al comienzo de la descarga.
A su vez el buque necesitará una cantidad de gas para no despresurizarse durante la descarga.
Este gas ha de retornar por diferencia de presión entre tanque y buque sin necesidad de
bombas de impulsión. El operador de la planta arranca con suficiente antelación los
compresores de BOG para llegar a una presión de entre 150 mbarg y 170 mbarg en los
tanques de almacenamiento.
Durante la descarga, la acumulación de gas provoca una subida de presión en los tanques de
almacenamiento. Cuando se alcanza la capacidad de descarga máxima de los buques es
cuando el efecto pistón es mayor, se desplaza un volumen de gas a condiciones del tanque
igual al volumen de líquido introducido. La presión se mantendrá en valores entorno a
220 mbar y 250 mbar, cuanto mayor sea la presión en los tanques menor será la tendencia a la
formación de BOG por vaporización. Durante la descarga los compresores de boil-off
funcionan a la máxima capacidad.
Se debe tener en cuenta que en los tanques del buque también se genera gas por ganancia de
calor a través de las paredes. Por tanto, se produce una menor demanda del gas desplazado en
el tanque durante el llenado, por lo que no será necesario devolver el mismo volumen de gas
desde los tanques de almacenamiento (a condiciones del barco) que de líquido desalojado del
buque.
b. Operación normal de la terminal (emisión de gas sin descarga de buque)
Este modo de operación tiene menor generación de BOG, dado que la mayor parte de gas se
genera por ganancia de calor en los tanques de almacenamiento, por lo que la presión de los
tanques se mantiene alrededor de 150 mbarg y 200 mbarg. Para gestionar el gas generado el
modo de operación de los compresores de boil-off dependerá de los procedimientos del
personal, bien podrá funcionar un compresor a baja capacidad durante un tiempo prolongado
o bien podrá funcionar al 100 % de su capacidad durante menos tiempo llegando incluso al
paro total hasta la siguiente subida de presión.
En ambos casos, con y sin descarga de buques, influye otro factor en la generación de BOG
neta que deben manejar los compresores de boil-off, que es la emisión de gas. Si la red gasista
demanda una mayor emisión de la planta, mayor será el número de bombas primarias en
funcionamiento para extraer el GNL de los tanques para regasificar. Consecuentemente el
32
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
resultado es el contrario al del efecto pistón de llenado, siendo menor la generación de BOG.
De igual forma, cuanto menor sea la emisión de gas, menor es el número de bombas primarias
en operación y mayor la generación de BOG.
Se puede decir que el caso de máxima generación de BOG, que fijará la capacidad de diseño
de los compresores de boil-off, es el de descarga de buque con baja emisión a la red gasista.
3.1.4.2 Relicuador
El objetivo del relicuador es condensar el boil-off gas poniéndolo en contacto con el GNL
subenfriado procedente del tanque de almacenamiento. El GNL requerido para condensar el
caudal de boil-off pasa a través del paquete del relicuador, mientras que el resto se desviará
del recipiente por el by-pass.
El GNL requerido para la condensación y la corriente de boil-off gas entran al relicuador por
la parte superior del recipiente. El gas y el líquido fluyen en paralelo a través de un paquete de
anillos de acero inoxidable donde el boil-off gas se condensa por intercambio de calor con el
GNL subenfriado.
El líquido de salida y el flujo del by-pass se mezclan y el caudal total de GNL se enviará a las
bombas de alta presión de envío.
El relicuador funciona con una proporción constante:
  −  
   × ó  
Se controla el caudal de GNL que entra en el relicuador para mantener la proporción
constante. Si el caudal de envío es demasiado bajo y el caudal de gas es demasiado alto, el
caudal de boil-off gas debe disminuir para asegurar el suficiente GNL subenfriado en la
aspiración de las bombas de alta presión de envío.
Para que el cambio de fase sea total y no quede gas sin condensar en la corriente de salida, se
instala en el interior del relicuador un lecho de relleno desordenado que permite que haya
tiempo y superficie de contacto suficiente entre las fases de gas y líquido. La dificultad de
diseño del relicuador es establecer las dimensiones del lecho de relleno. Se trata de un flujo
co-corriente, ya que líquido y gas entran por la parte superior del relicuador y fluyen hacia su
fondo.
Daniel Cantarero Llorente
33
3 Visión general de la planta de regasificación de GNL
Los diseños tradicionales del relicuador cumplen una doble función: relicuar el BOG y servir
como depósito pulmón para aspiración de las bombas secundarias. El diseño consiste en una
columna interna, donde se encuentra el relleno, y un recipiente exterior (de tipo anular o
concéntrico con la anterior columna), cuya única función es el mantenimiento de un nivel de
líquido constante. La zona efectiva de contacto de fases es el relleno no inundado por el nivel
de líquido mantenido en el recipiente pulmón. Este diseño era válido para las primeras
terminales que se construyeron para bajas emisiones de gas.
Sin embargo, las actuales terminales con capacidades de emisión hasta valores de
1 950 000 m3(n)/h no es posible circular por el relicuador todo el GNL que va a ser impulsado
por las bombas secundarias. Si el relicuador siguiera actuando como pulmón de las bombas
secundarias, su tamaño sería demasiado grande debido únicamente al crecimiento del
volumen de retención necesario en el recipiente externo, mientras que la columna interna de
relleno no tendría por qué aumentar de tamaño.
Para este aumento en la capacidad de emisión se han adoptado dos soluciones de diseño del
relicuador:

Mantener el recipiente exterior actuando como pulmón, enviando una parte del GNL
hacia dicho depósito y otra directamente a la aspiración del bombeo secundario. Es
una solución válida para cuando no se requiere de una capacidad adicional de
relicuación. Ofrece la ventaja de que en situaciones de baja demanda de emisión se
puede simplificar el circuito operando solamente el depósito externo del relicuador
como pulmón. Esta solución sirve para los diseños tradicionales de relicuador.

Para nuevas terminales con mayor capacidad de relicuación, se prescinde del
recipiente externo. El relicuador tiene el tamaño necesario para ser soporte del lecho
de relleno. Se dimensiona para el máximo caudal de BOG generado. Se pasa por el
relicuador la cantidad de GNL necesaria para la relicuación del BOG y el resto se
envía hacia las bombas secundarias. Tiene unas dimensiones más reducidas que el
diseño tradicional.
La variable de operación que se fija en el relicuador es la presión de fondo del mismo,
alrededor de 8 barg. El criterio basado para fijar este valor es 1 bar por encima de la presión
de burbuja de la corriente de fondo. Las líneas hacia el bombeo secundario se diseñan para
tener en el circuito una caída de presión inferior a 1 bar. De esta forma, a la aspriración de las
34
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
bombas llegará únicamente líquido y nunca a su presión de vapor o inferior, evitando que se
produzca la cavitación en las bombas.
3.1.5 ANTORCHA
Es una línea de baja presión conectada al colector de boil-off gas para evacuar los gases, en el
caso de un incremento anormal de la presión.
Todas las válvulas de seguridad y válvulas de expansión térmica de la terminal conectan al
colector de boil-off gas, excepto:

Las válvulas de seguridad de temperatura de las líneas del colector del muelle, que se
conducen al recipiente de purga del muelle. La válvula de seguridad de este recipiente
se conectará a un venteo local en zona segura.

Las válvulas de seguridad de los tanques de almacenamiento que descargan el gas
directamente a la atmósfera en zona segura, por encima del techo del tanque.
Para evitar la entrada de aire en el colector y en la antorcha, los subcolectores de la antorcha y
el colector principal se barrerán continuamente con gas combustible o nitrógeno.
Daniel Cantarero Llorente
35
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
4. Gas Natural Licuado como combustible marino
4.1 Introdución
En proyectos de plantas de regasificación se busca sacarle el máximo provecho al frío del
GNL mediante integraciones con instalaciones adyacentes excedentarias de energía, como
puede ser el caso de plantas de generación eléctrica. También se puede integrar la
recuperación de la exergía criogénica presente en el GNL para la refrigeración de otros
procesos como la separación criogénica del aire y la producción de hielo seco, entre otros.
Otra forma de sacar rentabilidad a la planta es añadir una gasinera de GNL para buques
adaptados a este combustible. La creciente demanda social de medios de transporte más
respetuosos con el medio ambiente es una razón más para apostar por el GNL como
combustible marino. Aunque las emisiones de gases efecto invernadero procedentes de
buques son inferiores a los otros medios de transporte por unidad de carga transportada, un
petrolero emite 5 g/ton/km: diez veces menos que un camión y cien veces menos que un
avión.
Aunque no es el más contaminante, el sector naviero fue pionero en el establecimiento de
convenios internacionales para la limitación de la contaminación con el objetivo de la
reducción de emisiones a la atmósfera.
El marco internacional para la reducción de emisiones de gases es el Anexo VI del convenio
MARPOL. En él se trataba varias soluciones, como son:

Áreas ECA (Áreas de Control de Emisiones) de emisiones limitadas de determinados
contaminantes (SOx, NOx, partículas, compuestos volátiles). Como se muestra en la
figura Figura 4.1 , actualmente el mar Báltico y el mar del Norte son zonas ECA para
SOx mientras que las costas de Estados Unidos y Canadá lo son para SOx, NOx y
partículas. Los puertos de la Unión Europea son zonas ECA SOx en virtud de las
directivas comunes.

Códigos de reducción de emisiones NOx y SOx para los fabricantes de motores.

Eficiencia energética, que consiste en reducir las emisiones de CO2 disminuyendo el
consumo de combustibles. Estas medidas son de tres posibles tipos:
o Mejora del diseño de construcción mediante el establecimiento de un Índice de
Diseño Eficiencia Energética (EEDI) para cada tipo de buque. De esta forma
36
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
ya se considera la reducción de las emisiones de CO2 desde las fases iniciales
del diseño.
o Para buques construidos antes de la entrada en vigor del EEDI se ha
establecido el Índice de Operación de Eficiencia Energética (EEOI) a modo
indicador de la gestión energética.
o Disminución del consumo de combustible mediante un sistema de gestión de la
energía del buque (SEEMP) en explotación tanto para buques nuevos como los
que ya están en servicio.
Figura 4.1 Zonas ECA en el mundo
Fuente: SEDIGAS
Estas áreas tienen unos requisitos de emisión más estrictos, que los requeridos a nivel
mundial, se encuentran regulados en áreas geográficas específicamente designadas.
El Mar Báltico, el Mar del Norte y el Canal de la Mancha están designados como una zona de
bajas emisiones de SOx, por lo tanto se denomina como Área de Control de Emisiones de
Azufre (SECA). Las restricciones para la SECA según la OMI y la UE son:

1,0 % como el contenido máximo permitido de azufre del combustible (desde el 1 de
julio de 2 010).

0,1 % como el contenido máximo permitido de azufre del combustible (desde el 1 de
enero de 2 015).
Daniel Cantarero Llorente
37
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
Hay una ECA en América del Norte, que afecta a la mayoría de las costas de Estados Unidos
y Canadá. Esta zona está designada para emisiones de NOx y SOx que entraron en vigor en
2 012.
4.2 Restricciones medioambientales
Las reglamentaciones de la Organización Marítima Internacional (OMI) y de la Comisión
Europea (CE) han establecido unos plazos exigentes para la reducción de emisiones en los
motores, las empresas navieras ya han aportado tecnologías contrastadas para conseguir los
plazos.
Para reducir las emisiones de SOx basta con consumir un combustible con bajo contenido en
azufre, ya que si está presente, va a salir por los tubos de escape en forma de óxidos de azufre.
En este sentido los fabricantes de motores han desarrollado la tecnología necesaria para
consumir este tipo de combustible más limpio, resolviendo problemas tales como incendios
en las cámaras de máquinas que conlleva este combustible.
Con las emisiones de NOx que se forman principalmente por las elevadas temperaturas que se
producen dentro de los cilindros en el momento de la compresión de la mezcla de
combustible. En este caso, los fabricantes de motores han diseñado diversas técnicas para
atenuar el pico de temperatura en el momento de la compresión.
Por ello, un combustible que resuelve estos problemas es el gas natural licuado (GNL). Por su
importancia en las emisiones de gases a la atmósfera se destacan las siguientes ventajas:

Se reduce entre un 25% y un 30% la emisión de CO2 por su baja relación de
carbono/hidrógeno.

Disminución en un 85 % de las emisiones de NOx, mediante la adopción de las
tecnologías de los fabricantes de motores usan una alta relación aire – GNL (concepto
Lean Burn de Wärtsilä).

No hay emisiones de SOx porque se elimina el azufre en los procesos de licuefacción
del gas natural.
38

Muy baja emisión de partículas.

No hay humos visibles.

No hay depósitos de lodos.
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 4.2 Emisiones ambientales de diferentes tecnologías para un carguero típico en el mar Báltico
Fuente: Det Norske Veritas (DNV)
La autoridad marítima danesa ha tomado la iniciativa de este proyecto dentro de la Unión
Europea en el programa de rutas marítimas TEN-T16. Este programa propone que exista una
red de transporte intermodal eficiente integrando rutas terrestres y marítimas. El concepto de
este programa ha sido diseñado con el fin de ampliar las rutas marítimas existentes e
introducir nuevas rutas, de manera que el tráfico de carga en las autopistas terrestres se reduce
y se cambia por el transporte marítimo impulsado por GNL que es más respetuoso con el
medio ambiente.
Como riesgo medioambiental es que el metano es 25 veces más nocivo que el CO2 respecto al
efecto invernadero y por tanto hay que tomar todas las precauciones para evitar su fuga a la
atmósfera.
Daniel Cantarero Llorente
39
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
4.2.1 ESTRATEGÍAS DE CUMPLIMENTO DE ARMADORES
En el plazo corto e intermedio hay dos alternativas realistas además del GNL para cumplir las
regulaciones medioambientales: seguir usando fuel pesado HFO pero añadiendo un depurador
para disminuir las emisiones de azufre, y utilizar gasóleo marino de bajo contenido de azufre.
Estas dos alternativas tratan de minimizar los grandes costos a los armadores y a las
infraestructuras.
4.2.1.1 Fuel pesado con depurador de gases de escape
Es posible cumplir con los requisitos de SECA aplicando una solución “end of pipe” y utilizar
lavadores para retirar SOx y emisiones de partículas en combinación con cualquier catalizador
de Reducción Catalítica Selectiva (SCR) o Recirculación de los Gases de Escape (EGR) para
la limpieza de NOx. Esta combinación es una fuerte candidata para cumplir con los requisitos
en SECA 2 015 y ECA Tier III.
La ventaja de esta solución es que la infraestructura y la disponibilidad de HFO es buena y no
es necesario que los armadores adapten o reemplacen sus motores. Pruebas realizadas
demuestran que los depuradores reducen casi a cero las emisiones de azufre y las emisiones
de partículas contenido en los gases de escape se reduce significativamente.
Las desventajas incluyen las inversiones de capital necesarias en lavadores de gases, así como
los residuos producidos. La infraestructura para la deposición de los residuos en los puertos
no está construída y no existe ninguna práctica o reglamentos que regulan la responsabilidad
del puerto para el manejo de dichos residuos. En julio de 2 011, la IMO emitió una resolución
dando pautas para instalaciones receptoras en MARPOL Anexo VI.
Otros inconvenientes con los depuradores son que la proporción de CO2 en los gases de
escape no se reduce. La unidad de lavadores de gases también ocupan espacio y en algunos
casos la zona de carga podría reducirse.
4.2.1.2 Gasóleo Marino (MGO)
Los combustibles marinos conevncionales se dividen comúnmente en dos categorías: fuelóleo
y destilados. El fuelóleo, referido a menudo como fuel pesado (HFO), es el combustible
marino más pesado con respecto a contenido de viscosidad y azufre. Los destilados pueden
ser divididos en dos categorías; gasóleo marino (MGO) y diésel marino (MDO).
40
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
El uso de MGO da emisiones de bajo contenido en azufre que coinciden con las demandadas
por SECA. Las emisiones de partículas en los gases de escape también se reduce. Las
emisiones de NOx y los gases de efecto invernadero se mantendrán en el mismo nivel que
cuando se usa HFO. Para cumplir con las emisiones de NOx en Tier III, las unidades de SCR
o EGR es necesario cuando operan con MGO.
En cuanto a las ventajas del MGO es que no requiere más volumen de depósitos y el
reacondicionamiento del motor no tiene grandes costos de inversión. Sin embargo, los precios
del combustible están ya en un nivel bastante alto y en general se creen que continuarán
aumentando, en cierta medida debido a la capacidad limitada de las refinerías.
4.2.1.3 Combustible dual
El GNL puede utilizarse en motores capaces de funcionar con combustible gaseoso o
combustibles líquidos. La idea es utilizar GNL dentro de SECA y otro combustible fuera de la
SECA dependiendo del precio relativo de los combustibles. Estos motores pueden ser motores
diésel de dos tiempos o motores de cuatro tiempos con el principio de funcionamiento basado
en el ciclo Otto cuando operan con gas natural y en el ciclo Diesel cuando operan con fueloil.
La fuente de ignición es una pequeña cantidad de combustible más pesado que es inyectado y
es encendido por el calor de compresión, el combustible más pesado enciende el gas. El motor
de dos tiempos puede funcionar en fueloil solamente o en una mezcla de gas y fueloil.
4.3 Parámetros económicos
La viabilidad económica se analiza teniendo en cuenta la demanda marítima y la
infraestructura necesaria para el suministro de GNL. Los precios de los combustibles varían
enormemente. Como con la mayoría de productos derivados del petróleo, se compran y
venden en sus respectivos mercados regionales, que comúnmente están interconectados con el
desarrollo del mercado del petróleo.
Para Europa, el “patrón de referencia” para el precio del petróleo es el Brent, el precio del
petróleo extraído en el Mar del Norte. El precio del Brent se obtiene a partir del intercambio
internacional de petróleo en Londres y basado en contratos de futuros. Los precios figuran en
dólares americanos que es la moneda común para los productos petrolíferos, se da
generalmente como un precio por barril.
Daniel Cantarero Llorente
41
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
El supuesto básico para el escenario del precio del combustible es un continuo incremento de
los precios debido al aumento previsto de los costos de producción de petróleo y gas. Se
espera que el MGO (Marine Gas Oil) y LSHF (Low Sulfur Heavy Fuel) aumenten más
rápidamente que el HFO (Heavy Fuel Oil) y GNL con el fuerte aumento de la demanda.
El año de partida para el escenario de precios de combustible es de 2010, y 715 USD/t
(16,8 USD/MMBtu) para HFO y 900 USD / t (21,2 USD/MMBtu) para MGO (véase Figura
4.3). Para GNL se ha fijado en 13 USD/MMBtu, que incluye los costos de distribución a
pequeña escala de 4 USD/MMBtu. Se supone que los costes de distribución no aumentan con
el tiempo.
Figura 4.3 Expectativa de los precios de combustibles marinos
Fuente: MAN Diesel & Turbo
El incremento en el precio de LSHF a partir del 2 020 se debe a una fuerte demanda originada
por la CE y por la IMO. El precio del GNL es más estable que el del MGO. También hay que
tener en cuenta que los motores de cuatro tiempos de GNL tienen un 8 % adicional de
eficiencia energética.
El gas natural es más barato por unidad de energía que los combustibles derivados del
petróleo. Las expectativas presentes del mercado indican que los precios del gas natural
quedarán en el nivel inferior a medio y corto plazo debido a la gran oferta en ciertas regiones.
Estos datos son muy importantes que deben tener en cuenta las compañías navieras y también
que se descubren nuevos yacimientos de gas natural en el mundo. A continuación, se analiza
la previsión de los precios futuros de HFO, MGO y GNL.
42
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
4.3.1 RELACIONES DE PRECIO
Existe una fuerte correlación entre los precios de los combustibles, los precios pueden ser
estimados para muchos combustibles basándose en pronósticos de precio del Brent
desarrollados por institutos de renombre. El grado de correlación entre los precios de HFO y
precio del Brent se calcula en 0,97. El grado de correlación entre los precios mensuales de
HFO, MGO y GNL durante el período de tiempo que aparace en la siguiente Figura 4.4 para
estimar una correlación entre ambos combustibles (los valores de la correlación se muestran
en la Tabla 4.1). Para resumir, se observa fuerte correlación de HFO con MGO (0,92) y MGO
con GNL (0,88). Por último, entre el GNL y HFO hay un bajo grado de correlación (0,68).
Tabla 4.1 Grado de correlación entre los precios de HFO, MGO y GNL
Fuente: AF analysis, 2 012
Combustible 1 Combustible 2 Nivel de correlación (0 – 1)
HFO
MGO
0,92
HFO
GNL
0,68
GNL
MGO
0,88
La correlación de los precios de combustibles y los precios relativos son decisivamente
importantes en los análisis estratégicos para el cumplimiento de los armadores. Es fructífero
para estudiar cómo los precios relativos del GNL y MGO en relación con el HFO han
desarrollado durante el período estudiado, ver Figura 4.4.
Daniel Cantarero Llorente
43
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
Figura 4.4 Precios relativos del MGO y GNL en relación a HFO
Precios en centro de importación y expresados en GJ
Fuente: AF analysis, 2 012
4.3.2 PREVISIÓN DE PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
Predicir los precios del combustible a medio y corto plazo no es sencillo, pero algunos de los
factores claves que puedan influenciar la evolución de los precios pueden ser identificados.
El precio de los combustibles con bajo contenido de azufre puede esperarse que aumenten,
mientras todos los demás factores permanecen relativamente similares en los tipos de
combustible. Este aumento de los precios será conducido por una mayor demanda de
combustibles de bajo contenido de azufre como controles de emisión de azufre cada vez más
estrictos, como lo es SECA. La demanda de combustibles con alto contenido de azufre
disminuirá.
Los precios del combustible también son propensos a ser influenciados por los siguientes
factores:

Los niveles actuales de suministro y, por tanto, los precios de los combustibles
alternativos para el transporte marítimo, en particular de gas, gas natural licuado y el
petróleo crudo.

La tasa/proporción de armadores que hacen el cambio de combustible normal a un
combustible alternativo, incluido el GNL.

Demanda global para actividades de transporte marítimo, regional y mundial.

El momento exacto de los intentos para equilibrar la capacidad de refinación de
combustible y demanda.
44
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A continuación, se expone la previsión del precio de importación de HFO, MGO y GNL
siguiendo una metodología.
4.3.2.1 La base para el pronóstico de precio del petróleo
Con el propósito de predecir los precios futuros de gas natural licuado y el petróleo, se llevó a
cabo un estudio de previsiones a largo plazo disponibles por institutos de renombre.
Específicamente, el análisis resultante en el estudio de previsiones se basó en el “Fossil Fuel
Price Forecast” producido por el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) del
Reino Unido, actualizado en junio de 2 010. Las previsiones de precios realizadas por la
Administración de Información de Energía (EIA), publicado en el Outlook 2 011 fue utilizada
para referencia y control de calidad del estudio de DECC. Estos dos estudios de previsión del
precio de combustible son de gran interés y confiables en los sectores de petróleo y gas.
4.3.2.2 Estimación de los precios de futuros del petróleo y HFO
Para pronosticar los precios de futuros del petróleo hasta el 2 030 se utilizó el precio del
escenario central DECC, ya que no es necesario para el HFO el escenario de baja y de alta.
Específicamente, se calcularon las tasas de crecimiento pronosticadas en los precios del
petróleo. Entonces los precios promedios del petróleo en 2 010 se calcularon hasta julio de
2 011, y las tasas anuales previstas de crecimiento en cada año hasta 2 030 se aplicaron en ese
precio promedio.
De esta manera, se desarrolló un escenario base para el precio de futuros de petróleo. En ese
escenario, DECC asume que la recesión económica mundial se toma un respiro, pero la baja
demanda mantiene los precios bajos en el corto plazo. En medio plazo, el crecimiento
económico mundial crece y empuja una fuerte demanda de energía en el medio plazo para
2 030. Se realiza una inversión y la oferta es suficiente para satisfacer la demanda. Para
pronosticar los precios de HFO, se aplicó un análisis de regresión utilizando datos históricos
de los precios del petróleo crudo y los precios de HFO como se muestra en la Figura 4.3
anterior. Este análisis dio lugar a un futuro precio promedio de importación de HFO
715 USD/t.
4.3.2.3 Estimación de los precios futuros MGO
La previsión de los precios relativos de MGO se basó en la fuerte correlación entre MGO y
HFO (0,92). Basándose en esa cifra se ha analizado dos niveles de precios relativos para el
Daniel Cantarero Llorente
45
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
futuro; de 1,6 a 2,2 veces el valor actual. El último caso representa la evolución de que el
precio de MGO aumentara significativamente a un nivel que rara vez se haya alcanzado
durante los últimos años, debido a la mayor demanda de combustibles de bajo contenido en
azufre. El caso de 1,6 representa la visión de incrementos moderados en los precios relativos
de MGO en comparación con el nivel de precios relativos durante 2 010 y 2 011.
4.3.2.4 Estimación de los precios futuros GNL
Basándose en la anterior Figura 4.4 se pueden estimar tres escenarios de precios futuros del
GNL, estos tres niveles también corresponden a los que hace referencia DECC; caso bajo
(0,5), caso central (0,7) y caso alto (0,9). Estos tres casos se resumen así:

Caso bajo
Nueva producción se encuentra en funcionamiento y se combina con la caída de la demanda,
esto se traduce en una caída significativa de los precios. Hay un exceso de oferta de GNL en
la cuenca del Atlántico, los Estados Unidos se aproxima a la autosuficiencia y existe un
aumento en la producción de Estados Unidos. Se supone que el mercado europeo está
liberalizado lo que significa que el enlace de precios petróleo y gas ya no se mantiene.

Caso central
Se espera que los precios se debiliten en el corto plazo debido a la baja demanda global y un
exceso de producción de GNL. En el medio plazo la relación entre los precios del petróleo y
gas se espera que permanezca en su lugar. Los contratos de los productos petrolíferos tienen
asociados una serie de factores tales como la profundidad del mercado bursátil petrolero
permitiendo mejor cobertura de riesgos. Una inversión oportuna permite establecer un
suministro suficiente para satisfacer la creciente demanda. El comercio del GNL está en auge,
la capacidad de producción y la capacidad de almacenamiento han aumentado.

Caso alto
El deseo de los compradores para garantizar la seguridad de suministro significa que los
contratos a largo plazo permanecen en su lugar. Existe un potencial limitado para la
sustitución en la generación de energía, lo que significa que la demanda sigue siendo fuerte a
pesar de los altos precios. Las inversiones en la producción de gas y GNL no se hacen en el
momento oportuno y no son suficientes para satisfacer el crecimiento continuo de la demanda.
46
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
4.3.2.5 Resumen de precio de los escenarios
Como se explico anteriormente, los precios relativos de MGO y GNL fueron calculados a
partir de un precio pronosticado de HFO de 715 USD/t (520 € / t). La Tabla 4.2 resume los
niveles de precios relativos elegidos y los precios absolutos resultantes de MGO y GNL.
Tabla 4.2 Niveles de precios relativos para MGO y GNL y precios del combustible en € / t para los seis
diferentes escenarios
Nivel
Precio
Precio
Nivel
Precio
Precio
precio
relativo
absoluto
precio
relativo
absoluto
MGO
MGO5
MGO
GNL
GNL1
GNL
Primero
Central
1,6
875
Bajo
0,5
315
Segundo
Central
1,6
875
Central
0,7
440
Tercero
Central
1,6
875
Alto
0,9
570
Cuarto
Alto
2,2
1 200
Bajo
0,5
315
Quinto
Alto
2,2
1 200
Central
0,7
440
Sexto
Alto
2,2
1 200
Alto
0,9
570
Escenario
4.4 Infraestructura
El factor que está retrasando el desarrollo del GNL como combustible marino es la falta de
infraestructura de abastecimiento en los puertos, aunque las empresas proveedoras de gas ya
están haciendo grandes inversiones para adaptar las terminales portuarias de los países más
desarrollados. La apuesta por el GNL como combustible marino constituye una nueva e
importante oportunidad de desarrollo para la industria del gas, enmarcada en una normativa
internacional. En este sentido, resulta significativo constatar que en 2 020 once puertos
españoles deberán disponer de infraestructuras de GNL para el abastecimiento de buques a
5
Los precios relativos se expresan en forma de energía, es decir, € / GJ MGO dividido por € / GJ HFO o € / GJ GNL
dividido por € / GJ HFO.
Daniel Cantarero Llorente
47
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
propulsión de GNL. En el capitulo 6, se dimensiona una gasinera para la transferencia de
GNL con fines de propulsión de buques, que puede servir de base para otras instalaciones
futuras.
En cualquier caso los buques que naveguen por zonas donde no exista suministro de GNL
podrán hacerlo mediante bunkering de barco a barco (ship to ship).
Este procedimiento ship to ship se hace para la toma de combustible de GNL en un entorno
portuario, con un barco de bunker dedicado a entregar el combustible a los buques de los
clientes. El buque de aprovisionamiento de combustible debe suministrar el GNL en un
tiempo corto de transferencia. El procedimiento debe realizarse siguiendo unos parámetros
específicos. El procedimiento se basa en las directrices existentes para transferencias de GNL
y de petróleo de buque a buque junto con el HAZOP y el trabajo de evaluación de riesgos.
Debe existir una alianza estratégica entre los transportistas y los propietarios de la carga de
GNL para buscar conjuntamente soluciones. Mover cargas desde las carreteras al mar implica
ciertos cambios en la cadena de suministro y logística:

Los buques mueven mayor carga que los camiones.

Se evita un importante tráfico de camiones, sustituyendo este tipo de transporte por el
transporte marino.

Uso más intenso de los servicios y capacidades portuarios y de centros logísticos.
Estos cambios en la logística deben mirarse más como oportunidades que como obstáculos.
Las características de una cadena de suministro basada en el transporte marítimo serían:

Coordinación eficiente de las cantidades de carga para múltiples clientes.

Asegurar la coordinación de las entradas y salidas de carga del mismo puerto.

Uso eficiente de los puertos, centros logísticos y de almacenaje.
4.5 Tecnología
La tecnología que permite la propulsión con el GNL como combustible es una tecnología
aprobada y disponible. Hay diversos fabricantes de motores que han ido investigando para
ofrecer motores movidos por GNL.
El obstáculo está en la pérdida de espacio útil por los tanques de almacenamiento cilíndricos
de GNL, además de una pérdida de rendimiento cuando el buque está operando con cargas
48
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
reducidas de combustible. Por otra parte, el GNL precisa de mayor espacio que su equivalente
en combustible líquido ya que un litro de GNL tiene una energía equivalente a 0,6 L de gasoil.
Otro obstáculo para la flota existente es el coste de cambiar los motores de MDO a GNL que
se estima que tiene un período de retorno de la inversión de unos 4 años para buques que
navegan entre puertos europeos.
El cambio a GNL puede hacerse cambiando los motores o en algunos casos modificando
algunas partes de los existentes si bien los armadores generalmente prefieren el cambio total
porque así el motor que se quita aporta un valor residual.
Como se ha mencionado anteriormente, las compañías ya se han puesto en marcha para
fabricar estos tipos de motores. En el trabajo se insistirá en la tecnología de la compañía
Wärtsilä que presenta un amplio desarrollo de esta tecnología.
En la actualidad, la tecnología desarrollada de los motores de Wärtsilä son Dual-fuel. Esto es
que funcionan en modo gas inyectando un 1 % de diésel, o funcionan solo con diésel. El
proceso de combustión funcionando con gas es un ciclo Otto y si funcionan con diésel es un
ciclo Diesel. El gas es inyectado a baja presión, en torno a los 5 bar. Además este tipo de
motor cumple con la normativa IMO Tier III.

Modos de operación
o Modo gas
o Modo diésel
Daniel Cantarero Llorente
49
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
Wärtsilä ha desarrollado un sistema completo para los motores a propulsión de GNL que
incluye la estación de abastecimiento de combustible, un tanque de GNL presurizado y el
compartimento de la sala de tanques, formado por la unidad de calentamiento de agua-glicol,
y el sistema de control y monitoreo.
El proceso de carga empieza en la estación de abastecimiento de combustible que a través de
una tubería aislada llega al tanque de GNL. El espacio de conexión del tanque contiene todos
los orificios para las tuberías, así como las conexiones de medios de calefacción a los
evaporadores de GNL. El proceso dentro del espacio de conexión del tanque incluye todas las
conexiones y válvulas entre el depósito y la acumulación de presión del evaporador (PBE)
para mantener una presión operativa de aproximadamente 5 bar en el tanque. El depósito a
presión se utiliza en lugar de un equipo de rotación, tales como bombas y/o compresores, para
alimentar a los motores con gas. Tener el PBE permite una mayor flexibilidad, ya que por
ejemplo si un tanque tiene que estar fuera de servicio por cualquier motivo se puede tomar el
combustible de otro recipiente. Los evaporadores (MGE) se calientan con glicol-agua que se
hace circular dentro de una unidad de calefacción de agua-glicol.
Figura 4.5 Esquema del proceso de abastecimiento de combustibles
Fuente: Wärtsilä
Después del proceso de control pasa a la unidad de válvula de gas, que hay tantas como
motores haya. Esta unidad de válvula de gas (GVU) es un módulo entre el sistema de
almacenamiento de GNL y el motor. Sirve para regular la presión del gas y para garantizar la
seguridad de desconexión de la red de gas y ponerlo en modo inerte si fuese necesario.
50
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
La GVU puede ser integrada en el espacio de conexión del tanque LNGPac para facilitar la
instalación si la distancia es reducida entre el GVU y el motor DF. La GVU se puede instalar
con un recinto a medida para ahorrar espacio evitando construir una sala para la GVU y el
bloqueo de ventilación entre la sala de la GVU y la sala del motor.
De esta manera, se evita poner equipamientos con certificados ATEX (Atmósferas
Explosivas) por tener menos zonas peligrosas y su instalación es más fácil al ser un módulo
ya preparado que puede ser colocado en la sala del motor. Tiene un bajo coste de inversión
total en comparación con la GVU convencional con sala dedicada.
Figura 4.6 Detalle de la instalación de la GVU
Fuente: Wärtsilä
Este sistema que propone Wärtsilä se puede ajustar a cada proyecto. Tiene tanques de
diferentes tamaños que permiten tener la autonomía deseada para el barco. En la Tabla 4.3 se
detallan las dimensiones de los tanques. El tanque IMO tipo C es un depósito presurizado que
satisface los requerimientos de operación para los motores 2S/4S de Wärtsilä. Este tipo de
tanque es autoportante, permite el llenado parcial y no necesita mantenimiento, está diseñado
para toda la vida útil del barco. Es fácil de instalar y es una solución rentable.
Está diseñado para ser instalado en una cubierta abierta y con ventilación natural. El tanque
tiene unas dimensiones del marco ISO estándar y puede ser transportado por carretera, por
ferrocarril y por mar, si bien el peso bruto máximo puede variar en diferentes países para el
transporte terrestre.
Daniel Cantarero Llorente
51
4 Gas Natural Licuado como combustible marino
Tabla 4.3 Dimensiones y pesos estándar Wärtsilä LNGPac TM
LNGPac 105
95
3,6
16,7
2,3
19,0
53
100
LNGPac 145
131
4,1
16,9
2,3
19,2
65
130
LNGPac 194
175
4,4
19,1
2,3
21,4
86
173
LNGPac 239
215
4,4
23,1
2,3
25,4
108
214
LNGPac 280
252
4,9
21,3
2,3
23,6
113
238
LNGPac 284
256
4,4
27,1
2,3
29,4
114
241
LNGPac 308
277
4,9
23,4
2,3
25,7
124
262
LNGPac 339
305
5,1
23,5
2,3
25,8
131
283
LNGPac 402
362
5,1
27,5
2,8
30,3
149
329
LNGPac 440
396
5,7
23,8
2,8
26,6
167
364
LNGPac 465
419
5,1
31,5
2,8
34,3
170
378
LNGPac 520
468
5,7
27,8
2,8
30,6
178
411
LNGPac 527
474
5,1
35,5
2,8
38,3
180
415
52
operación [t]
Máximo peso de
Peso en vacío [t]
Longitud total [m]
[m]
Espacio de conexión
Longitud tanque [m]
Diámetro [m]
[m3]
Volumen neto (90%)
[m3]
Volumen geométrico
Tipo LNGPac TM
Fuente: Wärtsilä
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
Los tanques pueden ser de pared simple o de doble pared. El material es el mismo en ambos:
acero al 9 % Ni, o acero inoxidable austenítico. Lo único que difiere uno del otro es que uno
tiene una barrera más de seguridad y que está mejor aislado, además de tener menor espacio
de conexión de tuberías. En la Figura 4.7 puede observarse mejor las características de uno y
otro para un tamaño de tanque entre los 500 m3 y los 750 m3.
Figura 4.7 Diferencias entre LNGPac TM de doble pared y pared simple
Fuente: Wärtsilä
Daniel Cantarero Llorente
53
5 Abastecimiendo de GNL
5. Abastecimiendo de GNL
El objeto principal de este trabajo es estudiar la alternativa del GNL para la propulsión de los
buques ya que es un combustible con ventajas medioambientales y económicas como se ha
visto anteriormente. El alcance de este capítulo es introducir las diferentes formas de
abastecimiento que existen y la flota elegida para dimensionar la gasinera que será el apartado
fundamental de este capítulo.
5.1 Soluciones de abastecimiento
En este apartado se analizan tres tipos de soluciones de abastecimiento / bunkering (ver
Figura 5.1):

Abastecimiento Ship-to-ship (STS), en el muelle o en el mar

Abastecimiento truck-to-ship (TTS)

Terminal de GNL a buque por medio de una tubería (TPS)
Además, existe la posibilidad de utilizar contenedores con medidas estándar ISO. Esta
solución es la que se va a utilizar para reemplazar en los buques el tanque que solía utilizar
por este contenedor criogénico a presión.
Para decidir qué solución de abastecimiento de combustible es la conveniente hay que tener
en cuenta muchos factores, como por ejemplo la distancia, intensidad de tráfico, volumen,
frecuencia, seguridad, cercanía a otros puertos de abastecimiento de GNL como con plantas
satélites en tierra.
Figura 5.1 Tres formas de abastecimiento
54
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
5.1.1 ABASTECIMIENTO SHIP-TO-SHIP (STS)
Las operaciones de buque a buque pueden realizarse junto al muelle, pero también es posible
fondear mar adentro para abastecer de combustible o durante la marcha. Sin embargo, la
viabilidad de esta última está restringida por fuertes tormentas, incluyendo fuertes vientos,
olas, visibilidad, hielo, corrientes y mareas.
Oportunidades para el buen amarre deben ser proporcionados cuando los barcos de
abastecimiento están amarrados junto a la recepción de buques. Las defensas adecuadas y
correctas calidades y cantidades de las líneas de amarre son necesarias para el abastecimiento
de combustible. El sistema de abastecimiento también tiene que ser diseñado de tal manera
que permite el movimiento seguro y eficiente de ambos buques, el que abastece de GNL y el
buque receptor. El tiempo necesario para amarrar los buques de abastecimiento de GNL tiene
que basarse en los tiempos de respuesta de los buques receptores, que tienen un impacto
sustancial en las operaciones de toma de combustible.
Por razones de operación, y desde un punto de vista práctico y tiempo eficiente, las cantidades
de GNL para ser entregados por los buques de abastecimiento no puede ser demasiado
pequeño. Volumenes superiores a aproximadamente 100 m3 son razonables para estas
operaciones. Las capacidades típicas de buques de abastecimiento de GNL pueden variar
desde aproximadamente 1 000 m3 a 10 000 m3. Pequeñas embarcaciones o balsas pueden
utilizarse también en algunos puertos con capacidades de menos de 1 000 m3.
Esta solución STS se espera que sea el método de abastecimiento principal para recibir
buques que tengan unos volúmenes de tanque de combustible de 100 m3. Esto se debe
principalmente a su alto grado de flexibilidad, que permite todo tipo de embarcaciones para
servir en el muelle y en el mar, pero también se debe a las altas tasas de carga y grandes
volúmenes de abastecimiento posibles de combustible.
5.1.2 ABASTECIMIENTO TRUCK-TO-SHIP (TTS)
Los camiones cisterna es una inversión barata, en comparación con otras alternativas y
proporcionan un medio flexible de abastecimiento para recibir buques con pequeños
volúmenes de tanque de combustible. Esta solución es adecuada para pequeñas cantidades,
desde 100 m3 a 200 m3. El límite superior sólo se mantiene si el tiempo de respuesta es el
tiempo suficiente para las actividades de abastecimiento, que requieren 3 a 4 camiones.
Daniel Cantarero Llorente
55
5 Abastecimiendo de GNL
La capacidad de un camión cisterna varía de 40 m3 a 80 m3 de GNL, dependiendo del diseño
del tanque y reglamentos. La máxima capacidad permitida varía entre países, debido a las
diferencias en el transporte nacional y regulaciones de automóviles y la infraestructura de las
carreteras. En España el volumen geométrico total permitido es de 56,5 m 3 que establece la
norma ADR / TPC Clase 2 y el Real Decreto 551 / 2 006.
5.1.3 TERMINAL DE GNL A BUQUE POR MEDIO DE UNA TUBERÍA (TPS)
La terminal de regasificación es una solución para operaciones con altas tasas de carga y
grandes volúmenes, lo que significa que los tiempos de abastecimiento pueden mantenerse
cortos. La solución de la tubería es adecuada para soluciones especializadas, por ejemplo, los
servicios de transporte marítimo de línea de alta frecuencia con tiempos cortos de entrega y
los puertos de mercancías con altas frecuencias de tamaños de entrega de bajo volumen de,
por ejemplo , remolcadores, buques de servicios públicos y los barcos de pesca.
Dependiendo de las necesidades y opciones logísticas, los tamaños de los tanques de GNL
pueden variar, desde muy pequeño (20 m3) hasta muy grandes (100 000 m3).
El acceso a amarre y la distancia entre la tanque de GNL y el recipiente receptor son factores
esenciales para el éxito de la tubería a las soluciones del buque. Las principales limitaciones
de la solución se relacionan con los desafíos asociados con tuberías largas de GNL. Para
distancias más largas, es difícil alimentar GNL directamente desde las terminales de GNL,
desde el punto de vista técnico, operativo y económico. Esto implica que los tanques de
almacenamiento deben estar situadas en las proximidades de los amarres donde se realizan las
operaciones de toma de combustible.
Esta solución por lo tanto no siempre es posible, debido al espacio limitado, en combinación
con las limitaciones de las medidas de seguridad y otras actividades de terminales en curso.
La solución de TPS también tiene limitaciones cuando se trata de flexibilidad, ya que las
operaciones de toma de combustible se llevan a cabo en posiciones fijas. Sin embargo, es
posible utilizar diferentes tipos de soluciones de barcazas como terminales intermedias, lo que
hace el TPS (en combinación con STS) da una mayor flexibilidad y también puede reducir las
limitaciones reguladoras y la interferencia con otras actividades en las zonas portuarias.
56
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
5.1.4 CONTENEDORES DE GNL CARGADOS A BORDO
Los contenedores de GNL están montados en unos bastidores con las dimensiones estándar de
ISO, y la cantidad requerida de combustible se logra mediante la carga de un número
suficiente de contenedores a bordo. Esto es, en cierta medida, una solución para los buques
portacontenedores y buques Ro-Ro, donde se pueden usar grúas para contenedores existentes
o tractores de terminal también para los contenedores cisterna de GNL. Esta solución descrita
sería para reemplazar los contenedores cada vez que el buque vaya a repostar, pero en este
trabajo se contempla que los contenedores no sean reemplazables ya que no todos los puertos
tendrán estas grúas o bien el abastecimiento sea mar adentro. Los inconvenientes de esta
solución se refieren a la seguridad y el hecho de que almacenar los contenedores de GNL a
bordo reduce la capacidad de carga.
5.1.5 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS DIFERENTES FORMAS DE ABASTECIMIENTO
A continuación en la siguiente Tabla 5.1 se resumen las ventajas y desventajas de cada una de
las tres soluciones de abastecimiento de combustible, desde el punto de vista operacional y
logístico.
Tabla 5.1 Ventajas y desventajas de las diferentes formas de abastecimiento
Ship-to-ship (STS)
Flexibilidad
Truck-to-ship
Terminal-to-ship vía tubería
(TTS)
(TPS)
Flexibilidad
Bajos costes
Alta tasa de carga
(inversion y
operación)
Ventajas
Abastecimiento mar adentro
(mercado amplio)
Disponibilidad
Abastecimiento de grandes
volúmenes son posibles
Procedimientos de
abastecimiento de combustible
son rápidos
Abastecimiento de grandes
volúmenes son posibles
Daniel Cantarero Llorente
57
5 Abastecimiendo de GNL
Ship-to-ship (STS)
Truck-to-ship
Terminal-to-ship vía tubería
(TTS)
(TPS)
Maniobrabilidad en
Pequeñas
dársenas
cantidades
Fijo a ciertos muelles
Desventajas
Altos costes (inversion y
operación)
Baja tasa de carga
Espacio ocupado en la terminal
El abastecimiento ship-to-ship es una solución muy flexible, el único inconveniente
importante sería la maniobrabilidad en los puertos con calados limitados, en el puerto objeto
del trabajo no es problema ya que tiene un calado suficiente. La principal ventaja del
abastecimiento por tubería de terminal son las altas tasas de GNL que puede entregar y
hacerlo de manera eficiente. La solución de un camión cisterna es barata y flexible, pero sólo
es apta para pequeños volúmenes de GNL.
La solución adaptada al trabajo es el abastecimiento de GNL a través de una tubería de la
terminal, de manera que se aprovecha la construcción de la planta regasificadora de
Granadilla para hacer la gasinera. A su vez, en el caso de una próspera demanda de GNL para
combustible de buques, se puede complementar la solución de abastecimiento ship-to-ship
aumentando la disponibilidad del puerto y también, dar suministro a otros puertos del
archipiélago canario.
5.2 Flota estudiada
Para poder dimensionar la gasinera de la terminal es necesario conocer qué tipo de barcos son
los más comunes cuando atracan o transitan por la Isla de Santa Cruz de Tenerife. La Isla de
Santa Cruz de Tenerife tiene dos puertos principales, Tenerife y Los Cristianos. Estos dos
puertos superan el 60 % del tráfico portuario y en el caso del tráfico de contenedores supera el
90 % de los cinco puertos que compone la Autoridad Portuaria de Santa Cruz de Tenerife.
Los tipos de buques que atracan y hacen escala en la Isla de Santa Cruz de Tenerife son
granaleros sólidos/líquidos, buques de carga general, buques Ro-Ro (mercancías, mixtos,
pasaje), cruceros (larga distancia, pequeña distancia), portacontenedores. A continuación, se
describen una serie de buques para tomar de referencia para cada tipo de buque.
58
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
5.2.1 VIKING GRACE
Se trata de un proyecto de un crucero/ferry para 2 800 pasajeros y para el transporte de
automóviles, lo que se denomina un barco Ro-Pax. Tiene una eslora de 218 m
aproximadamente, una manga de 32 m y un calado de 6,8 m. El arqueo bruto (GT) del barco
es de 57 000 t. La Figura 5.2 muestra el tipo de barco que se estudia.
Figura 5.2 Viking grace
Los cuatro motores principales son del fabricante Wärtsilä cuyo modelo es W8L50DF con
una potencia total de 69 333 kW considerando un rendimiento del 45 %, tiene un consumo de
108,92 t / d. La velocidad máxima del barco es de 22 nudos. Se monta dos LNGPac 239 con
un volumen neto de 430 m3 que le proporciona una autonomía de 926,46 millas naúticas, por
tanto teniendo en cuenta que el barco se utilizaría para el archipiélago canario tiene suficiente
autonomía para transportar a pasajeros y automóviles de una isla a otra ya que no se supera
esta distancia entre las islas que están a mayor distancia. Tiene cuatro unidades de válvulas de
gas (GVU) que suministran el gas de los tanques a los cuatro motores.
5.2.2 TARBIT SHIPPING AB
Se trata de un barco químico, como se muestra en la Figura 5.3, que ha sido adaptado a la
tecnología de GNL. Tiene una eslora de 177 m, una manga de 26 m y un calado de 9,7 m. El
arqueo bruto (GT) del barco es de 17 757 t y un porte bruto (DWT) de 24 783 t.
Daniel Cantarero Llorente
59
5 Abastecimiendo de GNL
Figura 5.3 Tarbit shipping AB
El modelo de los dos motores principales es W6L50DF de Wärtsilä que proporcionan una
potencia útil de 25 333 kW, tiene un consumo de 39,8 t / d. Tiene dos unidades de válvula de
gas. La velocidad máxima del barco es de 16 nudos. Lleva instalados dos tanques LNGPac
527 con un volumen neto 948 m3, la autonomía es de 4 065,5 millas naúticas.
5.2.3 HARVEY GULF PSV
Es un barco, ver Figura 5.4, que se encuentra en construcción de carga general que sirve de
apoyo a plataformas offshore, aunque también se puede utilizar para transportar todo tipo de
cargas de un puerto a otro del archipiélago canario. En este trabajo se estudia para dar servicio
al archipiélago canario aunque en realidad su destino está en el Golfo de Mexico. El barco
tiene 92 m de eslora, 19,50 m de manga y velocidad máxima de 14 nudos.
Figura 5.4 Harvey Gulf PSV
60
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
El barco es propulsado por tres motores W6L34DF de Wärtsilä, la potencia total es
17 400 kW. Lleva instalados tres unidades de válvula de gas (GVU) para alimentar los
motores. El consumo de combustible calculado es de 27,33 t / d. Lleva un depósito LNGPac
284 que ofrece un volumen neto de 256 m3, con el consumo calculado y este volumen de
combustible se estima una autonomía de 1 398,61 millas naúticas. La velocidad máxima que
puede alcanzar el barco es de unos 14 nudos aproximadamente.
5.2.4 TOTE MARITIME MARLIN CLASS
Se trata de un proyecto americano por la naviera TOTE y el astillero NASSCO de un barco
portaconetenedores de 3 100 TEU, en la Figura 5.5 se muestra el barco portacontenedores. El
motor ha sido desarrollado por MAN Diesel & Turbo, al igual que los otros tres motores
empleados en los barcos anteriores se trata de un motor dual. En función de los precios y la
disponibilidad relativa , así como las consideraciones ambientales , el motor da la opción de
utilizar HFO o gas natural, también con el tiempo es posible el GLP.
Figura 5.5 Tote maritime Marlin class
El barco tiene una longitud total de 233 m, una manga 32,3 m (Panamax) y un calado de
10,36 m. La velocidad máxima es de 22 nudos. El modelo del motor es MAN 8L70ME-C8.2Gl con una potencia NCR de 21 412 kW. El consumo de combustible es de 33,64 t / d, el
tamaño del tanque de combustible que se ha proyectado es de 2 701,43 m3. Para garantizar
este volumen es necesario instalar cuatro LNGPac 527 y dos LNGPac 465 colocados
simétricamente, la capacidad neta de los tanques es de 2 734 m3. Este volumen ofrece una
autonomía de 19 074 millas naúticas.
Daniel Cantarero Llorente
61
5 Abastecimiendo de GNL
5.2.5 BUNKER SHIP FKAB L1 SERIES
Por último, para completar la flota de nuestro estudio se analiza un granalero líquido, ver
Figura 5.6, que abastecerá de GNL a otros barcos en diferentes puertos dando una mayor
flexibilidad a la terminal del futuro puerto de Granadilla. Este barco puede funcionar también
a propulsión de GNL o ser alimentado por un gasóleo marino de bajo contenido en azufre.
Los antiguos barcos bunkering se pueden adaptar al almacenamiento de GNL para bunkering
de barco a barco.
Figura 5.6 Bunker ship FKAB L1 series
Las medidas suelen ser las habituales para este tipo de barcos, dependiendo de la capacidad de
abastecimiento. La capacidad de abastecimiento estudiada para este tipo de barcos es de
1 900 m3.
62
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
6. Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Una vez recogida toda la información sobre los diferentes tipos de abastecimiento y el tipo de
flota estudiada se pasa a dimensionar la gasinera dentro de la futura planta de regasificación
de Granadilla. Es decir, se elige la solución de abastecimiento por medio de una tubería
conectada a los tanques de una terminal de GNL. Para dotar de una mayor flexibilidad a la
gasinera sería conveniente el empleo de dos o tres barcos de abastecimiento de GNL de
1 900 m3 para dar cobertura a otras islas del archipiélago canario, y que recibirían la carga de
la gasinera propuesta, en horario de baja demanda.
6.1 Líneas de carga de la gasinera
El caudal de GNL que se suministrará a la gasinera es el proporcionado por la bomba de
350 m3/h de cada tanque, en total unos 700 m3/h. Las líneas de la gasinera son las mismas
líneas de recirculación de la terminal, de esta forma se reducen costes y se mejora el
rendimiento de la planta ya que estas líneas van a tener una temperatura óptima para la
transferencia de GNL, al mantenerse siempre en frío. Aparte de mejorar el tiempo de descarga
por su mayor sección que si fuese por otras líneas paralelas a las principales de la planta de
menor sección. En el anexo se encuentra un diagrama de procesos industriales completo de la
gasinera encajada en la planta de regasificación.
COMPRESORES BOG
V18
LÍNEA DE DESCARGA
LÍNEA DE DESCARGA
LÍNEA RECIRCULACIÓN
V02
V01
B02
B01
T02
LÍNEA RETORNO BOG
LÍNEA RECIRCULACIÓN
T01
V04
V17
V09
V07
V11
V13
V03
V05
V06
V08
V10
V12
Figura 6.1 Esquema simplificado de la línea de carga de la gasinera
Daniel Cantarero Llorente
63
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
6.1.1 DIMENSIONAMIENTO LÍNEA
El diámetro de la línea es de 10" calculado en el apartado 3.1.2.3, el único parámetro que
varía es la longitud, que es más corta debido a que la gasinera se encuentra antes que la
terminal de descarga. La distancia del tanque más lejano a la gasinera incluídas las longitudes
equivalentes de los accesorios es de 4 581,2 m. Aplicando esta longitud se obtiene una
pérdida de carga de 1,645 bar, un valor bastante aceptable teniendo en cuenta la Tabla 3.4.
Se ha supuesto un funcionamiento en el peor de los casos de que las bombas de caudal
350 m3/h de cada tanque no funcionen por avería (en adelante funcionamiento excepcional) y
se pueda seguir suministrando un caudal a la gasinera. Este caudal es proporcionado por dos
bombas de 143 m3/h de un tanque y otra bomba de 143 m3/h del otro tanque, dando un caudal
total de 429 m3/h. Esto repercutiría en un menor volumen de emisión a la red, pero se trata de
un hecho puntual.
La pérdida de carga con este modo de funcionamiento para la gasinera es de 2,1 bar, que sigue
siendo un valor bastante aceptable. Para poder calcular dicha pérdida de carga para la misma
sección de tubería de 10" se hace una relación de secciones con la sección que se obtendría
para un caudal de 429 m3/h para obtener un factor de corrección.
6.1.2 BRAZOS DE CARGA
El colector de carga de la gasinera se equipa con dos brazos de la misma sección que la
entrada al depósito del barco, 8". Uno de los brazos es híbrido que se emplea para la carga de
GNL y el otro es para la transferencia de vapor. En caso de indisposición del brazo de
transferencia de vapor se emplea el brazo híbrido de carga y se emplearía una manguera para
la carga de GNL.
6.2 Tiempos de carga
A continuación se va a mostrar los tiempos de carga para cada tipo de flota, los cálculos se
han hecho dependiendo del nivel de combustible de los depósitos y del modo de
funcionamiento: normal, con bombas 350 m3/h, o excepcional, con bombas 143 m3/h.
A cada tiempo de carga hay que sumarle unos 25 min en total, 15 min para antes del
abastecimiento y 10 min para después del abastecimiento. Estos tiempos son necesarios para
hacer la llamada antes del abastecimiento, amarrar el buque, realizar el checklist y conectar
64
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
los brazos. Después del abastecimiento se procede principalmente al purgado de las líneas,
cierre de válvulas, desconexión de los brazos de carga, desamarre de los cabos y salida.
6.2.1 FUNCIONAMIENTO NORMAL DE LA GASINERA
La siguiente Tabla 6.1 muestra el tiempo en formato horas:minutos:segundos de carga de
GNL según el nivel de descarga de los depósitos de combustible de cada barco. A menor
capacidad de los depósitos de los barcos los tiempos de carga van a ser menores, también es
importante que los tiempos de carga sean los menores posibles, sobre todo para barcos que
tarden poco en cargar la mercancía o tengan que hacer servicios rápidos. A estos tiempos hay
que sumarles 40 min para la entrada y salida del barco en la gasinera, y para la preparación de
los pasos de llenado explicados en el apartado 6.3.2. La explicación a estos cálculos de tiempo
y dimensionamiento se encuentran en el anexo B 1.2.2.
Tabla 6.1 Tiempo de carga funcionamiento normal (hh:mm:ss)
25 %
50 %
75 %
100 %
Barco offshore
00:05:24
00:10:48
00:16:12
00:22:12
Ferry/crucero
00:09:00
00:18:36
00:27:36
00:36:36
Barco químico
00:20:24
00:40:48
01:01:12
01:21:00
Barco bunker
00:40:48
01:21:36
02:02:24
02:42:36
Portacontenedores
00:58:48
01:57:00
02:55:48
03:54:36
6.2.2 FUNCIONAMIENTO EXCEPCIONAL DE LA GASINERA
Como se ha mencionado anteriormente en 6.1.1 el caudal entregado por la planta será menor,
esto repercute en unos mayores tiempos de carga a los que además hay que sumarles 40 min
para la entrada y salida del barco en la gasinera, y para la preparación de los pasos de llenado
explicados en el apartado 6.3.2. Los cálculos se han hecho para distintos niveles de carga de
los depósitos de los buques y con el mismo formato de tiempo que la tabla anterior. En el
anexo B 1.2.2 se muestra la explicación de los cálculos de dimensionamiento y tiempos de
carga para este funcionamiento.
Daniel Cantarero Llorente
65
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Tabla 6.2 Tiempo de carga funcionamiento excepcional (hh:mm:ss)
25 %
50 %
75 %
100 %
Barco offshore
00:09:00
00:18:00
00:27:00
00:36:00
Ferry/crucero
00:15:00
00:30:00
00:45:00
01:00:00
Barco químico
00:33:00
01:06:00
01:39:36
02:12:36
Barco bunker
01:06:36
02:12:36
03:19:12
04:25:48
Portacontenedores 01:35:24
03:11:24
04:46:48
06:22:12
Este cambio en el caudal perjudica en el tiempo de carga, incrementándolo en un 40 %
aproximadamente, en cada tipo de buque. El tipo de flota más perjudicada es la que transporte
mercancía ya que al incrementar el tiempo implica un aumento de los costes de peajes en el
puerto.
6.2.3 FUNCIONAMIENTO CON DESCARGA DEL METANERO
Debido a un incremento posible de la demanda de gas y de GNL se puede dar el caso de que
coincidan un metanero y un barco para repostar GNL. En tal caso, lo que se haría es cargar
desde un tanque de almacenamiento al barco y descargar el GNL del metanero en el otro
tanque (a elegir por Operación). Para abastecer el GNL al barco funcionarían las dos bombas
primarias de 143 m3/h y la de 350 m3/h haciendo un total de 639 m3/h, perjudicando
mínimamente (alrededor del 10 %) los tiempo de carga respecto a su funcionamiento normal.
El boil-off gas generado por el barco que va a repostar pasaría al colector de BOG. La
facturación del GNL cargado en el barco se realizaría con las medidas proporcionadas por un
medidor totalizador de caudal y cromatografía realizada por un sistema de muestras
localizados en la línea de carga de la gasinera, este sistema de facturación del GNL también se
realiza para el funcionamiento normal y excepcional.
Si se diese el caso de que el metanero, que tarda entre 12 h y 14 h, descargase el GNL de sus
tanques, la gasinera volvería a su modo de funcionamiento normal para abastecer al barco de
GNL.
66
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.3 Descripción del proceso
6.3.1 DIAGRAMAS DEL PROCESO ABASTECIMIENTO TPS DE GNL
6.3.1.1 Diagrama de la gasinera
COMPRESORES BOG
V18
LÍNEA DE DESCARGA
LÍNEA DE DESCARGA
LÍNEA RECIRCULACIÓN
V02
V01
B02
B01
T02
LÍNEA RETORNO BOG
LÍNEA RECIRCULACIÓN
T01
V04
V17
V09
V07
V11
V13
V03
V05
V06
V08
V10
V12
Figura 6.2 Esquema simplificado de la gasinera
Se trata de un diagrama de procesos industriales simplificado de la gasinera, el GNL necesario
para abastecer al buque propulsado por dicho combustible se obtiene de dos tanques de
150 000 m3. Las válvulas dibujadas son orientativas para describir en el siguiente apartado
6.3.2 el funcionamiento de la gasinera.
Daniel Cantarero Llorente
67
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
6.3.1.2 Diagrama del buque
ETORNO BOG
V16
V15
LNGPac
V14
V11
V13
V12
Botellas N2
Figura 6.3 Esquema simplificado del buque
Este diagrama representa el circuito de GNL de la parte del tanque de combustible del barco
de una manera simplificada a la expuesta en el apartado 4.5, dónde se explican todos los
equipos que son necesarios.
68
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
V14
V12
V11
V06
V05
V03
V04
T02
LÍNEA DE DESCARGA
LÍNEA RECIRCULACIÓN
T01
B01
B02
V09
V07
V08
LÍNEA RECIRCULACIÓN
V01
V02
LÍNEA DE DESCARGA
COMPRESORES BOG
V10
V17
V18
LÍNEA RETORNO BOG
V13
LNGPac
V15
V16
Botellas N2
6.3.1.3 Diagrama conjunto
Figura 6.4 Esquema simplificado del conjunto
Daniel Cantarero Llorente
69
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
6.3.2 PASOS ABASTECIMIENTO TPS DE GNL
6.3.2.1 Enfriamiento
Para la línea de llenado de la gasinera se ha optado que sea la misma línea de recirculación.
De esta manera, se ahorra en costes en inversión ya que no es necesario otra línea de misma
sección para la gasinera y, también en tiempo ya que no necesita un enfriamiento de mayor
duración cuando la gasinera entre en funcionamiento puesto que la línea está continuamente
recirculando GNL. Las bombas primarias están continuamente funcionando aunque a menor
caudal para la línea de recirculación.
6.3.2.2 Conexión brazo de carga de la gasinera
Una vez el barco esté atracado y amarrado, se procede a la conexión de los brazos de carga.
Se toman medidas de seguridad para evitar fugas.
6.3.2.3 Inertización del sistema conectado
Se usa gas inerte para eliminar humedad y el aire que queda al conectar los brazos de carga.
Se abren las válvulas representadas con el número 16, 13, 12 y 11 en este orden, tal y como se
representa con la línea verde en la Figura 6.5.
La duración del flujo de gas inerte por la línea debe durar cinco minutos, que es el tiempo en
el que se garantiza un nivel de oxígeno no superior al 8 %.
LÍNEA RETORNO BOG
RECIRCULACIÓN
V08
V16
V15
LNGPac
V17
V14
V11
V13
V10
V12
Botellas N2
Figura 6.5 Proceso de inertización del sistema conectado
70
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.3.2.4 Purgado del sistema conectado
El sistema conectado se purga con el gas natural evaporado del depósito (LNGPac) para
eliminar los restos de nitrógeno según las especificaciones del motor. Las trazas de metano
que quedan en la línea se llevan por diferencia de presión a los compresores de boil-off gas o
a los tanques de almacenamiento a través de la línea de retorno de BOG.
En caso de emergencia, estas trazas de metano se ventean a la atmósfera generando emisiones
de efecto invernadero. Se cierran las válvulas 16, 11 y 10, permaneciendo abierta las válvulas
15, 13, 12 y 17 como se muestra en la Figura 6.6.
La válvula 18 dirige estas trazas de metano o a los compresores de BOG para su tratamiento o
a los tanques de almacenamiento para mantener un equilibrio de presión en el interior. Estas
válvulas están controladas por caudalímetros que regulan el caudal de flujo por la línea.
La duración de esta maniobra suele ser de cinco minutos, tiempo suficiente para eliminar los
restos de nitrógeno del anterior proceso de inertizado.
Daniel Cantarero Llorente
71
72
T02
B02
V02
LÍNEA DE DESCARGA
V03
V04
V05
LÍNEA RECIRCULACIÓN
T01
B01
V01
V06
V09
LÍNEA DE DESCARGA
V07
V08
LÍNEA RECIRCULACIÓN
COMPRESORES BOG
V10
V17
V11
V12
LÍNEA RETORNO BOG
V18
V13
V14
LNGPac
V15
Botellas N2
V16
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Figura 6.6 Proceso de purgado del sistema conectado
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.3.2.5 Carga de GNL a buque
El caudal de carga tiene un rango de 350 m3/h a 700 m3/h, dependiendo del funcionamiento de
la gasinera y ajustándose a los requisitos de la planta de regasificación. Existen controladores
de caudal en la línea.
La operación de llenado se hace de forma secuancial hasta alcanzar el máximo de caudal para
controlar la presión del depósito (LNGPac). En la Figura 6.7 se muestra la circulación de
GNL para llenar el depósito del buque.
Se cierran todas las válvulas que estaban abiertas, se abren 1, 2, 3, 5, 6, 8, 10, 12, 13, 14 y 15.
Las válvulas 14 y 15 se cierran de forma secuencial para controlar la presión del depósito
como se ha mencionado anteriormente.
La duración de este paso depende de las capacidades de los depósitos de los barcos que van a
repostar y del nivel de combustible a repostar, como se ha visto en el apartado 6.2.1
(funcionamiento normal), 6.2.2 (funcionamiento excepcional) y 6.2.3 (funcionamiento con
descarga de metanero). El mayor tiempo de carga se produce para depósitos de barcos
portacontenedores, aproximadamente cuatro horas, en condiciones de funcionamiento normal.
Pero la mayoría de los clientes serán cruceros, barcos offshore o barcos para bunkering,
llegando a tiempos aproximados de 40 min, 25 min y 2 h 45 min, respectivamente. Los
tiempos en funcionamiento excepcional son más altos debido a un menor caudal de llenado.
Daniel Cantarero Llorente
73
74
T02
B02
V02
LÍNEA DE DESCARGA
V03
V04
V05
LÍNEA RECIRCULACIÓN
T01
B01
V01
V06
V09
LÍNEA DE DESCARGA
V07
V08
LÍNEA RECIRCULACIÓN
COMPRESORES BOG
V10
V17
V11
V12
LÍNEA RETORNO BOG
V18
V13
V14
LNGPac
V15
Botellas N2
V16
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Figura 6.7 Proceso de carga de GNL a buque
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.3.2.6 Extracción del líquido en la línea
Se cierran las válvulas 1, 2, 12 y 13, además se abren la 4 y la 7. Se genera gas natural en la
línea debido al aumento de la temperatura y el gas natural licuado residual vuelve a los
tanques (los dos de almacenamiento y al depósito del barco) por medio de la diferencia de
presiones que se tiene al cerrar las válvulas, ver Figura 6.9.
La válvula 13 se abre y se cierra de forma secuencial para empujar el GNL residual restante al
depósito del barco.
Aumento de
presión
Figura 6.8 Detalle aumento de presión, apertura válvula 13
Daniel Cantarero Llorente
75
76
T02
V03
V04
V05
B01
B02
T01
V01
LÍNEA RECIRCULACIÓN
V06
V09
LÍNEA DE DESCARGA
V02
LÍNEA DE DESCARGA
V07
V08
LÍNEA RECIRCULACIÓN
COMPRESORES BOG
V10
V17
V11
V12
LÍNEA RETORNO BOG
V18
V13
V14
LNGPac
V15
Botellas N2
V16
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Figura 6.9 Proceso de extracción del líquido de la línea
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.3.2.7 Inertizado de la línea GNL
Se elimina el gas natural que queda entre la válvula 10 y la línea del barco mediante un gas
inerte para inertizar la línea por motivos de seguridad. Se abre la válvula 11 para ventear. La
Figura 6.10 muestra el proceso de inertización de la línea de GNL del buque.
El inertizado de la línea suele durar cinco minutos para reducir el nivel de oxígeno a un valor
límite superior de aproximadamente el 8 %.
6.3.2.8 Desconexión del brazo de carga de la gasinera
Después de la confirmación de la cantidad y la calidad transferida, se procede a la
desconexión del brazo de carga y al desamarre del barco para iniciar su salida del puerto.
Daniel Cantarero Llorente
77
78
T02
V03
V04
V05
B01
B02
T01
V01
LÍNEA RECIRCULACIÓN
V06
V09
LÍNEA DE DESCARGA
V02
LÍNEA DE DESCARGA
V07
V08
LÍNEA RECIRCULACIÓN
COMPRESORES BOG
V10
V17
V11
V12
LÍNEA RETORNO BOG
V18
V13
V14
LNGPac
V15
Botellas N2
V16
6 Dimensionamiento de la gasinera del puerto de Granadilla
Figura 6.10 Proceso de inertizado de la línea de GNL del buque
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6.4 Conclusiones
El tiempo de abastecimiento puede variar dependiendo del rango del caudal de transferencia,
capacidades de los depósitos y el uso del vapor de retorno.
A continuación se muestra la Tabla 6.3 para resumir el tiempo total (sumando los 40 min de
preparación) de abastecimiento vía TPS en los distintos casos de barcos que vayan a repostar
con un funcionamiento normal de la gasinera.
Tabla 6.3 Tiempo total de abastecimiento (hh:mm:ss)
Barco offshore
01:02:12
Ferry/crucero
01:16:36
Barco químico
02:01:00
Barco bunker
03:22:36
Portacontenedores 04:34:36
La industria está desarrollando soluciones para lograr tiempos similares a los de
abastecimiento de combustibles convencionales, diésel marino (MDO), que suelen ser
menores como se verá a continuación en la Tabla 6.4.
Tabla 6.4 Tiempo de abastecimiento de combustibles convencionales,MDO (hh:mm:ss)
Barco offshore
00:13:16
Ferry/crucero
00:22:18
Barco químico
00:46:06
Portacontenedores 02:21:48
A estos tiempos hay que sumarles 15 min para la entrada del buque (llamada a puerto, amarre,
conexión de mangueras) y otros 10 min para la partida del buque.
Daniel Cantarero Llorente
79
7 Cálculo del Boil-Off Gas
7. Cálculo del Boil-Off Gas
Es importante saber el gas que se genera en exceso en los tanques de almacenamiento de GNL
para dimensionar las tuberías de Boil-Off Gas (BOG) así como los equipos de compresión y
relicuacción no son objeto de estudio en este trabajo. Lo que sí forma parte de este trabajo es
la cuantificación del BOG inicial y el aumento producido por la gasinera propuesta, para
valorar si es necesario o no una adaptación del sistema de gestión de BOG del proyecto de
planta existente.
Si este gas no se extrae, termina acumulándose, produciendo una subida de presión en los
tanques. Parte del gas generado en los tanques por vaporización se queda en equilibrio con el
GNL en el interior para mantener una presión estable. La generación de gas se debe
fundamentalmente a:

La vaporización del GNL contenido en el tanque debido a la radiación solar que incide
en las paredes y el techo del tanque.

El desplazamiento del gas en equilibrio con el GNL almacenado durante el llenado del
tanque, conocido como efecto pistón.
El BOG extraído de los tanques mediante compresores se recupera reenviándolo a la corriente
principal de proceso con el objeto de evitar la pérdida de producto a la salida de la terminal y
evitar emisiones innecesarias de gas a la atmósfera que supongan un impacto para el medio
ambiente. El punto de incorporación a la línea principal de proceso el BOG fija las
condiciones de operación y el diseño del área de bombeo de GNL, así como el área de
recuperación de BOG.
El bombeo de GNL se divide en dos etapas entre las cuales se intercala la operación de
recuperación de BOG, llevada a cabo en el relicuador. El bombeo primario extrae el GNL del
interior de los tanques de almacenamiento y lo impulsa hasta una presión de 8 barg. A
continuación, las bombas secundarias impulsan el GNL hasta una presión de unos 90 barg.
Entre ambas etapas se produce la recuperación de BOG.
80
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
El BOG se incorpora a una corriente de líquido a presión de aproximadamente 8 barg. Por
tanto, las operaciones que deben realizarse durante el proceso de recuperación de BOG son:

Compresión del gas desde la presión de operación de los tanques de almacenamiento
hasta la presión de la línea de impulsión de bombas primarias y aspiración de las
bombas secundarias. Se pasa de una presión de 250 mbarg del tanque a 8 barg de las
bombas.
Figura 7.1 Representación esquemática de dos compresor BOG de dos etapas
Fuente: Sedigas

Relicuación del gas para que toda la corriente se mantenga en fase líquida sin riesgo
de producir cavitación en las bombas.
Figura 7.2 Esquema del relicuador
Fuente: Sedigas
Daniel Cantarero Llorente
81
7 Cálculo del Boil-Off Gas
El cálculo del boil-off generado se ha realizado conforme lo descrito en dos artículos que
tratan de la recuperación del boil-off gas en las terminales de regasificación del GNL,
basándose en los principios de la transferencia de calor por radiación, convección y
conducción de fluidos.

El primer artículo está sacado de la revista de ingeniería y tecnología (IJET) volumen
3 nº1, Enero 2 013. Se titula “Estimation of Boil-off-Gas from Refrigerated Vessels in
Liquefied Natural Gas Plant”, escrito por Wordu, A. A. y Peterside, B. del
departamento de Ingeniería Química / Petroquímica de la University of Science and
Technology, Nkpolu, Port Harcourt, Nigeria.
-
El segundo artículo muestra un ejemplo de cálculo del balance de generación del gas
de una terminal de regasificación. Es una artículo escrito por Ramírez, A. y
Lorente, C. de Enagás, S. A. Se titula “Recuperación del gas de boil off en una
terminal de regasificación de GNL”.
7.1 Artículo de IJET
Este artículo de investigación describe técnicas de estimación de la generación del boil-off de
una planta de regasificación de GNL. Propiedades termodinámicas, transferencia de calor por
radiación, conducción y convección y ecuaciones funcionales de desplazamiento son
utilizadas para la realización de este artículo. La generación de BOG estudiada se debe a la
entrada de calor en las tuberías por radiación, al calor generado por las bombas y a la
vaporización del producto en el interior del tanque, en el anexo B 1.1.1 se muestra todos los
cálculos realizados según este artículo.
Para estimar la tasa de flujo de BOG generada en tanques de almacenamiento se combinan los
efectos de los insumos de calor radiante, conductivo y convectivo. Aunque se hacen algunas
suposiciones de diseño apropiado y selección de materiales de aislamiento para prevenir o
reducir al mínimo las fugas de calor, existen estas fugas debido a la temperatura ambiente, la
radiación solar y la velocidad del viento.
a) Tasa de BOG debido al calor introducido en los tanques de almacenamiento
Se aplica un coeficiente en tanto por uno para la vaporización del producto que multiplica a la
densidad del GNL y al volumen del tanque, dividido todo ello entre 24 horas por día.
T (⁄ℎ) =
82
∝× producto × tanque
24
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Donde:

α es el porcentaje de vaporización del producto.

producto es la densidad del GNL.

Vtanque es el volumen del tanque de almacenamiento.
Para GNL α tiene valores entre el 0,04 % y el 0,06 % de la cantidad máxima de GNL
contenible en el tanque.
b) Transferencia de calor en las tuberías de proceso
Para la estimación del boil-off gas generado en las líneas de proceso se tienen en cuenta
varios conceptos termodinámicos y de transferencia de calor y materia.
o
Número de Prandtl:
 =
p air × air
f
Donde:

p air es el calor específico del aire

air es la viscosidad del aire

f es la conductividad térmica del aire
o Número de Reynolds:
 =
 ×  × air
air
Donde:

 es la velocidad del aire

 es el diámetro de la tubería

air es la densidad del aire
o Número de Nusselt:
D =
ℎ0 × 
0,62 × 0,5 × 1/3

= 0,3 + [
×
+
]
(1
(
) 5/8) 4/5
0,4
f
282000
[1 + ( ) 2/3] 1/4

ℎ=
Daniel Cantarero Llorente
 × f
á 
83
7 Cálculo del Boil-Off Gas
Donde:

ℎ0 es el coeficiente de transferencia de calor
o Ganancia de calor:
∞+s
L =
2 ×  × [(
1
ℎ0×0
2
+ 
− i)]
0
i
ins
Las líneas de proceso tienen dos capas de aislamiento de diferente material,
poliisocianurato y espuma de vidrio, que se explica en el capítulo 8. Por tanto:
∞+s
L =
2 ×  × [(
1
ℎ×0
+ 
0
i
 
2
+ 
− i)]
0
i
 1
+ 
0
i
 2
Donde:

L es la longitude de la tubería

T∞ es la temperatura de ambiente

Ts es la temperatura de la superficie de la tubería

Ti es la temperatura de operación

r0 es el radio exterior

ri es el radio interior

k son las conductividades de cada material
o BOG en las líneas:

L = 3,6 × L × ( )

Donde:

 es un factor de seguridad

 es el calor latente del GNL
Estos cálculos se hacen para la línea principal y para la línea de descarga. Para los brazos de
descarga no se ponen aislamientos sino el propio hielo que se forma en la descarga actúa de
aislante natural.
84
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
c) Ganancia de calor por las bombas de carga
P =
××
1
× ( − 1)
3600

Donde:

m es el caudal másico

g es la constante de la gravedad

H es la altura manométrica de la bomba

 es la eficiencia de la bomba
P = 3,6 ×
P

d) Tasa de BOG debido al desplazamiento de vapor. Efecto pistón (BOGEP)
o BOG generado en el metanero:
M =
  ×    × producto × producto
24 × 3600

M
M [ ] = 3600 ×
ℎ
producto
o BOG retorno a metanero:

M [ ]
3
ℎ
M [ ] =
ℎ
BOG producto
EP = (M [
3
] −   ) × BOG producto
ℎ
La densidad del BOG del producto depende de las condiciones en las que se
encuentre, es decir presión y temperatura.
e) BOG descarga:
descarga = (   −    ) × BOG producto
Daniel Cantarero Llorente
85
7 Cálculo del Boil-Off Gas
f) Mínimo técnico fijado:
Se define como “Mínimo Técnico”, el nivel de producción mínimo necesario que
permita recuperar el boil-off, generado en cualquier circunstancia de operación, al tiempo que
mantiene en frío todas las instalaciones, y garantiza el 100% de disponibilidad inmediata del
resto de los equipos en condiciones de seguridad de funcionamiento estable.
 í é = 2 000 /ℎ
g) BOG total:
La suma de todos los BOG calculados de diferentes zonas de generación más el
mínimo técnico calculado proporciona el boil-off gas total de la planta.
T = (T + L + P − EP + . é + descarga) ×  ñ
T = (2663,45 + 7064,71 + 8813,25 − 15879,04 + 2000 + 21461,17) × 1,1
T = 28 535,9 /ℎ
7.2 Artículo de Enagás, S.A.
Se ha tenido en cuenta otra forma más simplificada de calcular el boil-off gas total de la
planta, se tienen en cuenta las mismas condiciones atmosféricas y de producto que en el
anterior artículo IJET. Dichos cálculos se encuentran en el anexo B 1.1.2.
Este artículo determina los aportes netos a la generación de boil-off gas que se deben al
metanero, a las líneas y al tanque, además del desplazamiento de gas por llenado debido al
efecto pistón.
a) Efecto pistón:
Desplazamiento de gas por llenado de un tanque con un caudal de GNL de
12 000 m3/h, quitando el volumen que una bomba primaria de cada tanque extrae para
mantener el mínimo técnico de la planta.
1 = (   −    ) × 
Siendo la densidad del gas desplazado a las condiciones de almacenamiento.
b) Ganancia de calor en un tanque:
La generación de gas en cada tanque de almacenamiento por ganancia de calor externo
se estima, teniendo en cuenta el porcentaje de pérdida en peso por día del total de líquido en el
86
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
tanque basado en metano puro con el que se ha diseñado el tanque. Se ha diseñado para un
0,05 % en peso por día.
0,05
T = a evaporar × producto =
(tanque × CH4 × 100 ) × CH4
24 × 3600
2 =
T × 3600
producto
El calor latente de vaporización corresponde al GNL almacenado en el tanque. Este
caudal de BOG corresponde únicamente al de un tanque, como la planta tiene dos se
multiplica por dos.
c) Ganancia de calor en el metanero:
Se estima la ganancia de calor exterior en un 0,15 % en peso por día del total de
líquido en el barco basado en metano puro.
0,15
M =
(  × CH4 × 100 ) × CH4
24 × 3600

M × 3600
3 [ ] =
ℎ
producto

3 [ ]
3
ℎ
3 [ ] =
ℎ
producto
d) Ganancia de calor en las líneas:
Se considera una ganancia de calor en tuberías de 30 W / m2 referido a la superficie
externa y para los brazos de descarga una ganancia de calor de 70 kW / brazo.
o Líneas de proceso:
Líneas = 30 ×     í
o Brazos de descarga:
brazos = 70 × 3   
L = Líneas + brazos
Daniel Cantarero Llorente
87
7 Cálculo del Boil-Off Gas
4 =
L × 3600
producto
e) Demanda neta de gas
El metanero demanda una parte del gas generado durante el vaciado para equilibrar las
presiones de sus tanques. Esto es:
demanda = (   − 3 [
3
]) × producto
ℎ
El caudal neto de generación de boil-off gas es la suma de todos los BOG calculados,
quedando:

T = 1 + 3 [ ] + 4 − demanda
ℎ
Aunque el artículo no tiene en cuenta la generación de calor debido a las bombas, se ha
decidido tenerlo en cuenta.
f) Generación de calor de las bombas:
Se calcula de la misma manera que el artículo IJET.
P =
××
1
× ( − 1)
3600

P = 3,6 ×
P

g) Mínimo técnico fijado:
 í é = 2 000 /ℎ
Entonces, al caudal neto se le suma la generación boil-off de las bombas, quedando:
T = 1 + 2 + 4 − demanda + P + . é
T = 21461,17 + 2827,52 + 8240,46 − 16378,52 + 8631,78 + 2000
T = 26 782,40 /ℎ
88
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
7.3 Conclusiones
Analizando resultados se observa unos resultados bastante similares, en el primer caso se trata
de un resultado más exacto además de añadir un margen de diseño. No obstante, el cálculo de
la generación de boil-off gas que propone Enagás es una buena aproximación teniendo en
cuenta la generación de calor que transmiten las bombas.
Dado que los cálculos que propone Enagás son una buena aproximación de una manera
simplificada, son los que se emplea para la estimación de boil-off de la gasinera que se
calculará a continuación.
7.4 Dimensionamiento de las líneas de BOG
7.4.1 TUBERÍA HACIA COMPRESORES
Para el dimensionamiento de la tubería de gas que va a compresores hay que tener en cuenta
el caudal de boil-off gas generado por el llenado de los tanques (BOG: 21 461,17 kg/h) y el
caudal mínimo técnico (Min. Técnico: 2 000 kg/h). Se ha supuesto una velocidad para gases
en las líneas de 15,5 m / s según las directrices que toman las ingenierías. Por tanto, se obtiene
una sección de 0,59 m. (23,40").
Esta sección corresponde a un diámetro comercial de 24". En el anexo B 1.1.2 se encuentran
los cálculos de este apartado, así como los cálculos del apartado de a continuación.
La capacidad de cada compresor de BOG debe ser el 50 % del caudal máximo de BOG
durante una operación de descarga y cuando la terminal no envíe a la red, es decir
funcionando con el mínimo técnico.
  = (21461,67 + 2000) × 50% ≅ 12 000 /ℎ
7.4.2 TUBERÍA HACIA PANTALÁN
La demanda de caudal de gas que necesita el metanero para mantener el equilibrio de
presiones es el que se emplea para estimar el diámetro de la tubería de gas que va hacia el
pantalán. El valor de dicho caudal es de 10 236,58 m3 / h, con lo que resulta una sección de
0,48 m. (19,03"). El diámetro comercial que corresponde a esta sección es de 20".
Daniel Cantarero Llorente
89
7 Cálculo del Boil-Off Gas
7.5 Generación de BOG de la gasinera
A parte de la generación de boil-off gas de la planta regasificadora, cuando entre en
funcionmiento la gasinera generará un aporte de boil-off extra de los barcos que vayan a
repostar. Esto se debe a que los depósitos (LNGPac) están más calientes y generan una
vaporización del GNL a medida que se vaya repostando.
Se ha supuesto el peor de los casos de que todo el caudal suministrado sea vaporizado. Esto
en teoría no tiene que ser así, ya que previamente se enfrían las líneas con un gas inerte
dejando las líneas frías pero el depósito está más caliente.
Para cada tipo de flota que vaya a repostar se ha calculado el boil-off gas generado por efecto
pistón al introducir el GNL en el depósito (LNGPac). En la siguiente Tabla 7.1 a modo de
resumen se muestran los valores de BOG de cada tipo.
Tabla 7.1 Caudales BOG de gasinera según tipo de flota a presión de 5 bar y a temperatura -162 ºC
Ferry/crucero
Capacidad del LNGPac
430 m3
Tiempo máximo de carga
0,61 h
Caudal de BOG generado
704,92 m3/h
Barco químico
Capacidad del LNGPac
948 m3
Tiempo máximo de carga
1,35 h
Caudal de BOG generado
702,22 m3/h
Barco offshore
Capacidad del LNGPac
256 m3
Tiempo máximo de carga
0,37 h
Caudal de BOG generado
691,89 m3/h
Portacontenedores
Capacidad del LNGPac
2 734 m3
Tiempo máximo de carga
3,91 h
Caudal de BOG generado
699,23 m3/h
Bunker ship
Capacidad del LNGPac
90
1 900 m3
Tiempo máximo de carga
2,71 h
Caudal de BOG generado
701,11 m3/h
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
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El mayor caudal de boil-off gas generado corresponde al tipo ferry/crucero (ver anexo B
1.2.4), por tanto es el valor que se toma de referencia para realizar los cálculos de boil-off gas
de la planta regasificadora y de la gasinera.
a) Boil-off gas de retorno del depósito (LNGPac) al tanque
El boil-off generado en el depósito se supone que está a las mismas condiciones que
los tanques de un metanero, por tanto se tiene una densidad de boil-off gas de 2,2 kg/m3.
a = 704,92 × 2,2 = 1 550,82 /ℎ
Se comprueba que es posible que el caudal de boil-off que genera el barco al repostar
en la gasinera pueda ser conducido a través de la línea que va hacia los compresores,
dimensionada anteriormente en 7.4.1.
b) Generación de calor por las bombas:
En el caso de la gasinera, las bombas que impulsan el GNL del tanque tienen un
caudal de 350 m3 / h. Empleando las mismas fórmulas que los artículos de IJET y de Enagás
para el cálculo de la generación de calor por las bombas, se obtiene:
b = 367,76 /ℎ
c) Generación neta de boil-off gas de la gasinera:
Gasinera = a + b = 1 918,58 /ℎ
7.6 Generación BOG conjunto
En base a los cálculos del BOG total de la planta regasificadora y el BOG de la gasinera se
estima el BOG conjunto.
conjunto = 28 700,98 /ℎ
Se comprueba que no es necesario volver a redimensionar los compresores de BOG y el
relicuador puesto que el BOG producido en la gasinera representa aproximadamente el 7 %
del BOG total, con un valor de 1 918,58 kg/h frente a 21 461,17 kg/h de caudal de BOG que
ocurre en la descarga de GNL del metanero.
Daniel Cantarero Llorente
91
8 Aislamiento de las líneas
8. Aislamiento de las líneas
El aislamiento tiene un papel fundamental en la eficiencia operativa y en la seguridad de las
terminales de regasificación.
Las principales funciones del aislamiento en una terminal de recepción, almacenamiento y
regasificación de GNL son:
-
Reducir las entradas de calor en las líneas de GNL, en el interior de los tanques y en
los equipos.
-
Prevenir la condensación de vapor de agua sobre equipos y en las líneas de baja
temperatura.
-
Proteger a los operarios de quemaduras por congelación.
El aislamiento de las líneas para temperaturas criogénicas se hace de forma convencional
utilizando materiales aislantes rígidos suministrados en forma de coquillas prefabricadas con
las dimensiones adaptadas a las tuberías y accesorios a revestir, como la espuma de vidrio o
las espumas de poliisocianurato, y un acabado metálico (ver Figura 8.1). A esto se le conoce
como sistema de aislamiento mecánico.
Tubería
Barrera de vapor
Polisocianurato
Aislamiento vidrio
celular
Figura 8.1 Sección típica de tubería con aislamiento criogénico
8.1 Criterio de diseño
A pesar de que la materia prima es el principal componente de los sistemas de aislamiento, la
eficiencia global del mismo está condicionada por un correcto diseño, fabricación y montaje
de todos los componentes.
Un buen sistema de aislamiento criogénico debe cumplir con los siguientes requisitos:
-
Tener una baja conductividad térmica.
-
Muy baja permeabilidad al vapor de agua para evitar la entrada de humedad al interior
del aislamiento.
92
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
Adaptabilidad y fácil instalación.
-
Correcta clasificación respecto del fuego.
-
Resistencia mecánica indicada para evitar daños por impacto accidental.
-
No contener elementos potencialmente corrosivos que puedan dañar los equipos o la
tubería aislada.
-
Uniformidad en las propiedades y/o características del material para evitar que estas
varíen en función de los distintos lotes de fabricación.
-
Tener un coste razonable.
En la práctica se utilizan dos tipos de sistemas de aislamiento:
-
Múltiples capas de poliisocianurato (PIR).
-
Capas interiores de PIR y una capa exterior de espuma de vidrio.
Como se verá más adelante en el apartado 8.3, conviene elegir el segundo tipo ya que el
conjunto de los diferentes materiales de aislamiento dan una mejor conductividad térmica y
por tanto, empleamos un menor espesor de aislamiento. Aunque el coste será mayor, que si
elegimos el primer tipo de sistema de aislamiento para las tuberías.
Los espesores se calcularán de acuerdo con las condiciones específicas de un proyecto
particular y en base a criterios económicos que maximicen la rentabilidad del coste del
aislamiento a lo largo de la vida útil de la instalación. A estos efectos, los espesores óptimos
deberán ser calculados utilizando, entre otros, los siguientes datos:
-
Temperatura ambiente, se ha supuesto 22 ºC.
-
Temperatura de operación, −160 ºC.
-
Ganancia de calor máxima de 30 W/m2 en la superficie externa del aislamiento.
-
Humedad relativa, 91 %.
-
Velocidad del viento, 7 m/s.
8.1.1 PREPARACIÓN
Las tuberías y accesorios que requieran aislamiento criogénico deberán tener toda la
soldadura terminada y haberse probado hidrostáticamente o neumáticamente antes de la
aplicación de aislamiento. La superficie de las tuberías y accesorios debe estar libre de grasa y
suciedad, se cepillará y se le aplicará un solvente desengrasante para su posterior pintado.
Daniel Cantarero Llorente
93
8 Aislamiento de las líneas
Además, la superficie debe estar libre de humedad porque sino se formaría nieve o hielo y
éstos tienen unos altos coeficientes de conductividad térmica.
En el caso de tuberías y equipos que no forman parte de un sistema refrigerado, pero que
operan a temperaturas inferiores a las del ambiente, deberán aislarse para prevenir la
formación de condensación en la superficie de la tubería y de los equipos que solamente en
las zonas donde el goteo por condensación pudiese ocasionar riesgos eléctricos, daños y
corrosión.
Todo el aislamiento aplicado en el día deberá tener aplicada su barrera de vapor primaria en el
mismo día. Si no fuera posible aplicar dicha barrera de vapor, el aislamiento instalado deberá
ser protegido temporalmente de la humedad y de la radiación UV con plásticos de polietileno
negro y sellado contra la superficie del equipo o tubería. Todos los extremos del aislamiento
deber ser convenientemente protegidos antes de la terminación de los trabajos.
8.1.2 INSTALACIÓN DE AISLAMIENTO EN TUBERÍAS
Existen diversos tipos de tuberías que requieran ser aisladas:
-
Tipo I: se trata de las líneas que contengan GNL, la temperatura de diseño está entre
−40 ºC a –170 ºC.
-
Tipo II: se trata de las líneas que contengan nitrógeno, la temperatura de diseño está
entre −40 ºC a −196 ºC.
-
Tipo III: se trata de las líneas que estén a menor temperatura que la ambiente y su
aislamiento se procede para proteger al personal de operación y mantenimiento. La
temperatura de diseño está entre −40 ºC a −170 ºC.
Teniendo en cuenta estos diferentes tipos de tuberías la instalación de su aislamiento requiere
diferentes materiales.
Para los tipos I y II los materiales utilizados para el aislamiento pueden ser iguales. La
instalación constará de (ver Figura 8.2):
-
Una o dos capas de espuma rígida de poliisocianurato (PIR) y una capa exterior de
espuma rígida de vidrio.
-
Una barrera de vapor principal, hecha de fibra de vidrio se aplica en la cara exterior de
la capa de espuma de vidrio.
-
Una chapa de aluminio utilizado como barrera secundaria se aplicará en la última capa
de espuma rígida de poliisocianurato.
94
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-
Se aplica un revestimiento anti-abrasivo sobre la superficie interior de la espuma de
vidrio para evitar la abrasión de la chapa de aluminio.
-
Por último, se instala un revestimiento de acero aluminizado sobre la barrera de vapor,
se aplica por toda la superficie de la tubería una masilla selladora para la estanqueidad.
Figura 8.2 Sección detallada del aislamiento para tipos I y II
Para las tuberías de tipo III, tendrán las siguientes capas de aislamiento (ver Figura 8.3):
-
Se utiliza una o dos capas de espuma rígida de polisocianurato para el aislamiento, sin
capa de espuma rígida de vidrio.
-
La barrera de vapor se aplica sobre la última capa de espuma rígida de
poliisocianurato, no se utiliza la segunda barrera de vapor.
-
El principio de la instalación del aislamiento será equivalente al tipo I y II.
-
El revestimiento de acero aluminizado se instalará en el aislamiento de la misma
forma que los tipos I y II.
Figura 8.3 Sección detallada del aislamiento para tipo III
Daniel Cantarero Llorente
95
8 Aislamiento de las líneas
8.2 Propiedades de los materiales para aislamiento criogénico
Los aislantes utilizados para temperaturas crogénicas tienen generalmente un coeficiente de
conductividad térmica menor a 0,05 W/(m·K) y esta propiedad varía con la temperatura.
A continuación, se mencionan las propiedades de los materiales que normalmente son
utilizados para aislamiento criogénico.
8.2.1 ESPUMA DE POLIISOCIANURATO
De acuerdo con la norma ASTM C591, la espuma rígida de poliisocianurato deberá tener
principalmente las siguientes propiedades:
-
Densidad: 42 ± 2 kg/m3 (según la norma ASTM D1622).
-
Temperatura de servicio: −200 ºC a +120 ºC.
-
Conductividad térmica: en base a las mediciones realizadas por una organización
independiente y aplicado al campo para el cual el material se utiliza (según
ASTM C177). Se tiene:
o ≤ 0,016 W/(m·K) (a −160 °C)
o ≤ 0,023 W/(m·K) (a +21 °C)
-
Contenido cerrado de las células: 90% (según la norma ASTM D2856).
-
Libre de agentes CFC’s.
-
Absorción de agua: ≤ 5% en peso (según la norma ASTM C534).
-
Permeabilidad al vapor de agua:. ≤ 0,8 g/m² h a 23 º C y 50 % HR (según la norma
ASTM E96, procedimiento A).
-
Resistencia a la compresión (de conformidad con la norma ASTM D1621):
o a 23 ° C: ≥ 200 kPa en todas las direcciones.
o a −165 ° C: ≥ 280 kPa en todas las direcciones.
-
Coeficiente térmico de expansión lineal (de acuerdo con ASTM D696):
o a 23 ° C: máximo 70×10-6 m/m·K.
o a −165 ° C: máximo 570×10-6 m/m·K.
6
-
Contenido de cloruros: según la norma ASTM C871, procedimiento 2, máx. 60 ppm.
-
La espuma de poliisocianurato estará protegida contra la radiación UV prolongada.
-
Combustibilidad: índice de propagación de llama de acuerdo con ASTM E84 6: <25.
A nivel local, se puede aplicar otro requisito diferente al fuego.
96
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con gasinera para buques a propulsión de GNL
8.2.2 ESPUMA RÍGIDA DE VIDRIO
El material debe cumplir con los requisitos de la norma ASTM C552 y tendrá la siguientes
propiedades mínimas:
-
Densidad: 125 ± 10 kg/m3 (según la norma ASTM DC303)
-
Conductividad térmica: en base a las mediciones realizadas por una organización
independiente y aplicado al campo para el cual el material se utiliza (según
ASTM C177). Se tiene:
o ≤ 0,0396 W/(m·K) a 20 °C
o ≤ 0,0363 W/(m·K) a 0 °C
o ≤ 0,0331 W/(m·K) a -20 °C
o ≤ 0,0262 W/(m·K) a −160 ºC
-
Transmisión de vapor de agua: Cero.
-
Resistencia a la compresión (conforme con la norma ASTM C165): ≥ 500 kPa.
-
Coeficiente de dilatación térmica lineal: 8,5×10-6 m/(m·K).
-
Contenido de cloruros: de acuerdo con la norma ASTM C871 máx. 45 ppm.
-
Resistencia al fuego: No combustible.
-
La longitud típica de la capa: máx. 600 mm.
8.2.3 SELLADOR
Un sellador elastomérico se utiliza para juntas longitudinales y circunferenciales de la espuma
rígida de poliisocianurato y de la espuma de vidrio. El material deberá tener las siguientes
propiedades principales:
-
Temperatura de servicio:
o Para PIR: −160 ° C a +71 °C
o Para la espuma de vidrio: −129 °C a +71 °C
-
Contenido en sólidos: 84 % mín. en volumen.
-
Transmisión de vapor de agua (según la norma ASTM E96): ≤ 0,02 en una superficie
seca de 3,2 mm.
Daniel Cantarero Llorente
97
8 Aislamiento de las líneas
8.2.4 BARRERA DE VAPOR
Un requerimiento muy importante de un sistema de aislamiento para la conservación de frío
es prevenir la entrada de agua dentro del aislamiento. La presencia de agua en forma de vapor,
líquido o hielo en el aislamiento hará disminuir su capacidad para aislar y a la larga se puede
producir corrosión en la tubería que se encuentra debajo del aislamiento.
Se aplica una masilla elastomérica en la cara exterior de aislamiento, 2 o 3 capas de abrigo
mínimo de 0,6 mm que sirve como barrera de vapor, se refuerza con planchas de fibra de
vidrio.
-
Espesores:
o 2 capas de abrigo: 1,2 mm como mínimo.
o 3 capas de abrigo: 1,8 mm mínimos (casos especiales de refuerzo).
La masilla debe tener las siguientes propiedades mínimas:
-
Temperatura de servicio: −45 ° C a +85 °C
-
Transmisión de vapor de agua (según la norma ASTM E96): ≤ 0,05 en una superficie
seca de 3,2 mm.
La fibra de vidrio tendrá las siguientes propiedades mínimas:
-
Planchas de fibra de vidrio de 18 × 12 hilos por 25 mm.
-
Peso aproximadamente de 80 g/m2.
8.2.5 SEGUNDA BARRERA DE VAPOR
Papel Multiplex (papel de aluminio entre dos capas de película de poliéster), se utiliza como
segunda barrera de vapor. El material deberá tener las siguientes propiedades:
-
Temperatura de servicio: -60 °C a +70 °C.
-
Permeabilidad (según la norma ASTM E96 Pr.B): ≤ 0.001(g/h)/m ² (condición plana).
-
Espesor:
o Película de poliéster ≥ 12 μm cada capa.
o Papel de aluminio ≥ 25 μm.
o Espesor total ≥ 50 μm.
98
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8.2.6 RECUBRIMIENTO ANTI-ABRASIVO
El revestimiento anti-abrasivo se coloca en la interfaz entre la espuma rígida de vidrio rígida y
la espuma de poliisocianurato. El producto deberá tener las siguientes propiedades:
-
Temperatura de servicio: −196 °C a +121 °C.
-
Resistencia a líquidos inflamables y al fuego.
-
No volátil, contenido de sólidos (según la norma ASTM D1644): promedio de 50% en
volumen.
8.2.7 JUNTA
La junta se utiliza para asegurar la capa interior de espuma de poliisocianurato.
La junta tendrá las siguientes características:
-
Ancho: 50 mm
-
Espesor: 0,275 mm
8.2.8 REVESTIMIENTO DE ACERO INOXIDABLE
El revestimiento se utiliza para asegurar la última capa de aislamiento de la espuma de vidrio
para los tipos I y II, y en la espuma de poliisocianurato para el tipo de III.
Las bandas deberán tener las siguientes características:
-
Dimensiones:
o 12 mm de ancho × 0,4 mm de espesor, para un diámetro de aislamiento
≤ 500 mm.
o 19 mm de ancho x 0,5 mm de espesor, para un diámetro de aislamiento
> 500 mm.
-
Material: acero inoxidable 316 (ASTM A312) laminado en caliente y recocido en
condiciones descalcificación.
-
Se utilizan bandas selladoras para la fijación de las bandas con las mismas
características de los materiales pero con un espesor de 0,8 mm.
Daniel Cantarero Llorente
99
8 Aislamiento de las líneas
8.2.9 ESPUMA DE POLIURETANO
La espuma de poliuretano (PU) se utiliza en la caja aislante de válvulas y bridas.
El producto tendrá las siguientes propiedades:
-
La densidad inyectado: 44 ± 10 kg/m3.
-
Libre de agentes CFC’s.
-
Conductividad térmica: en base a las mediciones realizadas por una organización
independiente y aplicado al campo para el cual el material se utiliza (según
ASTM C177). Se tiene:
o ≤ 0,013 W/(m·K) (a −160 °C)
o ≤ 0,04 W/(m·K) (a +20 °C)
8.3 Elección de los materiales aislantes
Como se ha mencionado anteriormente en el apartado 8.1 existen dos tipos de sistemas de
aislamiento. El sistema elegido para aislar las tuberías de este trabajo consiste en varias capas
interiores de PIR y una capa exterior de espuma de vidrio.
Para elegir cuál es el sistema de aislamiento óptimo se tienen en cuenta diversos factores
calculados. Dichos factores se resumen principalmente en:
-
Cuánto boil-off gas se genera en las líneas con tal aislamiento.
-
Qué capacidad de compresores de BOG es necesario para todo el boil-off gas que se
genera en las líneas y equipos. A menor caudal de boil-off gas generado será mejor ya
que el tamaño de los compresores de BOG serán menores y tendrán unos costes más
económicos.
-
Cuánto mejor es el material de aislamiento menor caudal de boil-off gas se producirá.
Por tanto, el coste del material aislante será mayor pero se compensa con la reducción
de coste que supondría tener unos compresores de BOG de menor capacidad.
-
Un menor espesor de aislamiento total repercute en una fácil instalación y en un
ahorro del tiempo en mano de obra. Este factor tiene en cuenta la conductividad
térmica de los materiales. A menor conductividad térmica menor será el espesor de
aislamiento utilizado.
-
Propiedades de resistencia a líquidos inflamables y al fuego, también se tienen en
cuanta aquellas propiedades físicas que alarguen la vida útil del aislamiento.
100
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Se ha realizado una comparativa de los costes que tendrían cada tipo de sistema de
aislamiento y los costes de los compresores de BOG producidos por el boil-off gas de cada
tipo de sistema de aislamiento.
Se ha tomado como datos una línea de 1 km. de longitud con una sección de 40’’. El calor
latente de vaporización del GNL se ha considerado de 121 kcal/kg. Los costes de aislamiento
se ha supuesto que el caso de aislamiento con PIR y espuma de vidrio es un 10 % más caro y
el coste marginal de los compresores de BOG es de 2 300 €/kW, dato recogido de la
compañía Sofregaz en el año 2 006. Por último, el coste de la electricidad se ha asumido para
el año 2 006 que es de 5,7043 c€/kWh. En el anexo B 1.3.3 se encuentra las hojas de cálculo
de esta comparativa.
Esta gráfica (ver Figura 8.4) muestra los costes de los sistemas que previenen la generación de
boil-off gas, es decir el aislamiento de las líneas y los compresores de BOG. Se observa como
a medida que aumenta el espesor de aislamiento los costes disminuyen. Esto es, como se ha
dicho anteriormente, porque se genera menor caudal de boil-off gas y los costes de los
equipos para el tratamiento de BOG son menores.
Al añadir espuma de vidrio al sistema de aislamiento PIR, le hace tener buenas propiedades
físicas al sistema de aislamiento como son la resistencia a la compresión y la resistencia al
fuego, además no deja pasar la humedad. Se observa que a menor espesor de aislamiento
formado por PIR y espuma de vidrio los costes van a ser mayores, debido a la alta
conductividad térmica de la espuma de vidrio.
Figura 8.4 Comparativa PIR vs PIR+Espuma de vidrio costes de aislamiento y de compresores de BOG
Daniel Cantarero Llorente
101
8 Aislamiento de las líneas
Dentro de los rangos de espesor de aislamiento de 0,14 m a 0,3 m, es conveniente utilizar un
sistema de aislamiento formado por espuma de poliisocianurato y espuma de vidrio ya que
presenta una tendencia similar al sistema formado por espuma de poliisocianurato. Cierto es,
que este tipo de aislamiento es más caro que utilizando solamente capas de espuma de
poliisocianurato. Pero este material tiene peores propiedades físicas que la espuma de vidrio,
por tanto al añadir espuma de vidrio se mejora las propiedades físicas del sistema de
aislamiento. Al mejorar estas propiedades provoca un alargamiento de la vida útil del sistema
de aislamiento utilizado.
Para espesores menores a 0,14 m es conveniente utilizar un sistema de aislamiento formado
solamente por espuma de poliisocianurato, ya que los costes son menores debido a su baja
conductividad térmica.
102
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9. Bibliografía
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Daniel Cantarero Llorente
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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. Introducción
La creación de una cadena de GNL necesita la realización de inversiones muy importantes.
Los costos relativos de capital por unidad de energía suministrada, en comparación con los de
petróleo, resultan aproximadamente el doble. La cadena de costes de transporte es de tipo
acumulativo.
Esta distribución de costes puede variar sustancialmente en algunas cadenas de licuación,
sobre todo en función de la localización escogida para su implantación. La lejanía de las
fuentes de aprovisionamiento hace que las inversiones en infraestructura sean elevadas, por
tanto requieren largos periodos de amortización (entre 20 y 25 años) creando compromisos y
vínculos a largo plazo entre los compradores y los vendedores. Éstos exigen garantías de pago
de los volúmenes contratados estableciendo en los contratos cláusulas take or pay o ship or
pay que garanticen el repago de las costosas inversiones necesarias en infraestructura para
garantizar el aprovisionamiento. La cadena de precios de los contratos es hacia atrás o de tipo
net back.
En la siguiente Figura 1.1 se indica la distribución de costes medios de la cadena de valor del
GNL.
Midstream
Upstream
Exploración
y Producción
15-20%
Licuación
30-45%
Transporte
10-30%
Almacenamiento y
regasificación
15-25%
Downstream
Mercados
15-20%
Figura 1.1 Distribución de costes de la cadena del valor del GNL
Fuente: DOT
Los costes de exploración y producción se han ido reduciendo gracias al desarrollo
tecnológico tanto en las técnicas de exploración como en el desarrollo de yacimientos
terrestres y marinos. Cada vez se exploran yacimientos más profundos y en entornos difíciles
(láminas de agua elevadas, dificultades logísticas en zonas desérticas y climatología extrema
en zonas árticas, etc.) hacen que dicha tendencia se haya invertido, pasando de valores típicos
entre 0,6 USD / MMBtu a 0,8 USD / MMBtu a valores actuales en el entorno de los
1,2 USD / MMBtu a 1,4 USD / MMBtu en nuevas prospecciones. El coste de la fase de
Daniel Cantarero Llorente
111
1 Introducción
licuación es muy importante, y de hecho las inversiones en estas instalaciones representan la
mayor concentración de riesgo en una cadena de GNL.
Los costes unitarios varían ampliamente de unos emplazamientos a otros dependiendo de las
necesidades de nuevas infraestructuras y de las condiciones locales.
En cuanto al transporte marítimo los costes de construcción de un metanero son muy
elevados, aproximadamente el doble de un petrolero. Sin embargo, los enormes tamaños
alcanzados por los metaneros han permitido una disminución significativa en el coste por
metro cúbico transportado. A mayor tamaño de los buques, los costes unitarios se reducen.
Por último, en lo que respecta a las plantas de regasificación los costes varían
considerablemente. Dependen en gran medida de los costes locales de construcción, el coste
de los terrenos, las tecnologías usadas en el proceso de regasificación, la capacidad de
regasificación y el volumen total de almacenamiento. El coste de una planta convencional con
una capacidad de 300 000 m3 puede costar entre 450 MUSD y 500 MUSD, sin incluir el coste
de los terrenos ni los gasoductos de interconexión con las redes de transporte. Con estas
variables, e incluyendo los costes de recuperación de capital, los costes unitarios de la
regasificación se sitúan en un rango de 0,4 USD / MMBtu a 0,8 USD / MMBtu.
Estos costes son orientativos y deben considerarse como órdenes de magnitud. Cada uno de
los eslabones de la cadena puede tener condiciones específicas en su realización que
repercutan en el montante de las inversiones o en los costes operativos de las infraestructuras.
En términos generales la cadena del GNL es más competitiva que los gasoductos submarinos
a partir de los 1 000 km y que los gasoductos terrestres a partir de los 3 500 km, ver Figura
1.2. Estas cifras son orientativas y deben ser matizadas en función de los volúmenes a
transportar, de las profundidades de los gasoductos submarinos o de zonas de especial
dificultad en la construcción de los gasoductos terrestres (orografía complicada, densidad de
servicios atravesados, geología a lo largo del trazado, etc.).
112
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 1.2 Competencia gasoducto/cadena de GNL
Daniel Cantarero Llorente
113
2 Antecedentes
2. Antecedentes
El estudio económico de este trabajo se va a centrar en la parte de almacenamiento de la
planta de regasificación de Granadilla y de la incorporación de la gasinera a la planta.
La mayor parte de los costes de una terminal de recepción, almacenamiento y regasificación
de GNL están relacionados con la construcción del tanque de almacenamiento. Al incluir la
gasinera se han modificado las capacidades de dos bombas primarias para impulsar el GNL a
una mayor velocidad y así mejorar los tiempos de abastecimiento. Los demás equipos no ha
hecho falta modificarlos.
A continuación se indican los principales factores a considerar:
a) Un primer factor determinante en los costes de capital de una terminal de
regasificación es el de su emplazamiento. Así la existencia de infraestructuras de
acceso, disponibilidad de servicios fiables en las proximidades, el contar con personal
local cualificado, etc., pueden ayudar a reducir notablemente la inversión de la planta.
Se ha elegido instalar la gasinera en esta planta de regasificación de Granadilla porque
está en construcción y de esta forma se aprovecharía mejor las actividades para la
construcción de ambas.
b) En segundo lugar podemos citar los costes asociados al sistema de almacenamiento de
GNL: número y tamaño de los tanques, tipos de contención, capacidad portante del
terreno que obligue a una preparación previa y mejora de dicha capacidad mediante
sustitución de terrenos, precargas u otras técnicas, o la utilización masiva de pilotes,
tienen una gran influencia en el coste total. La actividad sísmica de la zona puede ser
un elemento añadido de sobrecoste.
c) Otro factor lo constituye todo lo relacionado con las instalaciones portuarias y la
existencia de zonas de abrigo. Los metaneros son muy sensibles a las condiciones
meteo-marinas por lo que el disponer de zonas abrigadas y de suficiente calado puede
evitar la necesidad de acometer cuantiosas inversiones. La zona de atraque debe
garantizar la perfecta maniobralidad de los buques y obras de dragado para asegurar el
calado, estas obras evitan que la plataforma de descarga esté más cerca de los tanques
de almacenamiento y así evitar líneas largas de tuberías que aumentarían el coste.
d) Añadir la gasinera al proyecto que se está ejecutando repercute solamente en la
sustitución de las bombas que estaban de reserva en cada tanque por otras bombas de
mayor capacidad cuya misión es impulsar el GNL a la gasinera. La capacidad de los
114
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
compresores de BOG no se ve alterada por la generación de boil-off de la gasinera,
tampoco hace falta cambiar el relicuador.
e) Por último, todos los materiales y equipos suelen trabajar a temperaturas criogénicas
lo que repercute en un mayor coste.
Daniel Cantarero Llorente
115
3 Presupuesto de inversión
3. Presupuesto de inversión
El coste total del proyecto se obtiene a partir de una estimación aproximada de las horas de
Ingeniería, seguros, licencias y montaje, también se ha tenido en cuenta la Orden
IET/2446/2013 (BOE de 30.12.2013 y corrección de 14.02.2014) que establece los peajes y
cánones de las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas.
En el anexo VII de la orden citada anteriormente se tienen los valores unitarios para unidades
de inversión estanderizadas. La inversión prevista incluye los tanques de almacenamiento de
GNL necesarios para el abastecimiento de la gasinera de buques, las bombas primarias de los
tanques de almacenamiento, el sistema de compresión de boil-off para el proceso interno de la
planta, el relicuador del boil-off y la gasinera que tiene similitud a un cargadero de cisternas
de GNL.Se ha incluido en el presupuesto el valor de las líneas de proceso que han sido
dimensionadas en el trabajo. Por tanto, el presupuesto de inversión del trabajo es la suma de
los costes unitarios que se muestra en la siguiente Tabla 3.1.
Tabla 3.1 Presupuesto de inversión
EQUIPOS
Tanque de
almacenamiento
Sistema de bombas
primarias de 143 m3/h
Sistema de bombas
primarias de 350 m3/h
Valor unitario
Capacidad
Nº
Unidades
Importe [€]
%
458,68 €/m3
150 000,00 m3
2,00
137 604 000,00
86,83%
3 605,71 €/m3/h
143,00 m3/h
4,00
2 062 466,12
1,30%
3 605,71 €/m3/h
350,00 m3/h
2,00
2 523 997,00
1,59%
396,29 €/m3/h
6 629,83 m3/h
2,00
5 254 674,03
3,32%
1,36 €/kg/h
104 470 kg/h
1,00
142 079,20
0,09%
1 242,95 €/m
2 117 m
1,00
2 631 325,15
1,66%
Sistema de compresión
boil-off para procesado
interno planta
Relicuador boil-off
Tubería acero inoxidable
API5L línea de
descarga/carga 36'' XS
116
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Tubería acero inoxidable
API5L línea de
276,35 €/m
2 117 m
1,00
585 032,95
0,37%
821,93 €/m
300 m
1,00
246 579,00
0,16%
681,59 €/m
2 117 m
1,00
1 442 926,03
0,91%
2 200 000,00
1,39%
1 785 184,61
1,13%
2 000 000,00
1,26%
recirculación 10'' XS
Tubería acero inoxidable
API5L línea de vapor a
compresores de BOG 24''
XS
Tubería acero inoxidable
API5L línea de vapor a
pantalán 20'' XS
Otros equipos
Gasinera/cargadero de
GNL
Ingeniería, seguros,
licencias y montaje
1 785 184,61
€/unidad
1,00
La suma total es de 158 478 264,09 €, este valor corresponde al presupuesto de inversión del
trabajo. La inversión de la gasinera para buques se ha estudiado si es mejor realizarla en el
año 5 (1 785 184,61 €), efectivamente es mejor puesto que se amortiza antes. Pero por
motivos de construcción es mejor realizarla en el año 0 y tampoco la mejora cambia mucho.
Daniel Cantarero Llorente
117
4 Estudio de rentabilidad
4. Estudio de rentabilidad
El estudio de rentabilidad del trabajo se ha hecho mediante tres índices que analizan la
viabilidad de un proyecto de inversión. Estos índices son la tasa interna de retorno (TIR), el
valor actual neto (VAN) y el período de recuperación de la inversión.
Antes de realizar el cálculo de estos tres índices hay que determinar los beneficios antes y
después de impuestos obtenidos por la operación de la gasinera a lo largo de su vida útil.
También es necesario calcular el coste de capital medio ponderado (WACC) que será útil para
saber si el proyecto es rentable o no. Ver anexo B 2.2.
4.1 Coste de capital medio ponderado (WACC)
Una vez obtenido la inversión total del proyecto, se calcula este parámetro que se ha basado
en la siguiente estructura de financiación: el 30 % de la inversión total es financiada con
capital propio y el 70 % con deuda. Los parámetros económicos para calcular el WACC son
los siguientes:
-
Beta (β): el parámetro beta es un indicador del riesgo sistemático de las acciones de
las compañías que cotizan en Bolsa. Para mercados de gas beta tiene un valor de 0,67
según AFI (Analistas Financieros Internacionales).
-
Coste de la deuda financiera (Kd): 6 %.
-
Tipo de interés sin riesgo a 30 años (Rf): 4,043 %.
-
Rentabilidad del mercado (Rm): 10 %.
-
Préstamo: 70 %.
-
Impuesto de sociedades (T): 30 %.
Previo al cálculo del WACC hay que estimar el coste de fondos propios (K e), se consigue con
la siguiente fórmula:
e = f +  × (m − f) = 8,03 %
Estimación del coste de capital medio ponderado:
 = e ×
118


+ d × (1 − ) ×
= 5,35 %
+
+
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Siendo:
E: Fondos propios, es decir el 30 % de la inversión total.
D: Deuda financiera, el 70 % de la inversión total.
4.2 Valor actual neto (VAN)
El parámetro VAN es uno de los criterios económicos más utilizados en la evaluación de
proyectos de inversión. Antes de determinar dicho parámetro es necesario calcular los flujos
de caja a futuros de la inversión, el cálculo de los flujos de caja se encuentra en el anexo B
2.2. El método consiste en determinar la equivalencia en el tiempo 0 de los flujos de caja a
futuros que genera un proyecto y comparar esta equivalencia con la inversión inicial. La
expresión que permite calcular el valor actual neto es:

 = ∑
=1
t
− 0
(1 + )t
Donde:
FCt: flujo de caja en el período t.
k: coste de la deuda financiera o tipo de interés del préstamo.
I0: es la inversión inicial del proyecto.
La vida útil de la gasinera se ha estimado de unos 30 años.
4.2.1 VAN PROYECTO
El proyecto tiene un VAN de 61 197 055,62 €, en el que se ha tenido en cuenta unos ingresos
por almacenamiento de GNL y el transvase de GNL a buques con una capacidad menor o
igual a 9 000 m3, este último no se ha tenido en cuenta los primeros 4 años de la vida de la
planta puesto que las restricciones de emisiones empezarán a cumplirse a partir del 2 020. En
cuanto a los gastos, se tiene en cuenta los costes fijos de operación y mantenimiento de los
tanques de almacenamiento y los costes variables de la energía transferida a los buques. Los
detalles de los cánones y peajes de la instalación se encuentra en el anexo B 2.2.
El VAN > 0 significa que el proyecto es viable, además de que se supera el desembolso inicial
con fondos propios.
Daniel Cantarero Llorente
119
4 Estudio de rentabilidad
4.2.2 VAN ACCIONISTA
Se ha calculado el VAN para el accionista para saber si la inversión es viable. Se estiman los
flujos de caja durante los 20 años que se amortiza la cantidad prestada.
Se obtiene un VAN de 10 633 742,58 €, esto quiere decir que la inversión es viable.
4.3 Tasa interna de rentabilidad (TIR)
La tasa interna de rentabilidad (TIR) es el valor promedio geométrico de los rendimientos
futuros esperados de dicha inversión. Es decir, es el valor de la tasa de interés que hace 0 el
VAN. Se obtiene de la siguiente fórmula:

 = ∑
=1
t
− 0 = 0
(1 + )t
4.3.1 TIR PROYECTO
Para la vida útil de la gasinera se tiene una TIR de 8,261 %. Al ser TIR > WACC indica que
el proyecto es rentable.
4.3.2 TIR ACCIONISTA
Durante los años en que se amortiza el dinero prestado se tiene una TIR de 10,36 %. Este
resultado indica que el accionista va a sacar una rentabilidad a la inversión.
4.4 Período de recuperación o payback
Es un término para hacerse una idea aproximada del tiempo que se tardará en recuperar la
inversión inicial.
4.4.1 PAYBACK PROYECTO
Al incluir los tanques de almacenamiento en el estudio económico de la gasinera se tiene un
período de recuperación de 11,6 años, un pay-back que hubiera sido menor sino se tuviera en
cuenta los tanques de almacenamiento ya que tienen un porcentaje en la inversión total del
87 % aproximadamente.
4.4.2 PAYBACK ACCIONISTA
La figura del accionista tiene un período de recuperación de lo invertido de 9,1 años.
120
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5. Estudio de sensibilidad
El estudio de sensibilidad es una técnica que, aplicada a la valoración de inversiones, permite
el estudio de la posible variación de los elementos que determinan una inversión de forma
que, en función de alguno de los criterios de valoración, se cumpla que la inversión es viable
o es preferible otra inversión. Por ejemplo, se puede analizar cuál es el valor mínimo de los
flujos de caja para que la inversión sea viable según el VAN, o cuál es el valor máximo que
puede tener el presupuesto inicial para que una inversión sea preferible a otra según la TIR. El
estudio de sensibilidad se considera como una primera aproximación al estudio de inversiones
con riesgo, ya que permite identificar aquellos elementos que son más sensibles ante una
variación. Estos elementos que se ha considerado en el trabajo son el grado de utilización de
los tanques de almacenamiento y de la gasinera, así como posibles incrementos en el
presupuesto inicial por motivos de retrasos o fallos en la construcción.
El estudio de sensibilidad tiene dos objetivos fundamentales:
-
Para determinar la viabilidad o efectuabilidad de una inversión.
-
Para establecer un rango de preferencia entre varias inversiones.
En cualquiera de los dos casos es posible utilizarlo con cualquiera de los parámetros
económicos aunque, por su importancia, se analiza para el VAN y para la TIR.
Anteriormente en el estudio de rentabilidad se han calculado los parámetros VAN y TIR y se
ha demostrado que el proyecto y la inversión son viables y rentables.
Ahora en el estudio de sensibilidad se plantea tres escenarios posibles en el grado de
utilización de la planta y seis posibles variaciones en el presupuesto inicial. Los tres
escenarios planteados en función del grado de utilización se debe a:
-
Pesimista: Se puede dar el caso de que la demanda de gas por la isla sea menor del
esperado debido a la crisis actual o por fallo en el cálculo de la demanda actual, por
tanto los tanques de almacenamiento de GNL están al 50 % de su capacidad. La futura
demanda de GNL para barcos no es la esperada debido a retrasos en la infraestructura
de los demás puertos o de las navieras, en este caso el grado de utilización es del
10 %.
Daniel Cantarero Llorente
121
5 Estudio de sensibilidad
-
Probable: Es la situación en la que se da el proyecto. El grado de utilización de los
tanques de almacenamiento tiene un promedio a lo largo de la vida útil de la planta del
94 % y el grado de utilización de la gasinera tiene un promedio del 45 %.
-
Optimista: Es una situación que puede darse fácilmente si el gas sigue siendo uno de
los combustibles fósiles más utilizados en la industria. El grado de utilización de los
tanques de almacenamiento es del 100 % y el grado de utilización de la gasinera es del
83 %.
Las seis variaciones en el presupuesto inicial son:
-
Incremento del 10 %: 174 326 090,5 € de inversión.
-
Decremento del 10 %: 142 630 437,68 € de inversión.
-
Incremento del 20 %: 190 173 916,91 € de inversión.
-
Decremento del 20 %: 126 782 611,27 € de inversión.
-
Incremento del 40 %: 221 869 569,73 € de inversión.
-
Decremento del 40 %: 95 086 958,46 € de inversión.
Metiendo estas variables en el Excel para obtener los flujos de caja que se encuentra en el
anexo B 2.2, se obtienen los parámetros VAN y TIR para esas variaciones en el grado de
utilización y en el presupuesto inicial tal y como se muestra en la siguiente Tabla 5.1
Tabla 5.1 VAN y TIR estudio de sensibilidad respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización.
Pesimista
VAN
Probable
TIR
VAN
Optimista
TIR
VAN
TIR
Decremento 40%
26 506 144,93
7,66%
124 588 361,25
14,07%
135 338 588,89
15,43%
Decremento 20%
563 379,93
5,39%
92 892 708,44
10,57%
109 395 823,89
11,82%
Decremento 10%
-12 408 002,57
4,56%
77 044 882,03
9,31%
96 424 441,38
10,55%
Actual
-25 379 385,08
3,86%
61 197 055,62
8,26%
83 453 058,88
9,49%
Incremento 10%
-38 350 767,58
3,25%
45 349 229,21
7,36%
70 481 676,37
8,60%
Incremento 20%
-51 322 150,09
2,73%
29 501 402,80
6,58%
57 510 293,87
7,83%
Incremento 40%
-77 264 915,10
1,84%
-2 194 250,02
5,27%
31 567 528,86
6,56%
122
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Para analizar de mejor forma los datos recogidos en la Tabla 5.1 se han hecho dos gráficas
que muestran estos valores en los diferentes casos estudiados respecto al VAN y al TIR. La
Figura 5.1 muestra las variaciones de los tres escenarios posibles respecto al VAN y con
cambios en el presupuesto, y la segunda Figura 5.2 muestra las variaciones de los tres
escenarios posibles respecto al TIR y con cambios en el presupuesto.
Estudio de sensibilidad respecto VAN
190,000,000.00
170,000,000.00
Pesimista
150,000,000.00
130,000,000.00
Probable
110,000,000.00
Optimista
90,000,000.00
VAN (€)
70,000,000.00
50,000,000.00
30,000,000.00
10,000,000.00
10,000,000.00
30,000,000.00
50,000,000.00
70,000,000.00
90,000,000.00
Decremento
40%
Decremento
20%
Decremento
10%
Actual
Incremento
10%
Incremento
20%
Incremento
40%
Figura 5.1 Estudio de sensibilidad VAN respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización
Daniel Cantarero Llorente
123
5 Estudio de sensibilidad
Estudio de sensibilidad respecto TIR
Pesimista
Probable
Optimista
TIR (%)
16.000%
15.000%
14.000%
13.000%
12.000%
11.000%
10.000%
9.000%
8.000%
7.000%
6.000%
5.000%
4.000%
3.000%
2.000%
1.000%
0.000%
Decremento
40%
Decremento
20%
Decremento
10%
Actual
Incremento
10%
Incremento
20%
Incremento
40%
Figura 5.2 Estudio de sensibilidad TIR respecto a inversión en tres escenarios de grado de utilización
Se observa que el escenario pesimista para los cinco casos de variación (decremento del 10 %,
actual, incremento del 10 %, incremento del 20 % e incremento del 40 %) del presupuesto no
son viables ni rentables, pero si ocurre que, si el presupuesto disminuye un 20 % o un 40 %, sí
se puede obtener una pequeña rentabilidad. También se obtiene una mala rentabilidad en un
escenario probable, pero con un incremento del 40 % en el presupuesto inicial.
Los demás casos que se plantean indican que el proyecto y la inversión son viables y
rentables, pero con diferentes rangos de rentabilidad, las situaciones que consiguen más
rentabilidad es en el escenario optimista con los decrementos estudiados, con el incremento
del 10 % en el presupuesto inicial y con el presupuesto sin cambios.
124
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
6. Conclusiones
La inclusión de la gasinera en la planta de regasificación de Granadilla es una buena
oportunidad de negocio al ser rentable económicamente habiéndose demostrado con el cálculo
de los parámetros económicos VAN y TIR, y también con el estudio de sensibilidad con
diferentes situaciones.
También es rentable para los navieros que ahorran bastante dinero al año en combustible (ver
en el anexo B 1.2.3 el ahorro de combustible), y desde el punto de vista medioambiental es
inmejorable reduciendo las emisiones de óxidos de nitrógeno y las emisiones de efecto
invernadero.
En cuanto a la conversión de los buques para que puedan funcionar con GNL se trata de una
tecnología en un estado muy avanzado y probado. El sistema LNGPac de Wärtsilä tiene un
bajo coste de capital debido a la sencillez del sistema de alimentación de gas (presiones
menores a 10 bar). No hace falta adquirir enormes compresores y equipos de limpieza para los
gases de escape. El sistema LNGPac tiene unos costes de operación y mantenimiento muy
bajos pues aumenta el rendimiento al eliminar el consumo de equipos innecesarios. La
compañía Wärtsilä sigue mejorando el sistema LNGPac para redudir los equipos de
intercambiadores y así reducir el espacio del sistema.
Daniel Cantarero Llorente
125
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
DOCUMENTO Nº 3: PLANIFICACIÓN
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. Estrategía de la ejecución del proyecto
La estrategia de ejecución del proyecto se ha desarrollado con el objetivo de aprovechar al
máximo las capacidades y, por supuesto, teniendo en cuenta el calendario de la isla de Santa
Cruz de Tenerife. Siguiendo estas premisas, la ejecución se desarrollará de acuerdo a los
planes que se enumeran a continuación y que se desarrollarán en una fase más avanzada del
proyecto.
1.1 Plan de organización
Este tipo de proyecto debe estar jerarquizado y dividido en departamentos especializados en
cada parte del proyecto.
Al inicio, en la elaboración del documento de Ingeniería y Diseño Inicial (conocido como
FEED) para entregar al cliente intervienen no más de cinco personas de los departamentos de
proyectos y de procesos. Una vez que se haya elegido el FEED de una ingeniería, entrarían
más personas a formar parte del proyecto. Entran los departamentos de Seguridad (HSE), de
procesos, de instrumentación, eléctricos, civiles, etc (ver Figura 1.1).
Director de
proyecto
Compras y
control de
proyecto
HSE
Jefe técnico
Construcción
Ingeniería
Mantenimiento
Figura 1.1 Jerarquía del proyecto
Durante la fase del proyecto llave en mano (conocido como EPC) se ampliarán los equipos,
pero se mantiene la misma estructura del proyecto.
Daniel Cantarero Llorente
129
1 Estrategía de la ejecución del proyecto
Para coordinar eficientemente el trabajo se establecen reuniones semanales al que asistirán los
responsables de cada una de las áreas y en el que se discutirán y se aprobarán todas las
decisiones a tomar en el proyecto.
1.2 Plan de ingeniería
La estrategía de la fase de diseño será la de solicitar FEED’s a ingenierías con experiencia en
este tipo de plantas para competir en el diseño. Los principales objetivos de esta fase serán:
-
El desarrollo de la definición técnica realizado anteriormente por el cliente
incorporando sus especificaciones.
-
Proveer una base para el desarrollo de una propuesta de un proyecto llave en mano
(EPC) para su ejecución.
-
Establecer una guía de criterios para la selección de la tecnología y el contratista.
La ingeniería básica incluirá el detalle de todo el trabajo para la definición completa de las
especificaciones del proyecto de las unidades de proceso y de las utilities, así como cualquier
estudio de medioambiente y seguridad. Las ingenierías que elaboren el FEED pueden ofertar
sus servicios en la modalidad de pago que crean mejor (precio cerrado o reemolsables).
1.3 Plan de seguridad (HSE)
Se definirá una política de HSE y el correspondiente plan de acuerdo a las políticas de los
clientes y de la isla de Santa Cruz de Tenerife. A continuación se resumen los principales
aspectos del plan:
-
Desarrollo de una política propia de HSE, premisas de HSE, objetivos, estándares
medioambientales y preparar una filosofía de HSE.
-
Realizar un taller de trabajo para la identificación de las principales posibles causas de
accidentes (HAZID) que deberán ser tenidos en cuenta en las principales decisiones de
desarrollo de la planta. También se organizará un taller de trabajo para la
identificación de los posibles accidentes durante la operación de la planta (HAZOP).
-
Organizar un taller de trabajo para la revisión del diseño del proceso e identificar y
priorizar potenciales causas de accidentes y elementos críticos de seguridad, así como
para confirmar el cumplimiento de distancias de seguridad dentro de la planta y
respecto a instalaciones externas.
-
Preparar un informe sobre la legislación aplicable al respecto de HSE y el programa de
permisos necesarios.
130
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
Se preparará un informe de impacto ambiental y social de la planta.
La HSE será responsabilidad de la primera línea de gestión y estará presente en todos los
niveles de la organización. Se exigirá a todos lo contratistas y subcontratistas involucrados en
el proyecto que tengan un plan de HSE que cumpla con el del proyecto. Se solicitará,
igualmente, a los contratistas EPC una programación de las actividades de HSE y entregables.
1.4 Plan de calidad
Se realizará inspecciones periódicas y se desarrollará procedimientos, tests de mediciones y
una metodología de trabajo. Se exigirá a los contratistas de los EPC’s el control de los
procesos de calidad de sus proveedores.
1.5 Plan de compras y contrataciones
La estrategia de contratación del proyecto buscará generar la mayor competencia posible para
obtener precios competitivos. Se buscará optimizar el coste total del proyecto mediante la
contratación modular de las principales instalaciones y servicios fomentando la competencia
entre proveedores de manera que se pueda optar a la calidad deseada al mejor precio.
La contratación llave en mano es ideal en un marco de competencia donde los contratistas
están obligados a ajustar sus márgenes en la fase de licitación y, por ello, se recurre a ella en
contratos menores y más especializados donde hay mayor rango de contratistas y, además,
poseen una mayor capacidad de gestión de los riesgos.
La negociación de los principales equipos se realizará con antelación a la decisión final de
inversión con la posibilidad de adelantar los pedidos si fuera necesario, asumiendo la
propiedad las posibles penalizaciones en caso de anulación de pedidos
Con el objetivo de mitigar posibles riesgos de retrasos en la programación, los contratos llave
en mano a contratar y los principales contratos de compra incluirán hitos de pago que
fomenten el avance de la construcción en los plazos previstos y penalizaciones en caso de no
cumplir con la fecha de finalización prevista.
El cliente aprobará las adjudicaciones a realizar y verificará que se ha cumplido la
metodología y normativa de compra que se definirá para la compañía del proyecto.
Daniel Cantarero Llorente
131
1 Estrategía de la ejecución del proyecto
1.6 Plan de control
Durante la fase de ingeniería y diseño inicial (FEED) se generará un registro de entregables
del proyecto que incluirá todos los entregables esperados a lo largo del proyecto y las fechas
clave planeadas, reales y previstas de sus principales hitos de desarrollo. Este registro será
continuamente actualizado a lo largo de la vida del proyecto.
También se generará una programación del proyecto con distintos niveles de detalle, llegando
al de la unidad de trabajo, y que incluya los principales hitos del proyecto. Se actualizará
regularmente tanto en cuanto al avance como en las previsiones.
Se solicitará que los contratistas desarrollen y mantengan un sistema de reporte de avance que
estará basado en una serie de entregables críticos a definir. También desarrollarán un informe
periódico con los costes incurridos hasta la fecha de emisión y los restantes hasta la
finalización de los servicios según los acuerdos firmados.
Se desarrollará un sistema de control para monitorizar y autorizar cualquier cambio en el
alcance acordado. No se procederá con ningún cambio que no tenga la aprobación de ambas
partes.
1.7 Plan de construcción
Se estudiará la modularización de los principales componentes de la planta teniendo en cuenta
la baja cualificación de la mano de obra local, además, de los posibles beneficios en la
programación del proyecto (mayor posibilidad de construir en paralelo) y los costes extra que
ello ocasione (mayores costes de transporte y materiales).
En cualquier caso, será necesaria la formación de personal local desde la etapa de FEED.
Debido a la poca conciencia en HSE de la mano de obra local se pondrá especial atención en
este aspecto y se harán esfuerzos para cambiar sus comportamientos en este sentido
(campañas, mucha información al respecto, ejemplo por parte de la dirección, formación,
etc.).
El emplazamiento identificado en el capítulo 3 de la memoria se encuentra ubicado en un
polígono industrial de Granadilla con todas las infraestructuras desarrolladas alrededor.
El proyecto inicial ha sufrido modificaciones hasta dos años atrás en el que no se ha
producido ninguna nueva modificación (ver Figura 1.2). El puerto seguirá ocupando una
superficie de prácticamente 800 000 m2 y unos 1 000 m de muelle de ribera, quedando
132
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
protegido por un dique exterior de 2 386 m de longitud, de los cuales 707 m son
perpendiculares a la costa, 664 m estarán en una segunda alineación y 883 m en la tercera, al
final de la que se dispondrá, en dirección perpendicular, un martillo de 132 m de longitud.
Figura 1.2 Modificaciones del proyecto
Fuente: Observatorio Ambiental Granadilla
Las obras del puerto de Granadilla siguen su curso aunque a un ritmo más lento del planteado
inicialmente, debido a la demora en la obtención de los permisos para obtener material pétreo
a partir de la excavación del contiguo polígono industrial de Granadilla. Si se consiguen los
permisos pronto, las obras podrían concluir hacia finales de 2015. A continuación la Figura
1.3 muestra el porcentaje de obra marina realizada a 1 de mayo de 2014.
Figura 1.3 Porcentaje de obra marina realizada a 1 mayo 2014
Fuente: Observatorio Ambiental Granadilla
1.8 Plan de comisionado y puesta en marcha
Se desarrollará un plan de comisionado y puesta en marcha que identifique los tests a realizar
a los principales equipos e instalaciones y los principales procedimientos de ajustes. Se
acordarán con el contratista principal los procedimientos de certificación a completar y se
solicitará su verificación por parte de un consultor experto independiente.
Daniel Cantarero Llorente
133
1 Estrategía de la ejecución del proyecto
Conviene señalar que este Plan de Ejecución del Proyecto es el correspondiente a una
planificación previa de los trabajos. Una vez que el Contrato de EPC haya sido adjudicado, el
Contratista adjudicatario de los trabajos tendrá que desarrollar su propio Plan de Ejecución del
Proyecto.
Este nuevo plan deberá describir en detalle como se van a acometer los trabajos en cada caso;
en ese sentido el Plan del Contratista será complementario al presentado aquí y contendrá los
siguientes elementos adicionales, los cuales serán específicos para este proyecto:
-
Plan de movilización del personal y maquinaria
-
Histogramas de horas
-
Organigramas detallados
-
Plan de Calidad del proyecto
-
Programa de Ejecución detallado
-
Distribución de pagos contractuales en el tiempo
-
Planes de inspección y ensayos (en fábrica y en obra)
-
Plan de Salud y Seguridad laboral
El Plan del Contratista se completará con el Manual de Procedimientos, el cual incluirá al
menos los siguientes apartados:
Instrucciones de ingeniería y programas de cálculo
-
Procedimientos de Gestión de Compras
-
Política y Manual de Calidad
-
Procedimientos de construcción
-
Política y Manual de Salud, Seguridad y Medio ambiente
134
-
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
2. Programa de ejecución
La planificación del trabajo se ha realizado mediante el programa Project de Microsoft Office.
No se ha tenido en cuenta la situación actual de las obras que han sufrido importantes retrasos.
La planificación tiene todas las etapas de un proyecto llave en mano, como se muestra en la
siguiente Figura 2.1 con una duración total de 2 074 días.
Figura 2.1 Cronograma del trabajo
2.1 Etapa de ingeniería
La siguiente Figura 2.2 muestra las principales tareas que se llevan a cabo en la ingeniería. El
proyecto se inicia con un estudio de viabilidad con el que se pide a una compañía un diseño
inicial de ingeniería (Pre-FEED), una vez se haya aprobado este Pre-FEED se comienza la
principal etapa de Ingeniería y diseño con los distintos departamentos que participan en el
proyecto tal y como se muestra en la figura ya citada. La etapa de gestión administrativa y
organización se descompone en las tareas de gestión de compras, de servicios de inspección y
logística de pedidos, y de administración de subcontratos de construcción y montaje. El
calendario laboral programado es el de la Comunidad Autónoma de Madrid con 40 horas
semanales de trabajo y 20 días al mes. Cada departamento/tarea está formado por una media
de 7 ingenieros.
Daniel Cantarero Llorente
135
2 Programa de ejecución
Figura 2.2 Cronograma etapa de ingeniería
Acabada la etapa de gestión administrativa y organización, se aprueba el proyecto de
ingeniería y se piden los permisos de construcción al ministerio y al gobierno canario.
2.2 Etapa de construcción
En la etapa de construcción se ha aumentado los días de trabajo (se incluye sábado) y el
calendario laboral programado es el de la isla de Santa Cruz de Tenerife (Comunidad
Autónoma de Canarias). Como muestra la Figura 2.3 la etapa de construcción resume las
principales tareas que van a tener lugar para la construcción de la terminal de recepción,
gasinera y tanques de almacenamiento de GNL.
Se ha mejorado el rendimiento de construcción metiendo varios grupos de trabajo para que la
duración sea la idónea como la duración de otros proyectos similares. Acabada la
construcción total de la planta se pasa a la etapa de Puesta en Marcha.
136
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 2.3 Cronograma etapa de construcción
2.2.1 OBRA ON-SHORE
La ejecución de la obra ON-SHORE empieza justo cuando se obtienen los permisos de
construcción, la Figura 2.4 representa el cronograma y las subtareas que tienen lugar en la
obra ON-SHORE.
Figura 2.4 Cronograma obra ON-SHORE
2.2.2 ACTUACIONES PREVIAS
Esta tarea resumen al igual que la obra ON-SHORE empieza cuando se obtienen los permisos
de construcción (ver Figura 2.5). En esta tarea se produce la limpieza y desbroce del terreno,
se valla y se señala el recinto de obras. Una vez se haya acabado la limpieza y desbroce del
terreno se colocan las casetas de obra con los vestuarios para los operarios y el taller/almacén.
Daniel Cantarero Llorente
137
2 Programa de ejecución
Figura 2.5 Cronograma actuaciones previas
2.2.3 MOVIMIENTO DE TIERRAS
Las cuatro subtareas de la actividad de movimiento de tierras tienen entre sí una vinculación
Fin – Comienzo, tal y como muestra la Figura 2.6.
Figura 2.6 Cronograma movimiento de tierras
2.2.4 TANQUE 1
La Figura 2.7 muestra las tres subtareas: construcción tanque, pruebas e inertizado y pintura.
La duración de construcción del tanque de almacenamiento de GNL de contención total es de
aproximadamente tres años. La subtarea de construcción tanque se divide a su vez en más
tareas, que son:
-
Cimentación.
-
Pared externa de hormigón pretensado: empieza una semana después de finalizar la
cimentación del terreno.
-
138
Cúpula de hormigón.
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
Tanque interior de acero al 9 % Níquel: empieza una semana después de finalzar la
cúpula.
-
Techo suspendido.
-
Aislamiento con perlita.
-
Montaje mecánico: se colocan las tres bombas criogénicas, se instalan las tuberías y
elementos metálicos (escaleras, soportes, etc.).
-
Montaje eléctrico.
-
Montaje de instrumentación.
Figura 2.7 Cronograma tanque 1
2.2.5 TANQUE 2
El tanque 2 tiene una duración menor ya que todo el andamiaje ya está hecho del tanque 1. El
tanque 2 se efectúa casi simultáneamente al tanque 1 con dos días de margen con el fin de
reducir la duración total de la construcción. Las actividades del tanque 2 son las mismas que
para el tanque 1, como se puede ver en la Figura 2.8.
Daniel Cantarero Llorente
139
2 Programa de ejecución
Figura 2.8 Cronograma tanque 2
2.2.6 JETTY
Como se ha mencionado anteriormente en el capítulo 3 del estudio económico se ha optado
por construir el muelle de la gasinera en lugar de hacerlo un año antes de la demanda de GNL
para buques a propulsión con dicho combustible, la diferencia de la mejora de la rentabilidad
es muy pequeña. Como se observa en la Figura 2.9 se divide en la construcción del muelle de
descarga de metaneros y la del muelle de la gasinera. Las subtareas son las mismas para
ambas.
Figura 2.9 Cronograma jetty
140
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
2.2.7 SISTEMA TRATAMIENTO DE BOG
La Figura 2.10 muestra la parte de la construcción del sistema de tratamiento de BOG que
incluye los compresores de BOG y el relicuador. Las tareas comúnes son: obra civil,
mecánica y tuberías, instrumentación, electricidad, pintura y pruebas.
Figura 2.10 Cronograma sistema tratamiento de BOG
2.2.8 RACK DE TUBERÍAS
Con el fin de conectar los sistemas de recepción/gasinera, de almacenamiento y de
tratamiento de BOG se procede a la instalación de las tuberías. Las subtareas que se muestran
en la Figura 2.11 son las siguientes:
-
Obra civil: se hacen las estructuras para las tuberías. Suele ser de hormigón para las
tuberías de grandes dimensiones.
-
Mecánica y tuberías: se instalan las tuberías por tramos de unos 8 m (longitud
comercial) y se sueldan las juntas.
-
Instrumentación.
-
Montaje eléctrico: se ponen las tomas a tierra, aparte de los instrumentos.
-
Pruebas: se hacen pruebas hidráulicas metiendo agua a presión (posteriormente se
inertiza) y pruebas gammagráficas para comprobar las uniones soldadas.
-
Aislamiento.
Daniel Cantarero Llorente
141
2 Programa de ejecución
Figura 2.11 Cronograma rack de tuberías
2.2.9 ÚLTIMAS ETAPAS DE CONSTRUCCIÓN
Por último, tiene lugar la instalación de todos los sistemas de protección contraincendios
(PCI) en toda la planta. También, se realizan unas pruebas generales para comprobar todos los
instrumentos de medida. (ver Figura 2.12).
Figura 2.12 Cronograma de las últimas estapas de construcción
2.3 Etapa de Puesta en Marcha
Acabada la etapa de construcción de la planta, se procede a su comisionado y puesta en
marcha. El calendario programado para dicha etapa es de de 24 horas. La Figura 2.13 muestra
que hay dos puestas en marcha; la de la terminal de recepción y almacenamiento de GNL de
la planta regasificadora, y por otra parte la de la gasinera.
142
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Figura 2.13 Cronograma puesta en marcha
2.4 Etapa de Cierre del Proyecto
La etapa final del trabajo vuelve a tener el calendario programado para la etapa de ingeniería.
En ella se realiza el documento final de obra y se presentan las solicitudes de inspección de
las instalaciones a Industria y al Gobierno Canario. La inspección y la licencia de uso tienen
lugar dos semanas después de presentar las solicitudes, como se puede ver en la Figura 2.14.
Figura 2.14 Cronograma cierre del proyecto
Daniel Cantarero Llorente
143
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
DOCUMENTO Nº 4: ANEXOS
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
ANEXO A: PLANOS
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. PLANO 001. DIAGRAMA LÍNEAS DE PROCESO
Daniel Cantarero Llorente
149
2 PLANO 002. DIAGRAMA DE FLUJO ÁREA COMPRESORES
2. PLANO
002.
DIAGRAMA
DE
FLUJO
ÁREA
COMPRESORES
150
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Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
3. PLANO 003. IMPLANTACIÓN GENERAL JETTY
Daniel Cantarero Llorente
151
4 PLANO 004. IMPLANTACIÓN AREA DE PROCESO
4. PLANO 004. IMPLANTACIÓN AREA DE PROCESO
152
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
ANEXO B: CÁLCULOS JUSTIFICATIVOS
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
1.1 Terminal de recepción de la planta regasificadora
A continuación se muestran las hojas de cálculo (Excel) necesarias para el cálculo del
dimensionamiento de la línea principal, la de recirculación de la terminal de recepción de la
planta regasificadora. También las dos formas diferentes de calcular el BOG de esta parte de
la planta.
Propiedades del metano
Temperatura metano
113,15 ºC
Temperatura crítica
190,77 ºC
Presión crítica
47,3234 psia
Densidad
426,152 kg/m3
Viscosidad dinámica
1,23E-04 kg/m-s
Capacidad metanero: 145 000 m3
Brazos de descarga: Tres (uno de ellos híbrido) y uno de retorno de vapor.
Tiempo de descarga: 14 h
Composición del GNL
Componente
Nigeria (%mol)
Trinidad (%mol)
PM
Metano
87,73%
95,05%
16
Etano
7,41%
4,58%
30
Propano
3,45%
0,29%
44
Isobutano
0,48%
0,03%
58,12
Daniel Cantarero Llorente
155
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Butano
0,63%
0,02%
58,12
Isopentano
0,01%
0,01%
72,15
Nitrogeno
0,29%
0,02%
28
PM
18,511347
16,751475
Densidades relativas
0,641863627
0,580841713
Cálculos descarga / Línea de principal
3452,381
m3/h
Para el caudal obtenido se utilizan unos brazos de descarga de 16'' 4000 m3/h 1,11 m3/s
que tienen un caudal nominal de
Entonces obtendríamos un tiempo de descarga:
12,0833
horas
Por norma no se recomiendan velocidades superiores a 7 m/s en las líneas de proceso, excepto
en los brazos de descarga que puede ser de hasta 12 m/s
Vamos a tomar un valor para la velocidad de:
5,5
m/s
Diámetro de la línea de descarga de GNL
0,87844
m
34,5843
"
Nos vamos a un diámetro comercial de la norma API 5L
36
"
914,4
mm
156
0,9144 m
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Peso
282,27
kg/m
Espesor
12,7
mm
Ø interior
888,6
mm
Schedule
80S
0,8886
m
Número de Reynolds
1,69E+07
Re>4000
Flujo turbulento
Factor de fricción
Rugosidad absoluta del acero inoxidable
ɛ/d
5,14292E-05
f
1,08E-02
0,0457
mm
Longitudes de las línea
Principal
2117
m
Recirculación 2117
m
Elementos (codos, uniones en T, estrechamientos, válvulas...)
Longitudes equivalentes
Nº
Codo 90º
51
metros
54
Unión T
61
metros
1
Válvula
90
metros
10
Longitud línea GNL
5832
metros
Daniel Cantarero Llorente
157
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Pérdidas de carga
Línea GNL
458184,182
Pa
4581,84182
mbar
Dimesionamiento línea de recirculación:
Bombas
Bomba
Se aprovecha la línea de recirculación también para que
primarias
reserva/gasinera
sea la misma línea de carga en la gasinera. De esta
manera, ahorramos costes.
143
350
m3/h
Se usa una bomba de 350 m3/h de cada tanque
700
m3/h
0,194444444 m3/s
Velocidad recomendada
5,5
m/s
Velocidad para tal diámetro
4,035093892
m/s
Diámetro línea de recirculación
0,212163897 m
8,352909337 "
Cogemos el diámetro comercial
10
"
273,1
Peso
81,55
kg/m
Espesor
12,7
mm
Ø interior
247,7
mm
mm
0,2477
Longitud de la línea
2117
m
Elementos (codos, uniones en T, estrechamientos, válvulas...)
158
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Longitudes equivalentes
Nº
Codo 90º
51
metros
54
Unión T
61
metros
1
Válvula
90
metros
10
Longitud
5832
metros
Reynolds
4,72E+06
Factor de fricción
Rugosidad absoluta del acero inoxidable
0,0457
ɛ/d
0,000184497
f
1,38E-02
mm
Pérdidas de carga
2094966,289
Pa
2094,966289
mbar
1.1.1 CÁLCULO BOG CON ARTÍCULO IJET
Datos:
Capacidad de los tanques
150.000,00
m3
Boil off del tanque
0,05%
vol/d (metano puro)
Presión de salida de las bombas
9,00
bar
Rendimiendo de la bomba (hidráulico)
70,00%
Daniel Cantarero Llorente
159
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Presión de operación del tanque (descarga)
250,00
mbar
Presión de operación del tanque (sin 120,00
mbar
descarga)
145.000,00
m3
0,15%
W/d
150,00
mbar
95,00
mbar
12.000,00
m3/h
Presión de operación en el tanque
250,0
mbar
Densidad del GN
0,7344820
kg/m3(n)
Densidad del GNL
426,152
kg/m3
Densidad del BOG
1,78
kg/m3
Capacidad del buque
Boil off del buque
Presión de operación del buque
Presión de entrada en el brazo de descarga
Caudal de descarga
Presión de operación en la entrada del 95,0
mbar
buque
Presión de operación en los tanques del 0,0
bar
buque
Presión de diseño
28,0
bar
Temperatura de funcionamiento
-160,0
ºC
Presión BOG en la entrada del tanque
6,0
bar
Temperatura BOG en la entrada del tanque -127,0
ºC
Temperatura ambiente
22,0
ºC
Temperatura superficie del tubo
20,50
ºC
160
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Temperatura superficie del brazo de -100,0
ºC
descarga
Conductividad térmica del aire
0,023
W/mK
Calor especifico del aire
1.004,0
J/kgK
Viscosidad del aire
0,0000166
kg/ms
Densidad del aire
1,304
kg/m3
Capacidad del tanque
150.000,0
m3 (2 tanques)
Tasa de llenado del tanque
143,0
m3/h
Caudal de descarga del GNL
12.000,0
m3/h
Diámetro de descarga
16,0
0,41
Longitud de descarga
3,0
m
Diámetro de la línea
36,0
Longitud de la línea
5.832,0
Espesor de aislamiento
0,143
m
Conductividad térmica de aislamiento
0,056
W/mK
Conductividad térmica del hielo (a -100ºC) 3,5
W/mK
Altura manométrica de la bomba de GNL
208,0
m
Rendimiento de la bomba
0,7
Calor latente del metano
506,900
Margen diseño
1,100
Daniel Cantarero Llorente
kJ/kg
161
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Factor de seguridad
1,050
Velocidad en la línea
7,000
m/s
Velocidad en brazos de descarga
12,000
m/s
Diámetro línea principal
0,889
m
Diámetro línea principal con aislamiento
1,2002
m
Diámetro línea recirculación
0,27
m
Díametro
línea
recirculación
con 0,517
m
aislamiento
Cálculo:
Pr
0,7139
Reynolds para diámetro de los brazos de descarga
382.194,36
Reynolds para diámetro de la línea principal
658.416,93
Reynolds para diámetro de la línea de recirculación
284.717,87
Nusselt de la línea principal
874,27
Nusselt de la línea de recirculación
520,99
Coeficiente de película brazos de descarga
32,68
W/m2K
Coeficiente de película línea principal
17,05
W/m2K
de 23,49
W/m2K
Coeficiente
de
película
línea
recirculación
Q brazos de descarga
-2.069,33
W
Q línea principal
663.069,86
W
162
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Q línea de recirculación
286.383,14
W
Caudales de BOG:
BOG (L)
BOG descarga
11.857,00
m3/h
Densidad del BOG
1,81
Calor por descarga de bombas
21.461,17
kg/h
1.240.954,62
W
BOG (P)
Mínimo técnico
7.064,73
8.813,25
kg/h
kg/h
2.000,00
kg/h
2 tanques
375,03
kg/m3
BOG del tanque
187,51
kW
1.331,73
kg/h
kW
2.663,45 kg/h
BOG del buque
543,79
kW
BOG efecto pistón
3.862,00
kg/h
densidad del BOG en barco
2,20
Volumen de BOG
1.755,46 m3/h
densidad
BOG que debe retornar al buque
Daniel Cantarero Llorente
kg/m3
1,55
kg/m3
15.879,04
kg/h
163
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
BOG total
28.735,91
kg/h
16.143,77
m3(n)/h
4,484380383
m3/s
1.1.2 CÁLCULO BOG ARTÍCULO DE ENAGÁS
Datos:
Capacidad de los tanques
150.000,00 m3
Boil off del tanque
0,05%
Capacidad del buque
145.000,00 m3
Boil off del buque
0,15%
W/d
Presión de entrada en el brazo de descarga
0,10
bar
Caudal de descarga
12.000,00
m3/h
vol/d (metano puro)
Capacidad de emisión de la planta de regasificación
Emisión mínima
150.000,00 Nm3/h
Bomba primaria
143,00
m3/h
Altura manométrica
208,00
m
Rendimiento de la bomba (hidráulico)
0,70
Presión de salida de las bombas
9,00
164
bar
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Tanque
Presión de operación
0,25
barg
Temperatura de operación
-159,00
ºC
Calor latente del metano
511,30
kJ/kg
Densidad del metano
419,40
kg/m3
Presión de operación
0,15
barg
Temperatura de operación
-160,00
ºC
Calor latente del metano
513,50
kJ/kg
Densidad del metano
421,00
kg/m3
Ganancia de calor en tuberías
30,00
w/m2
Ganancia de calor en brazos de descarga
70,00
kW/brazo
Longitud de la línea
5.832,00
m
Diámetro linea principal
36,00
"
Espesor de aislamiento
0,14
m
Diámetro exterior
1,20
m
Diámetro interior
0,89
m
Diámetro línea recirculación
10,00
"
Espesor de aislamiento
0,12
m
Diámetro exterior
0,52
m
Buque
Daniel Cantarero Llorente
165
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Diámetro interior
0,25
m
Conductividad térmica del aislamiento
0,06
W/mK
Temperatura superficie línea
20,50
ºC
Temperatura ambiente
22,00
ºC
Conductividad térmica del aire
0,02
W/mK
Calor especifico del aire
1.004,00
J/kgK
Viscosidad del aire
0,00
kg/ms
Densidad del aire
1,30
kg/m3
Diámetro brazos de descarga
16,00
"
Margen diseño
1,10
Factor de seguridad
1,05
Velocidad para líquidos
5,50
m/s
Velocidad para gases
15,50
m/s
Cálculo de caudales de BOG y capacidad de los compresores de BOG:
BOG de desplazamiento por llenado del tanque hacia compresores (BOG1)
Densidad
del
BOG 1,81 kg/m3
desplazado a -130 ºC y 0,25
barg
BOG1: 21.461,17 kg/h
166
Diámetro tubería hacia compresores
23,40
"
0,59
m
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
BOG tanque (BOG2)
BOG llenado tanques
11.857,00
Q
186,15
Calor latente del 474,00
m3/h
4,30
kW
Mínimo técnico
kJ/kg
3620
m3/h
kg/h
Total
15.477,00
m3/s
BOG para esas
condiciones
BOG
1.413,76
Como son dos tanques
BOG2
Cogemos el diámetro comercial
24,00
"
610,00
BOG buque metanero (BOG3)
Peso
187,06
kg/m
Q
kW
Espesor
12,70
mm
kJ/kg
Ø interior
584,60
mm
544,21
Calor
del
2.827,52
m3/h
latente 505,00
BOG
kg/h
mm
a
esas
condiciones
Densidad
del 2,20
kg/m3
BOG a esas
condiciones
BOG3
3.879,53
kg/h
Capacidad compresores de BOG
BOG
1.763,42
m3/h
23.461,17
kg/h
11.730,59
kg/h
12.000,00
kg/h
(volumen)
Redondeamos a
Daniel Cantarero Llorente
167
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
BOG de retorno al metanero desde tanque (BOG4)
Temperatura del BOG -120,00
ºC
en el tanque
Presión del BOG en el 0,15
barg
tanque
Densidad del BOG
1,60
kg/m3
Diámetro
tubería 19,03
"
hacia pantalán
BOG4
16.378,52 kg/h
0,48
10.236,58
m3/h
2,84
m3/s
BOG líneas y brazos (BOG5)
Cogemos el diámetro comercial
Principal
20,00
"
508,00
Peso
155,12
kg/m
Espesor
12,70
mm
Ø interior
482,60
mm
Q
660.682,97
W
Recirculación
Q
285.269,93
W
Q
210.000,00
W
BOG5
8.240,46
kg/h
m
mm
Brazos
BOG bombas (BOG6)
Q
1.225.952,00
W
BOG6
8.631,78
kg/h
Mínimo técnico
2.000,00
kg/h
168
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
BOG TOTAL
26.782,40
kg/h
15.046,29
m3/h
Densidad del BOG
1,78
kg/m3
1.2 Gasinera
1.2.1 FLOTA ESTUDIADA
Propiedades y cambio de unidades:
Conversión
1
nudo
1,852
km/h
1
milla nautica
1852
metros
Volumen GNL
Masa GNL
2,25
m3
1
PCI
49000 kJ/kg
PCS
55000 kJ/kg
1 tonelada GNL
13700 kWh
Volumen gas
t
1,37
m3(n)
1 m3 GNL
6090
kWh
Tipo de flota:
Velocidad
40,74
Potencia
7.800,00
kW
Potencia total
69.333,33
kW
VIKING GRACE, RoPax crucero
km/h
4 MOTORES W8L50DF
Daniel Cantarero Llorente
169
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Consumo total
1,26
kg/s
108,92
t/d
Capacidad
430,00
m3
Autonomía
1,75
días
42,11
horas
1.715,80
km
2 TANQUES DE 200 m3
El standard es LNGPac 239
TARBIT SHIPPING AB, barco químico
Velocidad
29,632
km/h
2 MOTORES W6L50DF
Potencia
5.700,00
kW
Potencia total
25.333,33
kW
Consumo total
0,46
kg/s
39,80
t/d
Capacidad
948,00
m3
Autonomía
10,59
días
254,09
horas
7.529,30
km
2 TANQUES DE 500 m3
El standard es LNGPac 527
170
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
HARVEY GULF PSV, EPA compliant
Velocidad
25,93
km/h
3 MOTORES W6L34DF
Potencia
2.610,00
kW
Potencia total
17.400,00
kW
Consumo total
0,32
kg/s
27,33
t/d
Capacidad
256,00
m3
Autonomía
4,16
días
99,90
horas
2.590,22
km
1 TANQUE DE 256 m3
El standard es LNGPac 284
TOTE
MARITIME
CLASS, Velocidad
MARLIN
40,74
km/h
PORTACONTENEDORES
MOTOR MAN 8L70ME-C8,2-GI
Potencia (NCR)
21.412,00
kW
Consumo total
0,39
kg/s
33,64
t/d
Tamaño recipiente
Daniel Cantarero Llorente
40*45*53 ft
171
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Volumen
2.701,43
m3
Capacidad
2.734,00
m3
Autonomía
36,12
días
867,00
horas
35.325,04
km
1.900,00
m3
4 LNGPac de 527 y 2 LNGPac de 465
BUNKER SHIP FKAB L1 SERIES
Capacidad bunkering
1.2.2 DIMENSIONAMIENTO GASINERA
El GNL suministrado por la gasinera va a ser suministrado por la bomba de 350m3/h de cada
tanque.
El caudal será bombeado por la bomba de 350 m/h del tanque, las líneas de la gasinera están
conectadas a ambos tanques.
En caso de de avería de la bomba de 350 m3/h de ambos tanques, el caudal será suministrado
por las 2 bombas de un tanque y 1 del otro tanque.
Bomba reserva/gasinera
143,00
m3/h
Funcionamiento normal, aporta un caudal de:
700,00
m3/h
Funcionamiento por avería, aporta un caudal de:
429,00
m3/h
Funcionamiento simultáneo metanero y gasinera, aporta un caudal de:
636,00
m3/h
172
350,00
m3/h
Bombas primarias
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Tiempos de carga:
Funcionamiento normal
Tiempo de carga de los buques [horas]
Nivel del tanque
25,00%
50,00%
75,00%
100,00%
Capacidad (m3)
Ferry/crucero
430,00
0,15
0,31
0,46
0,61
Barco químico
948,00
0,34
0,68
1,02
1,35
Barco offshore
256,00
0,09
0,18
0,27
0,37
Portacontenedores
2.734,00
0,98
1,95
2,93
3,91
Bunker ship
1.900,00
0,68
1,36
2,04
2,71
Funcionamiento por avería
Tiempo de carga de los buques [horas]
Nivel del tanque
25,00% 50,00%
75,00%
100,00%
Capacidad (m3)
Ferry/crucero
430,00
0,25
0,50
0,75
1,00
Barco químico
948,00
0,55
1,10
1,66
2,21
Barco offshore
256,00
0,15
0,30
0,45
0,60
Portacontenedores 2.734,00
1,59
3,19
4,78
6,37
Bunker ship
1,11
2,21
3,32
4,43
1.900,00
Daniel Cantarero Llorente
173
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Funcionamiento
simultáneo Tiempo de carga de los buques [horas]
metanero y gasinera
Nivel del tanque
25,00%
50,00%
75,00%
100,00%
Capacidad (m3)
Ferry/crucero
430,00
0,17
0,34
0,51
0,68
Barco químico
948,00
0,37
0,75
1,12
1,49
Barco offshore
256,00
0,10
0,20
0,30
0,40
Portacontenedores
2.734,00
1,07
2,15
3,22
4,30
Bunker ship
1.900,00
0,75
1,49
2,24
2,99
Dimensionamiento de la línea:
Línea de carga
Velocidad
5,50
m/s
Caudal
700,00
m3/h
429,00
m3/h
0,19
m3/s
0,12
m3/s
0,17
m
6,54
"
Diámetro de la línea gasinera = línea de recirculación
10,00
"
273,10
Peso
81,55
Espesor
Diámetr
mm
219,10
mm
kg/m
193,70
mm
12,70
mm
0,19
m
247,70
mm
Factor
1,28
0,25
8,00"
o interior
174
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Número de Reynolds
4,72E+06
Re>4000
Flujo turbulento
Factor de fricción
Rugosidad absoluta del acero inoxidable
ɛ/d
0,000184
f
0,01
0,05
mm
Longitud de las línea
Gasinera
1.590,20
m
Elementos (codos, uniones en T, estrechamientos, válvulas...)
Longitudes equivalentes
Nº
Codo 90º 51,00
metros
41,00
Unión T
61,00
metros
0,00
Válvula
90,00
metros
10,00
Longitud línea GNL
4.581,20
metros
Pérdida de carga funcionamiento con avería
Pérdidas de carga
Línea GNL
1.645.654 Pa
Daniel Cantarero Llorente
1.645,65 mbar
2.104.433,28
Pa 2.104,4
mbar
175
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
1.2.3 COMPARATIVA DE TIEMPOS GNL VS MDO CON UN CAUDAL DE CARGA DE 700 M3/H
Combustible convencional (MDO)
Densidad
890,00
kg/m3
Poder
45.380,7
kJ/kg
calorífico
Potencia
Autonomía Consumo Volumen
Tiempo
(kW)
(días)
(t/d)
depósito (m3)
(horas)
Ferry/crucero
69.333,33 1,75
132,00
260,25
0,37
Barco químico
25.333,33 10,59
48,23
573,76
0,82
Barco offshore
17.400,00 4,16
33,13
154,94
0,22
Portacontenedores
21.412,00 36,12
40,77
1.654,69
2,36
Consumo al año de MDO
Precio (€/t)
674,70
Ferry/crucero
48.181,19
t
32.507.702,43
Barco químico
17.604,66
t
11.877.814,35
Barco offshore
12.091,62
t
8.158.183,01
Portacontenedores
14.879,65
t
10.039.253,72
Consumo al año de LNG
Precio (€/t)
619,91
Ferry/crucero
39.755,80
t
24.645.017,98
Barco químico
14.527,00
t
9.005.432,57
Barco offshore
9.975,45
t
6.183.881,21
Portacontenedores
12.278,60
t
7.611.626,93
176
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Ahorro combustible al año (€)
Ferry/crucero
7.862.684,45
Barco químico
2.872.381,78
Barco offshore
1.974.301,80
Portacontenedores
2.427.626,79
1.2.4 CÁLCULO CAUDAL DE BOG GENERADO POR LA GASINERA
Datos de la gasinera: (se mantienen los datos de la planta)
Caudal de llenado
350
m3/h
Longitud de la tubería
4.581,20 m
Diámetro de la tubería
10
"
Espesor del aislamiento
0,122
m
Altura manométrica
305
m
Rendimiento de la bomba (hidráulico)
70,00%
Ferry/crucero
Capacidad del LNGPac
430
m3
Tiempo máximo de carga
0,61
h
Caudal de BOG generado
704,92
m3/h
948
m3
Barco químico
Capacidad del LNGPac
Daniel Cantarero Llorente
177
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Tiempo máximo de carga
1,35
h
Caudal de BOG generado
702,22
m3/h
Barco offshore
Capacidad del LNGPac
256
m3
Tiempo máximo de carga
0,37
h
Caudal de BOG generado
691,89
m3/h
Capacidad del LNGPac
2734
m3
Tiempo máximo de carga
3,91
h
Caudal de BOG generado
699,23
m3/h
Capacidad del LNGPac
1900
m3
Tiempo máximo de carga
2,71
h
Caudal de BOG generado
701,11
m3/h
Portacontenedores
Bunker ship
El cálculo de BOG se hace con el de mayor caudal de BOG obtenido:
BOG de desplazamiento por llenado del tanque hacia compresores
Densidad del BOG desplazado a -130 ºC y 0,25 barg
1,81
kg/m3
BOG1
21.461,17
kg/h
Q
186,15
kW
Calor latente del BOG para esas condiciones
474,00
kJ/kg
BOG tanque
178
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
BOG
1.413,76
kg/h
2.827,52
kg/h
Q
544,21
kW
Calor latente del BOG a esas condiciones
505,00
kJ/kg
Densidad del BOG a esas condiciones
2,20
kg/m3
BOG3
3.879,53
kg/h
BOG (volumen)
1.763,42
m3/h
Temperatura del BOG en el tanque
-120,00
ºC
Presión del BOG en el tanque
0,15
barg
Densidad del BOG
1,60
kg/m3
BOG4
16.378,52
kg/h
660.682,97
W
285.269,93
W
Como son dos tanques
BOG2
BOG buque metanero
BOG de retorno al metanero desde tanque
BOG líneas y brazos
Principal
Q
Recirculación
Q
Daniel Cantarero Llorente
179
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Brazos
Q
210.000,00
W
BOG5
8.240,46
kg/h
Q
1.225.952,00
W
BOG6
8.631,78
kg/h
BOG bombas
BOG TOTAL
24.782,40
kg/h
Densidad del BOG
13.922,70
m3/h
1,78 kg/m3
BOG de retorno LNGPac al tanque
Misma densidad que el BOG en los tanques del metanero
Densidad del BOG en LNGPac
2,2
kg/m3
BOG
1.550,82 kg/h
Entonces, la tubería de BOG que entrega el vapor al metanero sirve para llevar este BOG a los
compresores y al relicuador.
BOG generado por la bomba
Q
52.232,78
W
BOG
367,76
BOG Gasinera
1.918,58
BOG TOTAL + BOG Gasinera
180
kg/h
kg/h
28.700,98 kg/h
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1.3 Cálculo aislamiento
Se ha empleado solver para buscar el objetivo, dicho objetivo es que no haya transferencias
hacia el exterior. Se meten las conductividades de los materiales de las tuberías y de los
aislantes en función de la temperatura, y las propiedades del aire y del hielo.
Conductividad térmica acero inoxidable SS:
Cond. Térmica SS
k (W/m K)
0,4
0,8
2
4,5
9,8
16
17
19
21,4
Temp (ºC)
-267
-263
-253
-233
-173
25
125
225
500
y=
-4.85823E-10x4
+ 3.19257E-07x3 - 4.27368E-05x2 +
1.39517E-02x + 1.55681E+01
R² = 9.99857E-01
25
20
15
10
5
0
-400
-200
0
200
400
600
Conductividad térmica acero inoxidable CS:
Cond. Térmica CS
k (W/m K)
46
45,8
45
42,6
40,1
37,4
34,4
30
26,6
27,2
y = 6.32707E-08x3 - 9.71692E-05x2 + 1.50923E-02x +
4.55800E+01
R² = 9.92299E-01
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
200
400
Daniel Cantarero Llorente
600
800
1000
Temp (ºC)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
1000
1200
181
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Conductividad térmica de los materiales aislantes:
450C Mineral Fiber
Pipe C547-95
450C Mineral Fiber Pipe C547-95
-200
y = 5.34204E-07x2 + 9.53310E-05x + 3.15299E-02
R² = 1.00000E+00
0.2000
0.1800
0.1600
0.1400
0.1200
0.1000
0.0800
0.0600
0.0400
0.0200
0.0000
-100
0
100
200
300
400
500
650C Mineral Fiber
Pipe C547-95
T(ºC)
k (W/m.K)
-150
-130
-110
-90
-70
-50
-30
-10
0
20
40
50
75
90
110
150
200
250
300
350
400
450
500
650
0,0255
0,0256
0,0260
0,0266
0,0275
0,0286
0,0300
0,0316
0,0325
0,0345
0,0367
0,0380
0,0413
0,0435
0,0466
0,0537
0,0639
0,0758
0,0892
0,1042
0,1208
0,1389
0,1587
0,2275
182
T(ºC)
k (W/m.K)
-150
-130
-110
-90
-70
-50
-30
-10
0
20
40
50
75
90
110
150
200
250
300
350
400
450
0,0292
0,0282
0,0275
0,0273
0,0275
0,0281
0,0292
0,0306
0,0315
0,0337
0,0362
0,0376
0,0417
0,0444
0,0485
0,0578
0,0720
0,0888
0,1082
0,1303
0,1551
0,1826
650C Mineral Fiber Pipe C547-95
y = 3.17157E-07x2 + 9.38194E-05x + 3.24804E-02
R² = 1.00000E+00
0.2500
0.2000
0.1500
0.1000
0.0500
0.0000
-200
0
200
400
600
800
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
PIR, Gr 2, Type IV, C-591-01
y = -6.37484E-11x4 + 2.47269E-10x3 + 1.03343E-06x2 +
6.93519E-05x + 2.37988E-02
R² = 9.99526E-01
0.0400
PIR, Gr 2, Type IV, C591-01
0.0350
T(ºC)
k (W/m.K)
0.0300
-73,33
-45,56
-17,78
10,00
23,89
65,56
93,33
0,0224
0,0224
0,0231
0,0245
0,0260
0,0317
0,0346
0.0250
0.0200
0.0150
0.0100
0.0050
-100.00
-50.00
0.0000
0.00
50.00
100.00
150.00
Cellular Glass Block
ASTM C552-91
Cellular Glass Block ASTM C552-91
T(ºC)
k (W/m.K)
-50
-30
-10
0
20
40
50
75
90
110
150
200
250
300
350
400
0,0396
0,0420
0,0446
0,0461
0,0493
0,0528
0,0547
0,0597
0,0629
0,0676
0,0778
0,0925
0,1091
0,1278
0,1486
0,1713
0.1800
y = 4.06238E-07x2 + 1.50501E-04x + 4.61107E-02
R² = 1.00000E+00
0.1600
0.1400
0.1200
0.1000
0.0800
0.0600
0.0400
0.0200
0.0000
-100
Daniel Cantarero Llorente
0
100
200
300
400
500
183
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
980C Mineral Fiber
Pipe C612-04
980C Mineral Fiber Pipe C612-04
0.1200
y = 1.02466E-07x2 + 3.44325E-05x + 6.36550E-02
R² = 9.99403E-01
0.1000
0.0800
0.0600
0.0400
0.0200
0.0000
-100.00
0.00
100.00
200.00
300.00
400.00
T(ºC)
k (W/m.K)
-3,89
23,89
37,78
93,33
148,89
204,44
260,00
315,56
371,11
426,67
0,0635
0,0649
0,0649
0,0678
0,0707
0,0750
0,0793
0,0851
0,0909
0,0966
500.00
Cellular Glass Pipe, Gr 2, C552-03
Cellular Glass Pipe,
Gr 2, C552-03
0.1200
T(ºC)
k (W/m.K)
0.1000
37,78
93,33
148,89
204,44
0,0591
0,0692
0,0837
0,0995
0.0800
y = -2.80422E-09x3 + 1.48624E-06x2 + 2.52103E-05x + 5.62202E02
R² = 1.00000E+00
0.0600
0.0400
0.0200
0.0000
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
Propiedades del aire:
Temperature
Density
Specific heat
capacity
Thermal
conductivity
Kinematic
viscosity
Expansion
coefficient
Prandtl's
number
-t-
-ρ-
- cp -
-l-
ν x 10-6
b x 10-3
Pr
2
o
184
3
( C)
(kg/m )
(kJ/kg.K)
(W/m.K)
(m /s)
(1/K)
-150
2,793
1,026
0,0116
3,08
8,21
-100
1,980
1,009
0,016
5,95
5,82
0,74
-50
1,534
1,005
0,0204
9,55
4,51
0,725
0
1,293
1,005
0,0243
13,3
3,67
0,715
20
1,205
1,005
0,0257
15,11
3,43
0,713
40
1,127
1,005
0,0271
16,97
3,2
0,711
60
1,067
1,009
0,0285
18,9
3
0,709
0,76
80
1,000
1,009
0,0299
20,94
2,83
0,708
100
0,946
1,009
0,0314
23,06
2,68
0,703
120
0,898
1,013
0,0328
25,23
2,55
0,7
140
0,854
1,013
0,0343
27,55
2,43
0,695
160
0,815
1,017
0,0358
29,85
2,32
0,69
180
0,779
1,022
0,0372
32,29
2,21
0,69
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Temperatura
Densidad
Calor
específico
Conductividad
térmica
Viscosidad
cinemética
Coeficiente de
expansión
Nº Prandtlr
-t-
-ρ-
- cp -
-l-
ν x 10-6
b x 10-3
Pr
(oC)
(kg/m3)
(kJ/kg.K)
(W/m.K)
(m2/s)
(1/K)
200
0,746
1,026
0,0386
34,63
2,11
0,685
250
0,675
1,034
0,0421
41,17
1,91
0,68
300
0,616
1,047
0,0454
47,85
1,75
0,68
350
0,566
1,055
0,0485
55,05
1,61
0,68
400
0,524
1,068
0,0515
62,53
1,49
0,68
Densidad
y=
-3.20713E-13x5
05x2
3.000
+ 2.91164E-10x4 - 9.43268E-08x3 + 1.74865E- 4.21045E-03x + 1.27173E+00
R² = 9.99681E-01
2.500
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
-200
-100
0Temp (ºC)
100
200
300
400
Calor específico
y = 9.22749E-17x6 - 7.88933E-14x5 + 1.87194E-11x4 - 5.13611E10x3 + 2.44560E-07x2 + 1.82815E-05x + 1.00502E+00
1.080
1.070
1.060
1.050
1.040
1.030
1.020
1.010
1.000
-200
-100
Daniel Cantarero Llorente
0
100
Temp (ºC)
200
300
400
185
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Conductividad térmica
y = -2.1829E-08x2 + 7.7550E-05x + 2.3993E-02
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
0
-200
-100
0
100
Temp (ºC)
200
300
400
Prandtl
y = 3.4224E-12x4 - 1.7202E-09x3 + 3.6463E-07x2 - 1.7717E-04x +
7.1686E-01
0.77
0.76
0.75
0.74
0.73
0.72
0.71
0.7
0.69
0.68
0.67
-200
186
-100
0
100
Temp (ºC)
200
300
400
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Viscosidad cinématica
y=
-4.86230E-08x3
+ 1.11066E-04x2 + 8.61604E-02x + 1.33886E+01
70
60
50
40
30
20
10
0
-200
-100
0
100
200
300
400
Temp (ºC)
Coeficiente de expansión
y = 2.5049E-10x4 - 2.1115E-07x3 + 6.7171E-05x2 - 1.4341E-02x +
3.6283E+00
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-200
-100
Daniel Cantarero Llorente
0
100
Temp (ºC)
200
300
400
187
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
1.3.1 AISLAMIENTO LÍNEA PRINCIPAL
TUBERIA
Diámetro Nominal
36,00''
Diámetro Int.
35,000''
0,889m
Diámetro Ext.
36,000''
0,914m
Material
SS
Schedule
k tubo (W/m K)
10,62W/m.K
Temperatura pared externa
-159,95ºC
AISLAMIENTO
CAPA 1
CAPA 2
TOTAL
Espesor aislante (m)
0,093m
0,050m
0,143m
Diametro medio aislante (m)
1,004m
1,149m
Diametro externo aislante (m)
1,100m
1,200m
Temperatura pared externa
-7,57ºC
20,30ºC
K aislante (W/m.K)
0,0220
0,0564
80S
SUPERFICIE FINAL
Material
Ac. Inoxidable
Espesor
0,001m
Emisividad
0,15
Diametro Ext.
1,202m
hr (W/m2.K)
0,639
Qrad
-1,08W/m2
188
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
PROPIEDADES DEL AIRE
ºC
Temperatura rocío
Temp ambiente
22,0
Humedad Relativa
91%
Temp. película
-7,32
ºC
Densidad
1,304
kg/m3
Cp
1,004
kJ/kg.K
Conductividad térmica
0,0234
W/m.K
Viscosidad cinemática
1,276E-05
m2/s
Coeficiente de Expansión
3,737E-03
1/K
Pr
0,7182
Veloc. Aire
a
1,789E-05
m2/s
Ra
1,636E+10
Gr
2,277E+10
Nu
877,342
hc
17,094
-36,64ºC
7
Re
m/s
6,59E+05
W/m2.K
PROPIEDADES DEL FLUIDO
Fluído
LNG
Temperatura de Operación (ºC)
-160ºC
Daniel Cantarero Llorente
189
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
MATERIAL CAPAS DE AISLAMIENTO
CAPA 1
CAPA 2
PIR, Gr 2, Type IV, C-591-01
Cellular Glass Pipe, Gr 2, C552-03
Tm1
-83,76ºC
Tm2
6,36ºC
k aislante 1
0,0220W/m.K
k aislante 2
0,0564W/m.K
TRANSFERENCIAS (hacia el exterior)
Qtotal
-113,64W/m
Qtotal
-30,00W/m2
Qtubo
-113,64W/m
Objetivo Pérdida Calor
-30,00W/m2
Qa1
-113,64W/m
Qa2
-113,64W/m
Qconv+rad
-113,64W/m
0,00
1.3.2 AISLAMIENTO LÍNEA DE RECIRCULACIÓN
TUBERIA
Diámetro Nominal
10,00''
Diámetro Int.
9,750''
0,248m
Diámetro Ext.
10,750''
0,273m
Material
SS
Schedule
k tubo (W/m K)
10,62W/m.K
Temperatura pared externa
-159,93ºC
190
80S
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
AISLAMIENTO
CAPA 1
CAPA 2
TOTAL
Espesor aislante (m)
0,072m
0,050m
0,122m
Diametro medio aislante (m)
0,340m
0,465m
Diametro externo aislante (m)
0,417m
0,517m
Temperatura pared externa
-8,99ºC
20,76ºC
K aislante (W/m.K)
0,0219
0,0564
SUPERFICIE FINAL
Material
Ac. Inoxidable
Espesor
0,001m
Emisividad
0,15
Diametro Ext.
0,519m
hr (W/m2.K)
0,639
Qrad
-0,79W/m2
PROPIEDADES DEL AIRE
ºC
Temp ambiente
22,0
Humedad Relativa
91%
Temp. película
-7,32
ºC
Densidad
1,304
kg/m3
Cp
1,004
kJ/kg.K
Thermal Conductivity
0,0234
W/m.K
Viscosidad cinemática
1,276E-05
m2/s
Coeficiente de Expansión
3,737E-03
1/K
Pr
0,7182
Veloc. Aire
Daniel Cantarero Llorente
Temperatura rocío
-36,64ºC
7
m/s
191
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
a
1,789E-05
Ra
1,317E+09
Gr
1,833E+09
Nu
522,197
hc
23,564
m2/s
Re
2,85E+05
W/m2.K
PROPIEDADES DEL FLUIDO
Fluído
LNG
Temperatura de Operación (ºC)
-160ºC
MATERIAL CAPAS DE AISLAMIENTO
CAPA 1
CAPA 2
PIR, Gr 2, Type IV, C-591-01
Cellular Glass Pipe, Gr 2, C552-03
Tm1
-84,46ºC
Tm2
5,88ºC
k aislante 1
0,0219W/m.K
k aislante 2
0,0564W/m.K
TRANSFERENCIAS (hacia el exterior)
Qtotal
-49,07W/m
Qtotal
-30,00W/m2
Qtubo
-49,07W/m
Objetivo Pérdida Calor
-30,00W/m2
Qa1
-49,07W/m
Qa2
-49,07W/m
Qconv+rad
-49,07W/m
192
0,00
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1.3.3
COMPARATIVA COSTES AISLAMIENTO PIR VS PIR+ESPUMA DE VIDRIO
Aislamiento "Todo espuma poliisocianurato (PIR)"
Diámetro tubería (")
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
0,30
0,29
0,28
0,27
0,26
0,25
0,24
0,23
0,22
0,21
0,20
0,19
0,18
0,17
0,16
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,10
0,09
0,08
Q (W/m)
64,0
65,7
67,6
69,6
71,8
74,2
76,7
79,4
82,4
85,7
89,3
93,3
97,7
102,7
108,2
114,5
121,7
129,9
139,6
150,9
164,5
181,2
201,9
Q (W/m2)
12,6
13,1
13,7
14,2
14,9
15,6
16,3
17,1
18,0
19,0
20,1
21,3
22,6
24,1
25,8
27,7
29,9
32,4
35,4
38,9
43,1
48,2
54,6
528,7
543,2
558,8
575,5
593,4
612,8
633,8
656,6
681,4
708,5
738,3
771,3
807,8
848,6
894,5
946,4
1005,7
1073,9
1153,5
1247,4
1359,9
1497,1
1668,4
31,70
32,6
33,5
34,5
35,6
36,8
38,0
39,4
40,9
42,5
44,3
46,3
48,5
50,9
53,7
56,8
60,3
64,4
69,2
74,8
81,6
89,8
100,1
Capa
aislamiento
(m)
Boil
off
(kg/h)
Pot
compresión
(kW)
Capital expenses (Capex)
Línea
k€
1215
1188
1160
1133
1105
1078
1050
1023
995
968
940
913
885
858
831
803
776
748
721
693
666
638
611
k€
73,0
75,0
77,0
79,0
82,0
85,0
87,0
91,0
94,0
98,0
102
106
111
117
123
131
139
148
159
172
188
207
230
aislamiento
BOG
compresores
Daniel Cantarero Llorente
193
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
k€
Total
1288
1263
1237
1212
1187
1163
1137
1114
1089
1066
1042
1019
996
975
954
934
915
896
880
865
854
845
841
Operating expenses (Opex)
k€
15,9
16,3
16,8
17,3
17,8
18,4
19,0
19,7
20,4
21,2
22,1
23,1
24,2
25,4
26,8
28,4
30,2
32,2
34,6
37,4
40,8
44,9
50,0
(35
k€
205
211
217
223
230
238
246
255
264
275
286
299
313
329
347
367
390
417
447
484
527
581
647
Total (Capex
k€
1493
1474
1454
1435
1417
1401
1383
1369
1353
1341
1328
1318
1309
1304
1301
1301
1305
1313
1327
1349
1381
1426
1488
Coste
anual
compresión
BOG
Total
años)
+ Opex)
Notes
LNG
BOG
:
Pipe
latent
compressors
Electricity price
194
heat
of
marginal
length
1.000
vaporization
cost
121
2.300
Euros
m
kcal/kg
/
5,7043 cEuros/kWh
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
kW
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Aislamiento "Compuesto Espuma Poliisocianurato (PIR) + Espuma de Vidrio"
Pipe diameter
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
40"
Capa aislamiento (m)
0,30
0,29
0,28
0,27
0,26
0,25
0,24
0,23
0,22
0,21
0,20
0,19
0,18
0,17
0,16
0,15
0,14
0,13
0,12
0,11
0,10
0,09
0,08
Q (W/m)
74,2
76,7
79,4
82,4
85,7
89,3
93,3
97,7
103
108
114
122
130
140
151
164
181
202
228
264
313
387
508
Q (W/m2)
15,6
16,3
17,1
18,0
19,0
20,1
21,3
22,6
24,1
25,8
27,7
29,9
32,4
35,4
38,9
43,1
48,2
54,6
62,9
73,9
89,3
112
150
Boil off (kg/h)
613
634
657
681
708
738
771
808
848
894
946
1006
1074
1153
1247
1360
1497
1668
189
218
2587
3195
4199
Pot.
36,8
38,0
39,4
40,9
42,5
44,3
46,3
48,5
50,9
53,7
56,8
60,3
64,4
69,2
74,8
81,6
89,8
100
113
131
155
192
252
Compresión
(kW)
Capital expenses (Capex)
Línea
k€
1337
1307
1276
1246
1216
1186
1155
1125
1095
1065
1034
1004
974
944
914
883
853
823
793
762
732
702
672
k€
85,0
87,0
91,0
94,0
98,0
102
106
111
117
123
131
139
148
159
172
188
207
230
261
301
357
441
579
k€
1422
1394
1367
1340
1314
1288
1261
1236
1212
1188
1165
1143
1122
1103
1086
1071
1060
1053
1054
1063
1089
1143
1251
aislamiento
BOG
compresor
Total
Daniel Cantarero Llorente
195
1 ANEXO B.1. CÁLCULO LÍNEAS DE PROCESO
Operating expenses (Opex)
Coste
anual
k€
18,4
19,0
19,7
20,4
21,2
22,1
23,1
24,2
25,4
26,8
28,4
30,2
32,2
34,6
37,4
40,8
44,9
50,0
56,6
65,4
77,6
95,8
126
k€
238
246
255
264
275
286
299
313
329
347
367
390
417
447
484
527
581
647
732
846
1004
1239
1629
k€
1660
1640
1622
1604
1589
1574
1560
1549
1541
1535
1532
1533
1539
1550
1570
1598
1641
1700
1786
1909
2093
2382
2880
compresión
BOG
Total expenses
over 35 years
Total expenses
(Capex
+
Opex)
Notes
LNG
:
Pipe
latent
heat
of
length
vaporization
Insulation cost
Electricity price
196
1.000
121
Assumed to be 10% more expensive than for the "All PIR" case. BOG compressors marginal cost
m
kcal/kg
2.300 Euros / kW
5,7043 cEuros/kWh
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
2. Estudio económico
2.1 Presupuesto
EQUIPOS
Valor unitario
Tanque de almacenamiento
Sistema de bombas primarias
de 143 m3/h
Sistema de bombas primarias
de 350 m3/h
Sistema de compresión boiloff para procesado interno
planta
Relicuador boil-off
Tubería acero inoxidable
API5L línea de
descarga/carga 36'' XS
Tubería acero inoxidable
API5L línea de recirculación
10'' XS
Tubería acero inoxidable
API5L línea de vapor a
compresores de BOG 24'' XS
Tubería acero inoxidable
API5L línea de vapor a
pantalán 20'' XS
Capacidad
Nº UNIDADES
2,00 137.604.000,00
PORCENTAJE
458,68
150.000,00
3.605,71
143,00
4,00
2.062.466,12
1,30%
3.605,71
350,00
2,00
2.523.997,00
1,59%
396,29
6.629,83
2,00
5.254.674,03
3,32%
1,36
104.470,00
1,00
142.079,20
0,09%
1.242,95
2.117,00
1,00
2.631.325,15
1,66%
276,35
2.117,00
1,00
585.032,95
0,37%
821,93
300,00
1,00
246.579,00
0,16%
681,59
2.117,00
1,00
1.442.926,03
0,91%
2.200.000,00
1,39%
1.785.184,61
1,13%
2.000.000,00
1,26%
Otros equipos
Gasinera/cargadero de GNL
Ingeniería, seguros, licencias
y montaje
IMPORTE
1.785.184,61
1,00
TOTAL
86,83%
158.478.264,09
2.2 Flujos de caja
Impuesto de sociedades (España)
30%
Inflación
1%
Para el cálculo de la tasa de descuento se manejan los siguientes parámetros:
Beta
0,67
Coste de la deuda
6,00%
Tipo de Interés sin riesgo
4%
Rentabilidad del mercado
10%
Préstamo bancario
70%
D
E
rE
110.934.784,87 Prestado
47.543.479,23 Recursos propios
8,03% Coste de recursos propios
V=D+E
WACC
158.478.264,09
5,35% (Weighted Average Cost of Capital)
Amortización lineal
20 años
Vida útil planta
30 años
Daniel Cantarero Llorente
197
2 Estudio económico
2007-2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
AÑO
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Inversión
158.478.264,09
365
365
365
365
365
365
365
365
365
Días
365
Ingresos:
Canón
GNL
0,0324
0,0327
0,0331
0,0334
0,0337
0,0341
0,0344
0,0347
0,0351
0,0354
0,60
0,67
0,73
0,78
0,85
0,89
1,00
0,97
0,98
0,95
GNL almacenado
180.000,00
201.000,00
219.000,00
234.000,00
255.000,00
267.000,00
300.000,00
291.000,00
294.000,00
285.000,00
MWh GNL
1.096.200,00
1.224.090,0
1.333.710
1.425.060
1.552.950,0
1.626.030,0
1.827.000,0
1.772.190,0
1.790.460,0
1.735.650,0
12.963.661,20
14.620.849,22
16.089.480,79
17.363.415,03
19.110.886,92
20.210.325,01
22.935.312,65
22.469.725,80
22.928.386,18
22.448.761,78
0,000521
0,000526
0,000531
0,000537
0,000542
0,000548
0,000553
0,000559
0,000564
0,000570
almacenado
(€/MWh/día)
Grado
de
utilización
Ingreso
por
almacenamiento
Canón trasvase de
GNL a
buques
(€/kWh)
198
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Grado
de
0,00
0,00
0,00
0,00
0,09
0,10
0,13
0,15
0,18
0,18
GNL trasvasado
0,00
0,00
0,00
0,00
27.000,00
30.000,00
39.000,00
45.000,00
54.000,00
54.000,00
kWh GNL
0,00
0,00
0,00
0,00
164.430.000
182.700.000
237.510.000
274.050.000
328.860.000
328.860.000
0,00
0,00
0,00
0,00
89.146,50
100.042,18
131.355,38
153.079,54
185.532,40
187.387,73
12.963.661,20
14.620.849,22
16.089.480,79
17.363.415,03
19.200.033,42
20.310.367,19
23.066.668,03
22.622.805,34
23.113.918,59
22.636.149,51
2.448.093,42
2.733.704,32
2.978.513,6
3.182.521,4
3.468.132,35
3.631.338,57
4.080.155,70
3.957.751,03
3.998.552,59
3.876.147,92
0,00
0,00
31.899,42
35.443,80
46.076,94
53.165,70
63.798,84
63.798,84
utilización
Ingreso
por
abastecimiento a
buques
INGRESOS
TOTALES
Costes:
Fijos
O&M tanques de
almacenamiento
Variables
kWh
trasvasados
a
0,00
0,00
buques de GNL
Daniel Cantarero Llorente
199
2 Estudio económico
Gastos de amortización
7.923.913
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
Beneficio neto operativo
2.591.654,58
3.963.231,7
5.187.053,9
6.256.980,4
7.776.088,45
8.719.671,61
11.016.522,18
10.687.975,41
11.127.653,96
10.772.289,55
Menos impuestos (30%)
777.496,37
1.188.969,51
1.556.116,18
1.877.094,11
2.332.826,54
2.615.901,48
3.304.956,66
3.206.392,62
3.338.296,19
3.231.686,86
BDI
1.814.158
2.774.262,1
3.630.937,7
4.379.886,3
5.443.261,9
6.103.770,1
7.711.565,5
7.481.583
7.789.357,8
7.540.602,7
Más amortización
9.738.071
10.698.175
11.554.851
12.303.799
13.367.175
14.027.683
15.635.479
15.405.496
15.713.271
15.464.516
10.698.175
11.554.851
12.303.799
13.367.175
14.027.683
15.635.479
15.405.496
15.713.271
15.464.516
CAPEX
-158.478.264,09
FCF
-158.478.264,09
200
9.738.071
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
0,0361
0,0365
0,0369
0,0372
0,0376
0,0380
0,0384
0,0388
0,0391
0,96
0,93
0,97
1,00
1,00
0,99
0,98
1,00
0,97
300.000,00
288.000,00
279.000,00
291.000,00
300.000,00
300.000,00
297.000,00
294.000,00
300.000,00
291.000,00
1.827.000,0
1.753.920,0
1.699.110,0
1.772.190,0
1.827.000,0
1.827.000,0
1.808.730,0
1.790.460,00
1.827.000,00
1.772.190,00
por 23.866.578
23.141.034
22.642.056
23.852.066
24.835.657
25.084.013
25.081.505
25.076.438
25.844.084,3
25.319.449,4
0,000581
0,000587
0,000593
0,000599
0,000605
0,000611
0,000617
0,000623
0,000629
AÑO
Canón
GNL 0,0358
almacenado
(€/MWh/día)
Grado
de 1,00
utilización
GNL
almacenado
MWh GNL
Ingreso
almacenamiento
Canón GNL a
0,000576
buques (€/kWh)
Daniel Cantarero Llorente
201
2 Estudio económico
Grado
de 0,21
0,23
0,29
0,30
0,34
0,39
0,48
0,56
0,57
0,65
utilización
GNL trasvasado
63.000,00
69.000,00
87.000,00
90.000,00
102.000,00
117.000,00
144.000,00
168.000,00
171.000,00
195.000,00
kWh GNL
383.670.000
420.210.000
529.830.000
548.100.000
621.180.000
712.530.000
876.960.000
1.023.120.000
1.041.390.000
1.187.550.000
244.252,61
311.050,39
324.994,03
372.009,83
430.984,33
535.746,68
631.288,17
648.986,79
747.473,38
24.087.383,52
23.385.286,95
22.953.106,17
24.177.060,75
25.207.666,93
25.514.998,00
25.617.251,95
25.707.726,47
26.493.071,15
26.066.922,83
de 4.080.155,7
3.916.949,4
3.794.544,8
3.957.751,0
4.080.155,7
4.080.155,7
4.039.354,1
3.998.552,59
4.080.155,70
3.957.751,03
74.431,98
81.520,74
102.787,02
106.331,40
120.508,92
138.230,82
170.130,24
198.485,28
202.029,66
230.384,70
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,2
7.923.913,20
7.923.913,20
7.923.913,20
Ingreso
por 220.805,20
abastecimiento
a buques
INGRESOS
TOTALES
O&M
tks
almac
kWh
trasvasados
a
buques de GNL
Gastos
de
amortización
202
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Beneficio
neto 12.008.883
11.462.903
11.131.861
12.189.065
13.083.089
13.372.698
13.483.854
13.586.775,4
14.286.973
13.954.873,9
3.602.665
3.438.871,1
3.339.558,3
3.656.719,5
3.924.926,7
4.011.809,5
4.045.156,3
4.076.032,62
4.286.091,78
4.186.462,17
BDI
8.406.217,8
8.024.032,5
7.792.302,8
8.532.345,6
9.158.162,4
9.360.888,8
9.438.698,1
9.510.742,78
10.000.880,8
9.768.411,73
Más
16.330.131
15.947.946
15.716.216
16.456.259
17.082.076
17.284.802
17.362.611
17.434.656
17.924.794,0
17.692.324,9
16.330.131
15.947.946
15.716.216
16.456.259
17.082.076
17.284.802
17.362.611
17.434.656
17.924.794,0
17.692.324,9
operativo
Menos
impuestos
(30%)
amortización
FCF
Daniel Cantarero Llorente
203
2 Estudio económico
AÑO
Canón
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
0,0399
0,0403
0,0407
0,0411
0,0416
0,0420
0,0424
0,0428
0,0432
1,00
0,95
0,97
0,98
1,00
0,98
0,97
0,98
1,00
300.000
300.000,00
285.000,00
291.000,00
294.000,00
300.000,00
294.000,00
291.000,00
294.000,00
300.000,00
1.827.000
1.827.000
1.735.650,00
1.772.190,00
1.790.460,00
1.827.000
1.790.460
1.772.190
1.790.460
1.827.000,00
26.627.186
25.548.784,94
26.347.520,6
26.885.336,0
27.708.356
27.425.731
27.417.336
27.976.988
28.833.426,8
0,000642
0,000648
0,000655
0,000662
0,000668
0,000675
0,000682
0,000688
0,000695
GNL 0,0395
almacenado
(€/MWh/día)
Grado
de 1,00
utilización
GNL
almacenado
MWh GNL
Ingreso
por 26.363.550,5
almacenamiento
Canón GNL a
0,000636
buques
(€/kWh)
204
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Grado
de 0,70
0,77
0,83
0,89
0,93
0,94
0,92
0,96
0,97
0,97
210.000,00
231.000,00
249.000,00
267.000,00
279.000,00
282.000,00
276.000,00
288.000,00
291.000,00
291.000,00
1.278.900
1.406.790
1.516.410
1.626.030
1.699.110
1.717.380
1.680.840
1.753.920
1.772.190
1.772.190.000
813.021,04
903.266,38
983.387,28
1.065.020,27
1.124.015,21
1.147.462,41
1.134.279
1.195.431
1.219.962
1.232.162,10
27.176.571,51
27.530.452
26.532.172,22
27.412.540,90
28.009.351,22
28.855.818,9
28.560.010
28.612.767
29.196.951
30.065.589
4.080.156
3.876.147,92
3.957.751,03
3.998.552,59
4.080.155,70
3.998.553
3.957.751
3.998.553
4.080.155,70
utilización
GNL
trasvasado
MWh GNL
Ingreso
por
abastecimiento a buques
INGRESOS
TOTALES
O&M tks de 4.080.155,7
almacenamiento
Daniel Cantarero Llorente
205
2 Estudio económico
kWh
248.106,60
272.917,26
294.183,54
315.449,82
329.627,34
333.171,72
326.082,96
340.260,48
343.804,86
343.804,86
23.177.379
22.361.840,76
23.139.340,06
23.681.171,29
24.442.491,4
24.235.374
24.314.755
24.854.593
25.641.628,4
6.854.492,76
6.953.214
6.708.552,23
6.941.802,02
7.104.351,39
7.332.747,45
7.270.612
7.294.427
7.456.378
7.692.488,52
BDI
15.993.816,44
16.224.166
15.653.288,53
16.197.538,04
16.576.819,90
17.109.744,0
16.964.762
17.020.328
17.398.215
17.949.139,8
Más
15.993.816,44
16.224.166
15.653.288,53
16.197.538,04
16.576.819,90
17.109.744,0
16.964.762
17.020.329
17.398.215
17.949.139,8
15.993.816,44
16.224.166
15.653.288,53
16.197.538,04
16.576.819,90
17.109.744,0
16.964.762
17.020.328,74
17.398.215,4
17.949.139,89
trasvasados a
buques de
GNL
Beneficio neto 22.848.309,21
operativo
Menos
impuestos
(30%)
amortización
FCF
VAN
TIR
206
61.197.055,62
8,261%
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
Flujos de caja para accionista:
2007-2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
9.738.071
10.698.175
11.554.851
12.303.799
13.327.102
14.027.683
15.635.479
15.405.496
15.713.271
15.464.516
menos intereses
-6.656.087
-6.475.144
-6.283.345
-6.080.038
-5.864.532
-5.636.096
-5.393.954
-5.137.283
-4.865.212
-4.576.816
menos devolución del principal
-3.015.713 €
-3.196.656
-3.388.455
-3.591.762
-3.807.268
-4.035.704
-4.277.846
-4.534.517
-4.806.588
-5.094.984
más deducción de los intereses
1996826,1
1942543
1885003
1824011
1759360
1690829
1618186
1541185
1459563
1373045
Fcacc
2.063.097
2.968.919
3.768.054
4.456.011
5.414.662
6.046.712
7.581.865
7.274.881
7.501.034
7.165.761
AÑO
FCF
CAPEX
-158.478.264
Préstamo
-110.934.785
-47.543.479
Daniel Cantarero Llorente
207
2 Estudio económico
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
AÑO
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
FCF
16.330.131
15.947.946
15.716.216
16.456.259
17.082.076
17.284.802
17.362.611
17.434.656
17.924.794
17.692.325
menos
-4.271.117
-3.947.076
-3.603.593
-3.239.501
-2.853.563
-2.444.468
-2.010.828
-1.551.170
-1.063.932
-547.460
-5.400.683
-5.724.724
-6.068.207
-6.432.299
-6.818.237
-7.227.332
-7.660.971
-8.120.630
-8.607.868
-9.124.340
1281335
1184123
1081078
971850,2
856069
733340
603249
465351
319180
164238
7.939.666
7.460.268
7.125.493
7.756.309
8.266.344
8.346.342
8.294.060
8.228.207
8.572.174
8.184.763
intereses
menos
devolución
del principal
más
deducción de
los intereses
Fcacc
VAN
TIR
208
10.633.742,58
10,36%
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
ANEXO C: LISTA DE EQUIPOS
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. ANEXO C: Lista de equipos
En este apartado se incluyen las características técnicas y especificaciones que deben cumplir
los equipos de la Planta. El listado de equipos se ha separado por sistemas de proceso.
Daniel Cantarero Llorente
211
1 ANEXO C: Lista de equipos
ITEM
Descripción
Nº de equipos
instalados/operativos
Capacidad máxima
Producto
Tª diseño
Presión
min/max (°C)
diseño (bar)
Dimensiones
Tipo
Comentarios
Sistema descarga metaneros y gasinera
D-0101
K.O.
Drum
1/1
12.000 m3/h
GN/GNL
-170/80
11
H
descarga
Se
puede
ajustar
sentido del flujo
metanero
BD-0101A/B
Brazo
2/2
descarga GNL
BH-0103
Brazo híbrido
4.000
m3/h
GNL
-165/40
17,5
16''
V
EMCO B0300
GN/GNL
-165/40
17,5
16''
V
Brazo de descarga.
(unidad)
1/1
4.000 m3/h
GNL
También se puede
usar como retorno
de vapor en caso de
avería
BD-0102
Brazo retorno
1/1
12.000 m3/h
GN
-165/40
11
16''
V
EMCO B0300
1/1
1.100 m3/h
GN/GNL
-165/40
17,5
8''
V
Brazo
vapor
BH-0201
Brazo
carga
GNL gasinera
híbrido
en
caso de avería del
brazo
de
retorno
actúa como retorno
y en la carga se usa
manguera especial
212
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
ITEM
BD-0202
Descripción
Brazo retorno
Nº de equipos
instalados/operativos
Capacidad máxima
Producto
Tª diseño
Presión
min/max (°C)
diseño (bar)
1/1
1.100 m3/h
GN
-165/40
11
1/1
700 m3/h
GN/GNL
-170/80
11
Dimensiones
8''
Tipo
Comentarios
V
EMCO B0300
H
Se
vapor gasinera
D-0201
K.O.
Drum
descarga meta
puede
ajustar
sentido del flujo
nero
A-0101/A-0201
Atemperador
2/2
H
de GNL
Para
descarga
metaneros
de
y
gasinera
Sistema de almacenamiento de GNL
T-0101/ T-0201
Tanque
almacenamien
2/2
150.000
m3
GN/GNL
-165/65
-0,01/0,29
(unidad)
to GNL
D: 81 m y H:
Elevado, contención
62 m
total,
tanque
exterior y techo de
hormigón,
tanque
interior de acero 9%
níquel. Tres pozos
para
las
primarias
Daniel Cantarero Llorente
213
bombas
1 ANEXO C: Lista de equipos
ITEM
Descripción
B-0101A/B
Bombas
B-0201A/B
primarias
Nº de equipos
instalados/operativos
4/4
Capacidad máxima
143 m3/h @ 208 m
Tª diseño
Presión
min/max (°C)
diseño (bar)
GNL
-165/65
13,4
Centrífuga
Vertical
GNL
-165/65
13,4
Centrífuga
Vertical
Producto
Dimensiones
Tipo
Comentarios
(unidad)
GNL ("planta
regasificadora
")
B-0102/ B-0202
Bombas
2/2
primarias
350 m3/h @ 305 m
(unidad)
GNL
("gasinera")
Sistema tratamiento de BOG
D-0301
K.O.
Drum
1/1
11.731 kg/h
GN/GNL
-196/+65
4
V
3/2
7738,5 m3/h (-130
GN
-196/+110
8,4
Recíprocos
aspiración
compresor
BOG
BOGC-
Compresor
0301A/B/C
BOG
°C y 0,25 bar)
Criogénico,
no
lubricado.Uno
conectado
al
suministro eléctrico
de emergencia
214
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
ITEM
A-0301
Descripción
Atemperador
Nº de equipos
instalados/operativos
Capacidad máxima
Producto
Tª diseño
Presión
min/max (°C)
diseño (bar)
1/1
Dimensiones
Tipo
H
BOG
R-0301
Relicuador
1/1
35 t/h
-170/+149
18
Contacto
directo /
vertical
Daniel Cantarero Llorente
215
Comentarios
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES
Titulación: MÁSTER INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Itinerario: GAS, PETRÓLEO Y CARBÓN
TRABAJO FIN DE MÁSTER
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
(ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA)
SISTEMA DE CARGA/DESCARGA
PARA METANEROS DE HASTA 145 000 m3
CON GASINERA PARA BUQUES A
PROPULSIÓN DE GNL
ANEXO D: NORMATIVA APLICABLE
DANIEL CANTARERO LLORENTE
FEBRERO DE 2015
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
1. Normativa aplicable
Las instalaciones de una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL
deberán cumplir con las normas dictadas por las instituciones gubernamentales y otros
cuerpos regulatorios que tengan jurisdicción sobre estas instalaciones.
La mayoría de las normas para las instalaciones de tratamiento y proceso de gas natural son
ampliables a las instalaciones de GNL. Existen normas y especificaciones que fijan el diseño,
construcción y operación de las plantas de regasificación.
1.1 Reglamentación
La norma generalmente aceptada a nivel mundial es la americana NFPA 59A (“Stándar for
the production, storage, and handling of liquefied natural gas (LNG)”) y el código
ASME B 31.3 para el diseño de tuberías. En Europa la más importante es la norma EN 1473,
“Instalations and equipment for liquefied natural gas – Design of onshore installations.
La norma americana es de tipo prescriptivo con una definición muy precisa de las distancias,
magnitudes y parámetros. Mientras que la europea se basa más en estudios de análisis de
riesgos que permite más libertad en el diseño de la planta, siempre dentro de un marco
establecido y con una justificación técnica de las soluciones planteadas.
En España se usa como norma básica la UNE EN 1473 y la NFPA 59A como complemento.
En caso de conflicto prevalece la norma europea sobre la americana.
1.2 Códigos y normas
Los códigos y normas son reconocidos y probados a nivel internacional. Se recomienda
también el empleo de guías y recomendaciones para plantas de regasificación tanto en tierra
como en el mar.
A continuación se exponen los principales códigos y normas divididas en las partes que
componen una planta de regasificación para su diseño, construcción y operación.
Daniel Cantarero Llorente
219
1 Normativa aplicable
1.2.1 TANQUES DE CONTENCIÓN TOTAL
-
Normas europeas:
o EN 287 : Approval testing of welders for fusion welding.
o EN 288 : Specification and approvals of welding procedures for metallic
materials.
o EN 473 : Non destructive testing qualification and certification of NDT
personnel. General principles.
o EN 1473 : Installation and Equipment for Liquefied Natural Gas Design of
onshore Installations
o EN 10160 : Ultrasonic testing of steel flat products
Particularidades y normas para materiales:
o EN 10025 : Specification for hot rolled products of non-alloy structural steels
and their technical delivery conditions
o EN 10028 : Specification for flat products made of steel for pressure purpose
-
British Standards Institution (BSI)
o BS 1881 : Testing Concrete
o BS 4447 : Specification for design pre-stressing anchorage
o BS 4449 : Specification for carbon steel bars for the reinforcement of concrete
o BS 5328-Parts 1 through 4 : Concrete
o BS 5896 : Specification for Design Prestressing Reinforcement
o BS 7777-Parts 1, 2 & 3 : Flat-Bottomed, Vertical, Cylindrical Storage Tanks
for Low Temperature Service
o BS 8110-Part 1 and 2 : Structural Use of Concrete
-
Fédération Internationale de la Précontrainte (FIP)
o FIP-Recommendation : Recommendations for Acceptance of Post-Tensioning
Systems
o FIP-Recommendation : Recommendations for the Approval, Supply and
Acceptance of Steels for Pre-stressing Tendons
o FIP-CEB : Report on Methods of Assessment of the Fire Resistance of
Concrete Structural Members
o FIP-Report : Assessment of Mechanical Properties of Structural Materials for
Cryogenic Applications
220
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
International Standard Organisation
o ISO 7507 : Calibration of cylindrical tanks
-
American Concrete Institute (ACI)
o ACI 318M-99 : Building Code Requirements for Reinforced Concrete
-
American Institute of Steel Construction (AISC)
o AISC Manual of Steel Construction, Allowable Stress Design
-
American Petroleum Institute (API)
o API 620 R: Design and Construction of Large Welded, Low-Pressure Storage
Tanks
o API 2000 : Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks
-
American Society of Mechanical Engineers (ASME)
o ASME Boiler and Pressure Vessel Code

section II : Material Specifications

section V : Non-destructive Examination

section VIII : Pressure Vessels

section IX : Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers and
Welding and Brazing Operators
o ASME B 16.5 Pipe flanges and flanged fittings
o ASME B 16.47 Large diameter steel flanges
o ASME B 31.3 Process Piping
-
American Society for Nondestructive Testing
o SNT-TC-1A : Personnel qualification and certification in nondestructive
testing
-
American Welding Society (AWS)
o AWS A5.11 : Nickel and Nickel Alloy Covered Welding Electrodes
o AWS A5.14 : Nickel and Nickel Alloy Arc Welding Electrodes and Rods
-
National Fire Protection Association (NFPA)
o NFPA 59A : Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas
(LNG)
o NFPA 15 : Water Spray Fixed Systems for Fire Protection
o NFPA 17 : Dry Chemical Extinguishing Systems
Daniel Cantarero Llorente
221
1 Normativa aplicable
-
Perlite Institute (PI)
o PI-201-77 : Compacted Density
1.2.2 BOMBAS PRIMARIAS
-
API 610-8th EDITION Centrifugal Pumps for Petroleum, Heavy Duty Chemical, and
Gas Industry Services.
-
ASME B 16.5 Pipe flanges and Flanged Fittings.
-
BS EN 1160 Installations and Equipment for Liquefied Natural Gas – General
Characteristics of Liquefied Natural Gas.
-
IEC 79.10 Classification of explosive atmosphere and hazardous location.
-
IEC 79.14 Electrical installations in gaseous explosive atmosphere.
-
IEC 529 Classification of the protection degrees insured by envelopes (code IP).
1.2.3 COMPRESORES BOG
-
API 618 Reciprocating Compressors for Petroleum, Chemical, and Gas Industry
Services. Fourth edition, June 1995.
-
ASME VIII DIV I Rules for construction of pressure vessels
-
ASME B 16-5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
-
TEMA Standards of the Tubular Exchanger Manufacturers Association
-
ISO 1217 Displacement Compressors Acceptance Tests
-
ISO 1940/1 Mechanical vibrations - Balance quality requirements of rigid rotors. Part
1 : Determination of permissible residual unbalance
-
IEC 60079.10 Classification of explosive atmosphere and hazardous location
-
IEC 60079.14 Electrical installations in gazeous explosive atmosphere
-
IEC 60529 Classification of the protection degrees insured by envelopes
1.2.4 BRAZOS DE DESCARGA/CARGA
-
OCIMF Design and Construction Specification for Marine Loading Arms
-
OCIMF Recommendations for Manifold for Refrigerated liquefied natural gas carriers
(LNG)
-
SIGGTO Liquefied Gas Handling Principles on Ships and in Terminals
-
ASME codes Section VIII-Pressure Vessels. Section IX- Welding Qualifications
-
Guide for ASME stamp holder : "Use of ASME section VIII division 1 to meet the EC
pressure equipment directive (97/23/EC)", if applicable.
222
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
ANSI standards B.16.5-Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings. B.31.3-Chemical
Plant and Petroleum Refinery Piping
-
EN 1474 Installation and equipment for liquefied natural gas. Design and testing of
loading/unloading arms
-
BS 6349 Maritime Structures. Part 1, General Criteria 2000. Part 4, Code of Practice
for Design of Fendering and Mooring Systems 1994
1.2.5 TUBERÍAS
-
American Society of Mechanical Engineers:
o ASME B31.3 Code por Pressure Piping
o ASME B1.20.1 Pipe Threads
o ASME B16.25 Butt Welding Ends
o ASME B36.10 Welded and Seamless Wrought Stell Pipe
o ASME B36.19 Stainless Steel Pipe
-
American Petroleum Institute:
o API 5L Line Pipe
-
American Society for Testing and Materials:
o ASTM A20 General Requirements for Steel Plates for Pressure Vessels
o ASTM A53 Seamless Carbon Steel Pipes
o ASTM A106 Seamless Carbon Steel Pipes for High-Temperature Service
o ASTM A312 Seamles and Welded Austenitic Stainless Steel Pipe
o ASTM A333 Seamless and Welded Steel Pipe for Low Temperature Service
o ASTM A358 Electric-Fusion-Welded Austenitic Chromium-Nickel Alloy
Steel Pipe for High Temperature Service
o ASTM A370 Mechanical Testing of Steel Products
o ASTM A516 Impact Tested Carbon Steel Plate
o ASTM A672 Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for High-Pressure Service at
Moderate Temperatures
o ASTM A671 Standard Specification for Electric Fusion Welded Steel Pipe for
Atmospheric and Lower Temperature
-
British Standards Institution (BSI):
o BS EN 1532 Installations and Equipment for Liquefied Natural Gas – Ship to
Shore Interface for Liquefied Natural Gas
Daniel Cantarero Llorente
223
1 Normativa aplicable
-
NACE Standards:
o NACE MR 0175 Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for
Oilfield Equipment
1.2.6 AISLAMIENTO
-
ASTM standards
o ASTM A167 Specification for stainless and heat-resisting chromium-nickel
steel plate, sheet and strip
o ASTM A463 Specification for steel sheet aluminium-coated by the hot-dip
process
o ASTM C165 Test method for measuring compressive properties of thermal
insulation
o ASTM C177 Standard test method for steady state heat flux measurements and
thermal transmission properties by means of the guarded-hot-plate apparatus
o ASTM C240 Test methods for testing cellular glass insulation block
o ASTM C303 Test method for density of pre-formed block-type thermal
insulation
o ASTM C518 Steady-state thermal transmission properties by means of the heat
flow meter apparatus
o ASTM C552 Specification for cellular glass thermal insulation
o ASTM
C591
Specification
for
unfaced
pre-formed
rigid
cellular
polyisocyanurate thermal insulation
o ASTM C623 Test method for young modulus, shear modulus, and poisson’s
ratio for glass and glass-ceramics by resonance
o ASTM D1621 Test method for compressive properties of rigid cellular plastics
o ASTM D1622 Test method for apparent density of rigid cellular plastics
o ASTM D1623 Test method for tensile and tensile adhesion properties of rigid
cellular plastics
o ASTM D2856 Test method for open-cell content of rigid cellular plastics by
the air pycnometer
o ASTM E84 Test method for surface burning characteristics of building
materials
o ASTM E96 Test method for water vapour transmission of materials
224
Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales (UPM)
Sistema de descarga para metaneros de hasta 145 000 m3
con gasinera para buques a propulsión de GNL
-
British standards
o BS 476 : Part 7 Fire tests on building materials and structures, Part 7, Method
of test to determine the classification of the surface spread of flame test for
materials
o BS 4370 Linear expansion coefficient
-
CINI Manual “Insulation for Industries”
1.2.7 TRANSPORTE MARÍTIMO
-
International Maritime Organization
o IGC Code International Code for the Construction and Equipment of Ships
Carrying Liquefied Gases in Bulk
-
International Convention for the Prevention of Pollution from Ships (MARPOL)
o Anexo VI Regulations for the Prevention of Air Pollution from Ships seek to
minimize airborne emissions from ships (SOx, NOx, ODS, VOC) and their
contribution to local and global air pollution and environmental problems.
Daniel Cantarero Llorente
225