{"id":69759,"date":"2014-11-17T16:47:00","date_gmt":"2014-11-17T14:47:00","guid":{"rendered":"https:\/\/bora.la\/?p=69759"},"modified":"2014-11-18T17:13:56","modified_gmt":"2014-11-18T15:13:56","slug":"rapporto-rigassificatore-monfalcone","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/","title":{"rendered":"Esclusivo: Rapporto sul rigassificatore di Monfalcone"},"content":{"rendered":"<p><em>Pubblichiamo un&#8217;analisi inedita del progetto di rigassificatore che si vorrebbe fare a Monfalcone. L&#8217;autore \u00e8 il <a href=\"http:\/\/www.units.it\/persone\/index.php\/from\/abook\/persona\/3359\">professor Giorgio Trincas<\/a>, specializzato in\u00a0ingegneria navale all&#8217;Universit\u00e0 di Trieste. Il\u00a0documento \u00e8 stato commissionato dal Gruppo consiliare regionale M5S del Friuli Venezia Giulia, su richiesta del consigliere regionale Ilaria Dal Zovo.<\/em><\/p>\n<p><strong>SOMMARIO ESECUTIVO<\/strong><\/p>\n<p>Questo documento esamina alcune questioni chiave sottaciute, o marginalmente ed imprecisamente trattate, nel documento \u201cSviluppo Progetto Terminale GNL nel Porto di Monfalcone\u201d, prodotto dalla D\u2019Apollonia (RINA) per conto di Smart Gas.<\/p>\n<p>Il difetto genetico del Progetto &#8211; almeno per quanto a nostra conoscenza in base ai documenti disponibili &#8211; non \u00e8 imputabile assolutamente a Smart Gas ma piuttosto ai decisori istituzionali. Questo limite consiste nella totale assenza di presa in considerazione di concetti progettuali alternativi per quanto attiene tecnologie e processi alternativi di rigassificazione. In primis, andavano messi a confronto i due tipi fondamentali di rigassificatori, ovvero quelli terrestri (onshore) e quelli marini galleggianti (offshore), combinando considerazioni sia operative, sia finanziarie. La corretta localizzazione dell\u2019impianto di rigassificazione dipende anche dalla scelta della tipologia dell\u2019impianto, il quale \u00e8 economicamente determinato dai volumi annuali di gas naturale da rigassificare.<\/p>\n<p>Poich\u00e9, come vedremo, ogni tipologia di rigassificatore possiede differenti punti di forza e di debolezza, la sfida effettiva doveva consistere nel determinare quale soluzione fosse la migliore possibile per gli specifici obiettivi di \u201c<em>bunkering<\/em>\u201d regionale. Si sarebbe evitato di dovere dispiacersi un domani per avere speso male tempo e danaro, scegliendo aproristicamente la soluzione onshore, senza considerare simultaneamente tutti gli essenziali parametri multidisciplinari.<\/p>\n<p>NelProgetto Preliminare si afferma che i clienti goderanno di tariffe inferiori (rispetto a quali?), senza quantificare alcunch\u00e9. \u00c8 auspicabile che tale genericit\u00e0 sia risolta in maniera trasparente, utilizzando, ad esempio, i prezzi dei \u201cfutures\u201d del gas naturale forniti dal New York Mercantile Exchange (NYMEX). Come noto, i prezzi del gas sul mercato mondiale sono molto volatili. Se il proponente si fornir\u00e0 sullo spot market, avr\u00e0 obiettive difficolt\u00e0 a sviluppare un profittevole piano finanziario valido nell\u2019arco di 25 anni. A meno di non scaricare sui clienti finali le eventuali oscillazioni al rialzo dei costi nell spot market.<\/p>\n<p>Non sono disponibili studi progettuali, almeno a livello preliminare, per quanto riguarda:<\/p>\n<ul>\n<li>Il <em>Piano di Emergenza ed Evacuazione<\/em> (EPRP) che descriva le procedure che devono assicurare a livello progettuale una risposta razionale e coordinata alle situazioni di emergenza che potrebbero probabilisticamente verificarsi durante la costruzione, l\u2019avviamento e la conduzione dell\u2019impianto di rigassificazione. Gli scopi dell\u2019EPRP sono di\n<ul>\n<li>proteggere la salute e la sicurezza dei lavoratori diretti, indiretti e degli ospiti;<\/li>\n<li>proteggere la comunit\u00e0 circostante e l\u2019ambiente.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n<p>Il Piano di Gestione della salute, della sicurezza e dell\u2019ambiente (HSE) deve supportare l\u2019EPRP, specificando come fornire preventivamente le informazioni sugli allarmi alle popolazioni nel caso di un incidente.<\/p>\n<ul>\n<li>Un\u2019<em>Analisi di Rischio<\/em>, ossia l\u2019identificazione dei rischi principali (HAZID) che possono presentarsi nella conduzione dell\u2019impianto, durante il trasferimento del gas da nave alle cisterne di stoccaggio, dal rigassificatore a navi, treni, camion, e durante le operazioni di <em>bunkering<\/em>. Questa identificazione andrebbe effettuata con il Failure Mode and Effects Analysis (FMEA). Lo scopo \u00e8 quello di evitare qualsiasi modalit\u00e0 di fuoriuscita del gas e\/o di preparare le corrispondenti aree critiche in grado di gestire ogni fuoriuscita.<\/li>\n<li>Lo studio dell\u2019<em>Effetto Domino<\/em>, che nel Porto di Monfalcone potrebbe avere effetti catastrofici per la vicinanza di altre navi e di siti industriali.<\/li>\n<li>La definizione dimensionale della indispensabile Zona di Esclusione, ossia di una zona di sicurezza entro la quale tutto sar\u00e0 impossibile a chi non abbia autorizzazione all\u2019ingresso.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Manca, inoltre, la descrizione delle interfacce tra la societ\u00e0 di progettazione e gli enti che dettano le norme ed i regolamenti associati ai terminali GNL.<\/p>\n<p>Lo sviluppo armonico di un\u2019area come quella circostante il bacino portuale di Monfalcone richiede ampia condivisione da parte della popolazione locale e soprattutto dei responsabili e dei proprietari delle attivit\u00e0 limitrofe (portuali, industriali, commeciali). La storia del Progetto del Rigassificatore Onshore di Zaule, proposto da Gas Natural, \u00e8 stato paradigmatico. Le varie autorizzazioni hanno coinvolto soltanto istituzioni le cui competenze tecnico-scientifiche si dimostrarono piuttosto scadenti. Non pensiamo che nel frattempo i membri delle Istituzioni chiamate a decidere abbiano sviluppato le conoscenze\/competenze necessarie.<\/p>\n<p>L\u2019unica via d\u2019uscita \u00e8 coinvolgere soggetti terzi, qualificati e\/o certificati, le cui analisi e valutazioni siano di dominio ed oggetto di dibattito pubblico entro una definita e breve scadenza temporale. Solo allora si potr\u00e0 decidere. Questo a livello metodologico.<\/p>\n<p>Quanto al merito, il gas dovrebbe costituire un elemento strategico nel Piano Energetico Nazionale ed in Piano Europeo. Questi Piani sono alquanto vaghi, ambigui e, comunque, necessitano di revisioni sostanziali anche alla luce dei rivolgimenti geopolitici in Europa e nel Medio Oriente. Si parla da tempo di diversificazione. Va benissimo. Ma la diversificazione, anche nel campo della catena di rifornimento del gas (<em>gas supply chain<\/em>) va combinata con tecnologie innovative; non riproponendo soluzioni rigide, costose, antieconomiche, e spesso di eccessivo impatto ambientale.<\/p>\n<p>INDICE<br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/2\/\">1. Introduzione<\/a><br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/3\/\">2. Alternative progettuali<\/a><br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/4\/\">3. Il problema della sicurezza<\/a><br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/5\/\">4. Analisi di rischio<\/a><br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/6\/\">5. Manovrabilit\u00e0<\/a><br \/>\n<a href=\"https:\/\/bora.la\/2014\/11\/17\/rapporto-rigassificatore-monfalcone\/7\/\">6. Enti per lo sviluppo dei regolamenti e Appendice<\/a><br \/>\n<!--nextpage--><\/p>\n<ol>\n<li><strong>INTRODUZIONE<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>Il gas naturale \u00e8 il combustibile fossile pi\u00f9 pulito ed \u00e8, quindi, l\u2019idrocarburo preferito dal punto di vista ambientale. Il gas naturale costituisce attualmente una delle commodity primarie per l\u2019umanit\u00e0 e rappresenter\u00e0 nel XXI secolo la fonte energetica imprescindibile per assicurare uno sviluppo sostenibile in tutti i paesi del mondo globalizzato. Sar\u00e0 molto probabilmente il combustibile pi\u00f9 utilizzato. L\u2019EIA (Energy Information Administration) statunitense prevede che la domanda di gas naturale crescer\u00e0 notevolmente soprattutto in quei Paesi la cui produzione \u00e8 oggi insufficiente, e lo sar\u00e0 anche in futuro, a soddisfare il consumo crescente dei prossimi decenni. Tutti gli esperti prevedono che il gap tra domanda ed offerta sar\u00e0 chiuso soprattutto importando <em>gas naturale liquefatto<\/em> (GNL) Ci\u00f2 richieder\u00e0 una capacit\u00e0 addizionale di rigassificazione. Ma quando parliamo dei bisogni energetici italiani, oggi e nei prossimi anni, anche come conseguenza della crisi prolungata del capitalismo finanziario, l\u2019offerta \u00e8 superiore alla domanda. Si dice che i prezzi del gas, grazie a SmartGas, saranno ridotti, almeno per i potenziali clienti regionali. Ci piacerebbe sapare quali saranno i margini, a fronte dei dichiarati 230 milioni di investimento iniziale e dei non dichiarati e prevedibili costi operativi (trasporto, energia, manutenzione, riparazioni, amministrazione, ecc.), e con quali tariffe.<\/p>\n<p>Il GNL \u00e8 il gas naturale che, per facilitarne il trasporto, \u00e8 convertito per condensazioned in forma liquida a \u2013162\u00baC alla pressione atmosferica in un impianto di liquefazione. In una tipica catena di rifornimento del GNL, il gas viene prima trasportato dai campi di gas naturale agli impianti di liquefazione, per essere stoccato e poi trasportato via mare a distanze di migliaia di miglia (almeno 2,500 miglia nautiche) in navi specializzate, dette gasiere o metaniere, fino agli impianti di rigassificazione dove \u00e8 riscaldato e ricondotto allo stato gassoso (<em>rigassificazione<\/em>) per essere finalmente pompato nei metanodotti e nelle reti di distribuzione. Il GNL occupa uno spazio almeno 600-620 volte inferiore al gas naturale, il che facilita e rende economicamente vincente il trasporto marittimo su lunghe distanze.<\/p>\n<p>Il gas in forma liquida non \u00e8 pericoloso finch\u00e9 \u00e8 contenuto nelle cisterne chiuse della nave gasiera o nei depositi di stoccaggio. Diversamente da altri prodotti petroliferi liquidi, quando fuoriesce a causa di una rottura, il GNL reagisce violentemente con l\u2019acqua, si espande e vaporizza molto rapidamente con un rischio minimo per la vita marina; tuttavia, a causa della sua temperatura estremamente bassa pu\u00f2 esplodere.<\/p>\n<p>L\u2019utenza di gas naturale liquefatto \u00e8 situata soprattutto in prossimit\u00e0 dei centri abitati; il che crea tensione tra le sue obiettive qualit\u00e0 (il gas \u00e8 pulito, relativamente poco costoso, e di facile distribuzione) ed una persistente percezione pubblica che il GNL \u00e8 un prodotto pericoloso (attitudine NIMBY).<\/p>\n<p>In questo contesto si deve collocare l\u2019approvvigionamento energetico dell\u2019area dell\u2019Alto Adriatico. Il progetto del rigassificatore da situare nel Porto di Monfalcone, succedanea a quella di Gas Natural nella baia di Zaule (Trieste), ripropone la soluzione onshore, obiettivamente improponibile in una zona commerciale ed industriale, esposta ai rischi di effetto domino e di sicuro impatto ambientale. La sua realizzazione soffocherebbe uno sviluppo intelligente e necessario del Porto.<\/p>\n<p>Inoltre, poich\u00e9 ogni scelta condizioner\u00e0 a breve e lungo termine lo sviluppo dell\u2019area interessata \u2013 in primis il Porto stesso nonch\u00e9 l\u2019area nautica posta vis-a-vis, \u00e8 necessario tenere conto che un impinato onshore, data la sua rigidit\u00e0 nella collocazione, condizionerebbe per i prossimi trenta anni lo sviluppo ed i piani regolatori di tutta l\u2019area.<\/p>\n<p><!--nextpage--><\/p>\n<ol start=\"2\">\n<li><strong>ALTERNATIVE PROGETTUALI<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>Questa sezione discute le diverse alternative concettuali che avrebbero dovute essere considerate, almeno a livello di studio di fattibilit\u00e0, per il proposto Progetto di Rigassificazione LNG. Esistono diversi concetti tecnologici alternativi per la rigassificazione di gas naturale liquefatto (terminale offshore convenzionale, FSRU, LNG-RV), localizzazioni alternative (onshore, offshore fisso, onshore galleggiante), e processi alternativi di rigassificazione (circuito aperto, circuito chiuso).<\/p>\n<p>Per far s\u00ec che le diverse tipologie di rigassificatore siano giudicate e classificate obiettivamente, occorre fissare dei criteri di confronto. I parametri da utilizzare dovrebbero comprendere i seguenti attributi ai quali assegnare livelli di importanza soggettivi ed oggettivi, adottando tecniche decisionali multicriteriali.<\/p>\n<p><strong>Costi<\/strong><\/p>\n<p>L\u2019ammontare totale del costo del capitale (Capex) e dei costi operativi (Opex) per un ciclo di vita del sistema di rigassificazione e stoccaggio pari a 25 anni, sulla base degli specifici requisiti progettuali.<\/p>\n<p><strong>Gestione del rischio e della sicurezza<\/strong><\/p>\n<p>Si tratta di quantificare e gestire il rischio relativo alla sicurezza del personale e di terze persone per quanto attiene:<\/p>\n<ul>\n<li>rischio di esposizione a traffico pericoloso;<\/li>\n<li>rischio sulla sicurezza dovuto alla novit\u00e0 del concetto progettuale;<\/li>\n<li>esposizione a ulteriori rischi legati alla sicurezza, derivanti da futuri sviluppi del porto e delle aree limitrofe;<\/li>\n<li>grado di rischio sulla sicurezza operativa.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Tempistica<\/strong><\/p>\n<ul>\n<li>data della prima consegna del GNL;<\/li>\n<li>rischio di ritardo nella realizzazione del progetto dovuto a:\n<ul>\n<li>dipendenza del completamento dalla puntualit\u00e0 ed affudabilit\u00e0 dei fornitori e dei sub-fornitori,<\/li>\n<li>tempi di gestione della commessa,<\/li>\n<li>utilizzo di un concetto innovativo,<\/li>\n<li>incapacit\u00e0 di abbreviare il tempo richiesto per la costruzione.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Salute\/Ambiente<\/strong><\/p>\n<p>Livello di effetto negativo sugli ecosistemi circostanti e sugli abitanti circostanti dovuti a:<\/p>\n<ul>\n<li>costruzione\/operazione;<\/li>\n<li>livello delle emissioni di rumore ed inquinanti;<\/li>\n<li>incapacit\u00e0 di minimizzare l\u2019impatto ambientale.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Flessibilit\u00e0<\/strong><\/p>\n<ul>\n<li>possibilit\u00e0 di futura espansione del progetto tecnico proposto;<\/li>\n<li>capacit\u00e0 di accettare gas naturale liquefatto da sorgenti diverse;<\/li>\n<li>riallocazione potenziale dell\u2019impianto di rigassificazione;<\/li>\n<li>capacit\u00e0 di accettare tipi e dimensioni differenti di navi metaniere.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Complessit\u00e0 del progetto<\/strong><\/p>\n<ul>\n<li>rischio di non soddisfare i volumi richiesti di gas consegnato e\/o da esportare;<\/li>\n<li>affidabilit\u00e0 a lungo termine;<\/li>\n<li>rischio di non-disponibilit\u00e0 di navi adeguate.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Tutti questi parametri andrebbero pesati dagli attori (proponenti, istituzioni, societ\u00e0 terze) per quantificarne il livello d\u2019importanza nel processo decisionale. Andrebbe condotta, inoltre, una analisi di sensitivit\u00e0 per testare la robustezza (scarsa variabilit\u00e0) dei risultati variando i pesi assegnati ai parametri.<\/p>\n<p><strong>2.1 METODOLOGIA<\/strong><\/p>\n<p>Numerose possono essere le critiche alla metodologia decisionale finora adottata. Avrebbe dovuto essere attivato un processo iterativo che mettesse in competizione alternative tecnologiche per il progetto di rigassificatore in esame. Si sarebbe dovuto mettere a confronto concetti alternativi, imponendo rigidi e ben conosciuti criteri quantitativi quali costi e fattibilit\u00e0 tecnica, ed introducendo allo stesso stempo criteri qualitativi, quali sicurezza, impatto sociale ed ambientale, seguendo modalit\u00e0 di selezione pubbliche, trasparenti ed obiettive. Un tale approccio metodologico avrebbe consentito di determinare il merito relativo di ogni concetto progettuale alternativo e di identificare il\/i concetto\/i pi\u00f9 attrattivo\/i. Il processo iterativo avrebbe dovuto includere, quanto meno, studi ed analisi HSE e HAZID, nonch\u00e9 tenere conto di tutte le normative e le linee guida relative al trasporto e trattamento del gas naturale liquefatto. Allo stesso tempo, tale metodologia competitiva avrebbe dovuto garantire la possibilit\u00e0 di una riduzione significativa del rischio HSE fornendo le informazioni necessarie per assumere corrette decisioni nello sviluppo del progetto (filosofia progettuale) fin dalle fasi iniziali, quando l\u2019incidenza sui costi e sulla qualit\u00e0 del progetto stesso \u00e8 massimale.<\/p>\n<p>Nella fase di identificazione dei maggiori rischi, minacce e potenziali blocchi, legati a problematiche HSE, che potrebbero dispiegarsi durante lo sviluppo ed il ciclo di vita del progetto (assunto da Smart Gas in 25 anni), il processo progettuale avrebbe dovuto fornire anche:<\/p>\n<ul>\n<li>i dati iniziali per effettuare l\u2019HAZID e l\u2019HSE;<\/li>\n<li>la possibilit\u00e0 per tutti gli azionisti ed i decisori pubblici di valutare l\u2019importanza relativa e l\u2019interdipendenza di tutti gli aspetti HSE fin dall\u2019origine dello sviluppo del progetto;<\/li>\n<li>la composizione e i CV dei componenti il team progettuale (fatta salva la professionalit\u00e0 della societ\u00e0 D\u2019Apollonia).<\/li>\n<\/ul>\n<p>Per svolgere al meglio ed in trasparenza questa attivit\u00e0, si sarebbe dovuto adottare un approccio integrato, costituendo gruppi di lavoro specializzati per disciplina ed i cui leaders siano del tutto e continuativamente coinvolti nel processo decisionale:<\/p>\n<ul>\n<li>team tecnico (specializzazione in terminalistica, sicurezza, processi chimici, navigazione costiera e portuale, ecc.);<\/li>\n<li>team esperto in metanodotti (tubi sottomarini, stazioni di compressione e pompaggio, attraversamento di territori, ecc.);<\/li>\n<li>team ambientale (specializzazione in quantificazione degli impatti ambientali);<\/li>\n<li>team legale;<\/li>\n<li>team di esperti in marketing<\/li>\n<li>team gestionale.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>2.2 CONCETTI ALTERNATIVI<\/strong><\/p>\n<p>Questa sezione illustra i concetti alternativi che avrebbero potuto e dovuto essere considerati per il Progetto in esame. Si sarebbe dovuto utilizzare una metodologia di screening concettuale che tenesse conto simultaneamente di criteri tecnici, commerciali e di tempistica per il completamento, allo scopo di assistere i decisori in una scelta logica e razionale circa il pi\u00f9 adeguato concetto di rigassificatore a fronte dei previsti volumi annuali di gas da distribuire via strada, ferrovia e mare.<\/p>\n<p>I parametri primari utili a valutare un progetto sono i requisiti richiesti in termini sia quantitativi che di scala temporale. Altri parametri devono comprendere i rischi ambientali, di sicurezza e di salute dei lavoratori. Nella fase iniziale del progetto, vanno considerate diverse alternative per la rigassificazione del gas naturale liquefatto, in modo da scartare immediatamente quelli che non fossero in grado di soddisfare i criteri progettuali e la normativa presente e prevedibile nel prossimo futuro.<\/p>\n<p>Tra i concetti industriali per lo stoccaggio e\/o la rigassificazione di gas naturale, bisogna innanzi tutto distinguere tra due tipi di terminale: impianti convenzionali onshore e impianti offshore. La differenza primaria tra terminali onshore e sistemi offshore \u00e8 il processo di rigassificazione, effettuato a bordo nei secondi, mentre in un terminale onshore il GNL \u00e8 rigassificato dal terminale stesso. Questa differenza ha implicazioni sia sui costi che sulla produttivit\u00e0.<\/p>\n<p>I rigassificatori offshore possono essere fissati su basso fondale marino (come il rigassificatore di Porto Viro) o galleggianti (Floating Storage Units \u2013 FSU; Floating Storage and Regassification Units &#8211; FSRU). Gli impianti galleggianti devono essere progettati in modo da soddisfare i requisiti dell\u2019IMO e di un Registro di Classifica. La loro costruzione deve avvenire seguendo le linee guida di un Registro relative alle installazioni di un rigassificatore offshore.<\/p>\n<p>Poich\u00e9 il processo di rigassificazione e le condizioni di stoccaggio sono sostanzialmente analoghi per tutte le tipologie alternative finora sviluppate, queste si differenziano soprattutto nella applicazione di specifiche tecnologie ad alcune componenti dell\u2019impianto (cisterne di stoccaggio, vaporizzatori, ecc.).<\/p>\n<p><strong>2.2.1 Terminale Onshore<\/strong><\/p>\n<p>La rigassificazione onshore di gas naturale liquefatto \u00e8 ancora oggi la tecnologia pi\u00f9 comune e la pi\u00f9 sviluppata. Questo tipo di impianto \u00e8 situato vicino al mare, di solito vicino ad un\u2019area portuale. Consiste fondamentalmente di un\u2019area di attracco, fornita di bracci di carico\/scarico, e di cisterne di stoccaggio dove il gas naturale \u00e8 conservato temporaneamente. Un sistema di pompaggio e di vaporizzazione determina la vaporizzazione del GNL ed alimenta la condotta di trasporto (metanodotto) ad alta pressione.<\/p>\n<p>Un terminale GNL convenzionale con cisterne di stoccaggio richiede approssimativamente 20 ettari di terreno piano (400 m x 500 m), distante non pi\u00f9 di 3-4 km da una banchina o da un molo. Gli impianti adiacenti dovrebbero essere preferibilmente utenti industriali in aree di norma non accessibili al pubblico. Quando il terminale \u00e8 pianificato all\u2019interno di un porto, per navi da 75,000 e 140,000 m<sup>3<\/sup> con dislocamenti fino a 105,000 tonnellate, che hanno dimensioni tipiche di 300-m di lunghezza, 45-m di larghezza e \u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a0\u00a012.5-m d\u2019immersione a pieno carico, la banchina dovr\u00e0 avere dimensioni adeguate. Il bacino di fronte alla banchina dovr\u00e0 avere un\u2019area sufficiente a garantire manovre d\u2019attracco e di evoluzione sicure, da effettuare con l\u2019ausilio di rimorchiatori come indicato nelle linee guida della Society of International Gas Tanker &amp; Terminal Operators (SIGTTO) per le operazioni portuali di navi gasiere.<\/p>\n<p>La costruzione di un impianto di rigassificazione onshore richiede l\u2019esame approfondito del sito per verificare che non esistano contaminazioni ed inquinamenti stratificati ed approntare i rimedi, se necessario e possibile. Dovrebbe richiedere anche un progetto adeguato per assicurare che siano rispettati i parametri sanitari e di sicurezza rispetto ad altri impianti e ad adiacenti aree residenziali. L\u2019impianto richiede l\u2019installazione di condotte criogeniche isolate, approdi e sistemi di rilevazione della pressione nelle condotte.<\/p>\n<p>Una criticit\u00e0 frequente \u00e8 rappresentata dalla tempistica di realizzazione; per molte realizzazioni i ritardi sono dovuti ai lunghi tempi di consegna dell\u2019acciaio al nickel.<\/p>\n<p>Gli impianti di rigassificazione onshore producono un elevato livello di disturbo fisico agli ecosistemi ed alle popolazioni durante la loro costruzione e la loro attivit\u00e0 operativa.<\/p>\n<p><strong>2.2.2 Terminale Offshore con Struttura a Gravit\u00e0<\/strong><\/p>\n<p>Questa soluzione offshore (Gravity Based Strucure &#8211; GBS) consiste in una grande struttura di cemento o di acciaio (piattaforma), a cassone prefabbricato, che \u00e8 completamente autonoma per quanto riguarda l\u2019operativit\u00e0, i servizi e la generazione di potenza. \u00c8 fissata in acque basse con profondit\u00e0 minima di 14-15 metri, condizionata dall\u2019immersione delle gasiere oceaniche. La necessit\u00e0 di allocare i terminali offshore fissi in basso fondale comporta che quasi sempre si trovino vicino alla costa e, quindi, visibili da terra, elemento questo del tutto antiestetico se la struttura e visibile da una citt\u00e0 o da una spiaggia. Le dimensioni tipiche di una GBS con una portata di 250,000 m<sup>3<\/sup> di GNL sono 340 metri di lunghezza, 60 metri di larghezza e 40 metri di altezza.<\/p>\n<p>Tale struttura ospita al suo interno le cisterne per lo stoccaggio del GNL, mentre tutta l\u2019impiantistica richiesta per la rigassificazione si trova sulla sovrastruttura della piattaforma. Le metaniere sono ancorate a questa struttura, che \u00e8 fornita di tutte le attrezzature nautiche e dell\u2019impianto di processo e di scarico (vaporizzatori, bracci di scarico, ecc.).<\/p>\n<p>Il primo terminale offshore fisso al mondo \u00e8 stato quello di Porto Viro. Pochi altri sono in progettazione nel mondo. L\u2019esperienza ha dimostrato che questa soluzione \u00e8 molto costosa e che la consegna della struttura, comprese le casse di stoccaggio, pu\u00f2 essere alquanto ritardata; il che significa che questa soluzione non pu\u00f2 rispettare tempi brevi di realizzazione.<\/p>\n<p>Una GBS integra le funzioni base di un terminale onshore in un\u2019unica struttura:<\/p>\n<ul>\n<li>fornisce l\u2019attracco e le attrezzature di scarico per le metaniere;<\/li>\n<li>contiene lo spazio per lo st-occaggio del GNL;<\/li>\n<li>ospita sul ponte l\u2019impianto di rigassificazione, i servizi e le attrezzature per lo scarico.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>2.2.3 FSU con Rigassificatore Onshore<\/strong><\/p>\n<p>\u00c8 questa una soluzione ibrida (Figura 1), dove lo stoccaggio \u00e8 fornito da una nave gasiera e l\u2019impianto per il processo di rigassificazione si trova a terra. Lo stoccaggio offshore di gas naturale liquefatto richiede una nave che sia dotata di cisterne criogeniche da ancorare permanentemente alla banchine di un porto, oppure ad un ancoraggio dedicato quale una \u201cFloating Storage Unit\u201d (FSU). Una nave cisterna esistente potrebbe essere convertita allo scopo. Si tratta di individuare la locazione pi\u00f9 opportuna e conveniente per l\u2019ancoraggio, anche in funzione del percorso sottomarino e sotterraneo delle connessioni agli impianti di rigassificazione su un luogo adiacente mediante condotte criogeniche isolate.<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom wp-image-69804 size-full\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio1.jpg?resize=377%2C198&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio1\" width=\"377\" height=\"198\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong>2.2.4 LNG-RV<\/strong><\/p>\n<p>Le navi LNG-RV (Liquefied Natural Gas Regassification Vessel) vaporizzano il loro carico di gas naturale direttamente a bordo consegnandolo ad una boa di scarico sommersa, per poi trasferirlo a terra mediante una condotta sottomarina convenzionale (Figura 2). Sono flessibili se confrontate con le navi LNG standard, in quanto sono in grado di scaricare il gas, dopo averlo rigassificato a bordo, attraverso un sistema STL ancorato al fondo marino, oppure mediante una manichetta as alta pressione collegata ad un ramo del metanodotto a terra. Questa flessibilit\u00e0 consente di abbreviare drasticamente i tempi di entrata in funzione se si confrontano le LNG-RV con i terminali onshore.<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69805\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio2.jpg?resize=366%2C246&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio2\" width=\"366\" height=\"246\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>Le navi LNG-RV hanno portate tipiche tra 75,000 e 140,000 m<sup>3<\/sup>, e sono propulse mediante motori diesel o turbine a gas\/vapore.<\/p>\n<p>Questo concetto offre parecchi vantaggi, la cui principale \u00e8 l\u2019elevata operabilit\u00e0 offerta dal sistema di ancoraggio ad una boa sommersa con la torretta interna; la connessione tra boa e torretta interna \u00e8 garantita per un mare con onde fino a 5.5 metri di altezza significativa. La boa, integrata ad una condotta di mandata che, quando sia inutilizzata, sar\u00e0 sommersa a circa 30 metri sotto la superficie del mare. Questo concetto richiede una profondit\u00e0 del mare di circa 50 metri. I potenziali impatti fisici derivanti dai disturbi generati durante la costruzione e l\u2019operativit\u00e0 della nave LNG-RV saranno irrilevanti, proprio perch\u00e9 l\u2019impianto di rigassificazione \u00e8 installato a bordo della nave stessa.<\/p>\n<p>Ovviamente, un rifornimento continuo di gas richiederebbe l\u2019identificazione della combinazione ottimale tra composizione della flotta e dimensioni dell\u2019impianto di stoccaggio. Nel piano di investimento iniziale occorrerebbe tenere conto della lunghezza della condotta sottomarina.<\/p>\n<p><strong>2.2.5 FSRU<\/strong><\/p>\n<p>Se l\u2019impianto di rigassificazione \u00e8 installato sulla nave gasiera, che \u00e8 utilizzata anche come deposito di stoccaggio, si sar\u00e0 di fronte a un\u2019unit\u00e0 FSRU (Floating Storage and Regasification Unit). Una nave FSRU pu\u00f2 essere nuova, oppure ottenuta dalla conversione di una nave gasiera, installandovi il gruppo di vaporizzatori del gas e la connessione ad una condotta per lo scarico del gas. \u00c8 questo il caso della FSRU della Saipem, operante offshore nel mare antistante Livorno. Oggi sono in progettazione molti di questi impianti.<\/p>\n<p>Una FSRU \u00e8 spesso una chiatta ancorata, senza sistema propulsivo, lunga da 350 a 400 metri e larga fino a 70 metri, oppure una nave LNG opportunamente convertita (Figura 3). Come una metaniera, la FSRU presenta un doppio scafo. Il sistema di stoccaggio del GNL pu\u00f2 essere costituito da cisterne sferiche, a membrana o autoreggenti; la capacit\u00e0 pu\u00f2 variare da 200,000 m<sup>3<\/sup> fino a 500,000 m<sup>3<\/sup>.<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69806\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio3.jpg?resize=432%2C158&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio3\" width=\"432\" height=\"158\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>I componenti principali di una nave FSRU sono il sistema di trasferimento del gas, le cisterne di stoccaggio, il sistema di gestione e controllo del boil-off, il sistema di pompaggio del gas naturale liquefatto, l\u2019impianto di vaporizzazione ed i sistemi ausiliari.<\/p>\n<p>Quando una metaniera arriva al terminale, il gas naturale liquefatto \u00e8 scaricato nella FSRU mediante bracci di caricazione che sono strutture fisse installate lungo un lato della FSRU. Una volta scaricato, il GNL \u00e8 stoccato nelle cisterne criogeniche, pompato, rigassificato (perdendone dallo 0.15% allo 0.25% nel <em>boil-off<\/em>) e consegnato ai consumatori attraverso una manichetta rigida o flessibile, collegata ad una condotta sottomarina o attraverso bracci di carico ad alta pressione. L\u2019impianto di rigassificazione \u00e8 sistemato sul ponte principale.<\/p>\n<p>Tre sono i possibili modi di vaporizzazione del gas naturale liquefatto:<\/p>\n<ul>\n<li>circuito aperto con acqua di mare: pompaggio di acqua di mare calda attraverso il vaporizzatore e scarico dell\u2019acqua di mare raffreddata;<\/li>\n<li>circuito chiuso con acqua: pompaggio di acqua dolce attraverso un circuito chiuso nel quale l\u2019acqua \u00e8 riscaldata nelle caldaie della FSRU e raffreddata attraverso il vaporizzatore del GNL;<\/li>\n<li>circuito chiuso a vapore: utilizzo del vapore prodotto nelle caldaie della FSRU per vaporizzare il GNL e restituzione del condensato alle caldaie in un circuito chiuso; assolutamente da preferire anche se pi\u00f9 costoso, soprattutto se la FSRU \u00e8 vicina alla costa e\/o in acque non sufficientemente profonde.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Le navi metaniere si accostano lungo la FSRU in una configurazione da lato a lato, con ambedue le navi che ruotano intorno alla torretta di ancoraggio della FSRU. Trasferiscono il gas naturale liquefatto nella FSRU e lo rilasciano in forma gassosa attraverso una condotta sottomarina ad alta pressione, che serve da collegamento con il punto di connessione con la rete dei metanodotti.<\/p>\n<p>Un grande vantaggio di questa tipologia di rigassificatore \u00e8 che pu\u00f2 essere ancorato in un ampio intervallo di profondit\u00e0. Tuttavia, questo sistema \u00e8 limitato dalle condizioni meteomarine, principalmente a causa dei moti relativi combinati delle due navi e dei limiti operativi dei rimorchiatori e degli anchor handling vessels utilizzati per assistere le operazioni di ancoraggio.<\/p>\n<p><strong>2.2.6 FSU + FRU<\/strong><\/p>\n<p>Questa alternativa \u00e8 basata sull\u2019utilizzo di due navi: una funziona come stoccaggio del GNL; l\u2019altra serve da unit\u00e0 di rigassificazione. Questa soluzione pu\u00f2 presentare qualche problema in mare mosso a causa dei moti relativi in opposizione di fase tra le due navi.<\/p>\n<p><strong>2.3 QUALE TIPOLOGIA DI RIGASSIFICATORE?<\/strong><\/p>\n<p>Nell\u2019attuale contesto geopolitico, ammettendo che sia necessario diversificare quanto prima in Italia le fonti di approvvigionamento di gas naturale, diviene vitale accelerare la costruzione e la messa in opera di terminali di rigassificazione GNL.<\/p>\n<p>Se partiamo dal presupposto che gli obiettivi consistano<\/p>\n<ul>\n<li>nello sviluppo di un terminale che sia in grado di funzionare in due anni,<\/li>\n<li>nell\u2019utilizzo di unit\u00e0 di stoccaggio galleggianti anzich\u00e9 siti a terra per accelerare lo start-up evitando un lungo processo per le concessioni, come accade sempre per il terminali onshore,<\/li>\n<li>nell\u2019avere bassi costi operativi,<\/li>\n<\/ul>\n<p>e tenuto conto che spesso i siti onshore non sono accettabili perch\u00e9 interferiscono con le attivit\u00e0 portuali e\/o che richiedono grandi investimenti, quali estesi dragaggi, per rendere il sito accettabile, una delle soluzioni per ottenere gli obiettivi suddetti \u00e8 l\u2019implementazione di una FSRU.<\/p>\n<p>In generale, se si mettono a confronto un rigassificatore onshore con un impianto offshore, il vantaggio fondamentale di un sistema offshore \u00e8 che non richiede un costoso terminale di rigassificazione. \u00c8 sufficiente costruire un attracco in mare aperto. Ad esempio, l\u2019impianto statunitense Gulf Gateway fu completato nelle acque prodfonde del Golfo del Messioc nel 2005 ad un costo di circa 70 milioni di dollari; un terminale onshore con la stessa capacit\u00e0 di rigassificazione sarebbe costato circa 1.5 miliardi di dollari. Oggi \u00e8 stato trasferito nel mare di fronte a Boston, confermando la flessibilit\u00e0 degli impianti offshore marini.<\/p>\n<p>Inoltre, la messa in opera di un terminale offshore galleggiante richiede un periodo di tempo inferiore: pu\u00f2 entrare in funzione entro un anno e mezzo (comprese la scelta della locazione, le approvazioni e la costruzione), mentre per un terminale onshore occorrono mediamente da tre a cinque anni. Inoltre, la collocazione in mare aperto consente di evitare una potenziale opposizione pubblica a causa di ragionevoli ed opportune opposizioni legate a problematiche ambientali e di sicurezza, che non possono non insorgere nel caso di impianti onshore, specialmente se collocati in prossimit\u00e0 di aree urbane e\/o industriali.<\/p>\n<p>Al contrario, il maggiore svantaggio della tecnologia offshore, specialmente nel caso di una nave LNG-RV, \u00e8 la sua inferiore produttivit\u00e0 rispetto ad un terminale onshore. Questo \u00e8 dovuto al fatto che la rigassificazione a terra avviene senza che la nave LNG debba attendere, mentre una nave LNG-RV deve stare ancorata alla boa durante la vaporizzazione del GNL, il che richiede una media di sette giorni per una LNG-RV standard di capacit\u00e0 di 85 milioni di metri cubi. D\u2019altra parte, il tempo di scarico medio di una LNG oceanica \u00e8 di una giornata. Per questo motivo, per sostenere la stessa produttivit\u00e0 di un rigassificatore a terra, un sistema offshore necessiterebbe di pi\u00f9 boe e pi\u00f9 navi LNG-RV, con un maggiore costo di capitale e maggiori costi operativi. Comunque, va precisato che il costo di una nave LNG-RV supera quello di una LNG convenzionale della stessa portata di 25 milioni di dollari.<\/p>\n<p>Come vedremo, la scelta dipende fondamentalmente dai volumi annuali di gas liquefatto da rigassificare. Possiamo anticipare che per i bassi volumi previsti dal Progetto in esame non esiste partita.<\/p>\n<p><strong>2.3.1 Soluzione Foster Wheeler<\/strong><\/p>\n<p>La soluzione Foster Wheeler combina le caratteristiche dei tre concetti FSRU, FSU+FRU e struttura a gravit\u00e0. In sintesi, consiste di un rigassificatore, ancorato permanentemente ad una nave metaniera che agisce come la FSU. Una condotta \u00e8 collegata agli impianti di ricezione a terra che forniscono il gas alla rete. Questa configurazione permette di avere rapidamente un\u2019installazione permanente ad un prezzo competitivo, mentre la disponibilit\u00e0 operativa dell\u2019impianto \u00e8 maggiore di quella costituita dalle navi con rigassificatore, in quanto \u00e8 meno sensibile alle avverse condizioni meteo-marine.<\/p>\n<p>Pi\u00f9 in dettaglio, questo impianto consiste dei seguenti elementi:<\/p>\n<ul>\n<li>una metaniera convenzionale modificata e classificata per funzionare come una FSU che sar\u00e0 ancorata ad una piattaforma che funge da molo;<\/li>\n<li>una piattaforma con tutte le attrezzature per l\u2019attracco delle navi (le metaniere e la FSU) sui suoi lati opposti; il trasferimento del GNL sar\u00e0 effettuato utilizzando i bracci di scarico installati su ambedue i lati della piattaforma;<\/li>\n<li>le attrezzature offshore ed il rigassificatore, che sono installati sulla parte alta della piattaforma; il rigassificatore sar\u00e0 costruito in modo che tutti i componenti ed i moduli siano integrati, trasportati e sistemati sulla piattaforma di cemento fissata al fondo, o su un cassone di cemento.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>2.3.2 Confronto Economico<\/strong><\/p>\n<p>Tutte le opzioni tecnologiche esistenti sono ad elevata intensit\u00e0 di capitale, ma si differenziano notevolemnte per il tempo (da uno a cinque anni) necessario alla loro attivazione.<\/p>\n<p>Due sono i fattori decisionali che guidano la scelta della migliore tecnologia tra i tipi di rigassificatore disponibili: il volume di gas da trattare e ed il tempo di realizzazione dell\u2019impianto. Il secondo fattore \u00e8 determinato dalle propriet\u00e0 operative e dalle condizioni di mercato, quali i tempi di costruzione del terminale ed il processo di concessione, la disponibilit\u00e0 delle navi, ed i prezzi dei futures del gas naturale. Il volume misura la quantit\u00e0 di gas naturale necessaria a soddisfare la domanda di mercato.<\/p>\n<p>Incrociando questi fattori si possono derivare quattro situazioni che indicano quale tecnologia sia la pi\u00f9 opportuna da utilizzare; precisamente:<\/p>\n<ul>\n<li>se il volume annuale di gas \u00e8 basso, un impianto marino di rigassificazione \u00e8 sempre pi\u00f9 vantaggioso di un sistema basato su un terminale onshore soprattutto grazie alla necessit\u00e0 di un minore investimento iniziale;<\/li>\n<li>se il volume annuale di gas \u00e8 alto, la scelta della tecnologia da adottare dipende dal secondo fattore suddetto, ossia dal tempo di realizzazione dell\u2019impianto:\n<ul>\n<li>se il tempo di realizzazione dell\u2019impianto si dilata, aumenta il valore netto attualizzato (NPV) generato da una catena logistica GNL basata su un rigassificatore marino;<\/li>\n<li>sebbene il costo totale (investimento ed operativo) di un rigassificatore marino sia maggiore di quello di un rigassificatore onshore, l\u2019NPV genera ricavi molto pi\u00f9 rapidamente.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n<p>La Tabella 1 mostra il confronto tra alcune delle soluzioni suddette nell\u2019ipotesi di una capacit\u00e0 di stoccaggio di 150,000 m<sup>3<\/sup> ed una portata di scarico di 14 mmscm\/d (14 milioni di metri cubi standard al giorno).<\/p>\n<p><strong>Tabella 1. Valori dei parametri di confronto<\/strong><\/p>\n<table>\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"101\"><strong>Soluzioni Alternative<\/strong><\/td>\n<td width=\"80\"><strong>Rigassificatore Onshore e Silos di Stoccaggio<\/strong><\/td>\n<td width=\"72\"><strong>Rigassificatore Offshore con FSU<\/strong><\/td>\n<td width=\"82\"><strong>Soluzione Foster Wheeler<\/strong><\/td>\n<td width=\"79\"><strong>FSRU<br \/>\nin leasing<\/strong><\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"101\"><em>Capex<\/em>(USD\u00b710<sup>6<\/sup>)<\/td>\n<td width=\"80\">300<\/td>\n<td width=\"72\">190<\/td>\n<td width=\"82\">160<\/td>\n<td width=\"79\">70<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"101\"><em>Investimento totale<\/em><strong>(<\/strong><em>Capex<\/em><strong> + <\/strong><em>Opex<\/em><strong>)<\/strong>(USD\u00b710<sup>6<\/sup>)<\/td>\n<td width=\"80\">324<\/td>\n<td width=\"72\">194<\/td>\n<td width=\"82\">173<\/td>\n<td width=\"79\">541<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"101\"><em>Tempistica ottimale<\/em>(mesi)<\/td>\n<td width=\"80\">36<\/td>\n<td width=\"72\">22<\/td>\n<td width=\"82\">16<\/td>\n<td width=\"79\">18-20<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"101\"><em>Restrizioni sugli<\/em><em>standards applicabili<\/em><\/td>\n<td width=\"80\">elevate<\/td>\n<td width=\"72\">elevate<\/td>\n<td width=\"82\">basse<\/td>\n<td width=\"79\">basse<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p>Sono evidenti i vantaggi della soluzione Foster Wheeler per tutti i parametri decisionali utilizzati.<\/p>\n<p><!--nextpage--><\/p>\n<ol start=\"3\">\n<li><strong> IL PROBLEMA DELLA SICUREZZA<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>La responsabilit\u00e0 primaria per la sicurezza \u00e8 sulle spalle dell\u2019operatore del terminale GNL. L\u2019operatore deve assicurare che il suo impianto sia progettato, costruito e, quindi, operato in sicurezza, nel rispetto di tutta la legislazione relativa alla salute dei lavoratori e della popolazione limitrofa, ed alla sicurezza dell\u2019ambiente.<\/p>\n<p>L\u2019operatore dovr\u00e0 produrre un report sulla sicurezza ben prima di dare il via alla costruzione. Tale fondamentale attributo del progetto dovr\u00e0 essere considerata in tutti i suoi aspetti fin dalla fase progettuale. Se alcuni aspetti dovranno essere migliorati e\/o modificati, sar\u00e0 pi\u00f9 facile e meno costoso effettuare le opportune variazioni durante la progettazione, piuttosto che aspettare la costruzione del rigassificatore.<\/p>\n<p>I risultati dell\u2019analisi del rischio legato alla sicurezza e l\u00e9stensione della zona di esclusione potrebbero limitare futuri sviluppi del porto e delle aree limitrofe. Nel secondo decennio del terzo millennio, un terminale onshore, qualora sia ritenuto opportuno e necessario, non pu\u00f2 che essere localizzato in un\u2019area rurale.<\/p>\n<p><strong>3.1 IMPATTI AMBIENTALI E SOCIALI<\/strong><\/p>\n<p>\u00c8 prevedibile che i principali impatti ambientali e sociali ed i rischi associati con il progetto ed i suoi impianti saranno:<\/p>\n<ul>\n<li>rischi sulla sicurezza e sulla salute per il personale e la popolazione limitrofa, associati con la movimentazione ed il trattamento del GNL;<\/li>\n<li>raffreddamento dell\u2019acqua durante l\u2019attivit\u00e0 dei vaporizzatori;<\/li>\n<li>gestione del boil-off;<\/li>\n<li>impatti su qualche specie di pesce e le attivit\u00e0 dei piccoli pescatori;<\/li>\n<li>impatto estetico;<\/li>\n<li>gestione del materiale di escavazione potenzialmente inquinante.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Qualunque attivit\u00e0 (commerciale, industriale, turistica, ricreazionale) non sar\u00e0 permessa entro la <em>zona di esclusione<\/em> intorno al terminale proposto durante tutta la vita del Progetto.<\/p>\n<p>Durante le operazioni di dragaggio, gli impatti primari saranno il disturbo fisico del fondale marino e la sedimentazione temporanea. La costruzione dell\u2019impianto disturber\u00e0 un certo numero di ettari di territorio circostante che andr\u00e0 protetto da tanti punti di vista (rumore, inquinamento, ecc.).<\/p>\n<p>Il Progetto dovr\u00e0 includere significative misure di mitigazione, quali ad esempio il progetto delle attrezzature di movimentazione del gas naturale secondo i pi\u00f9 elevati standards industriali. I risultati della valutazione dei rischi dovranno essere incorporati nei piani e nelle procedure di gestione dell\u2019impianto.<\/p>\n<p><strong>3.2 SICUREZZA DEGLI IMPIANTI<\/strong><\/p>\n<p>Le prestazioni in sicurezza dei rigassificatori costituiscono un elemento chiave nella progettazione e nella localizzazione degli impianti. L\u2019attivit\u00e0 dell\u2019impianto onshore proposto pone un rischio potenziale che potrebbe minare la sicurezza pubblica.<\/p>\n<p>Inoltre, l\u2019accettabilit\u00e0 sociale di queste installazioni dipende in grande misura dalla capacit\u00e0 dei proponenti di dimostrare definitivamente che il rischio connesso \u00e8 trascurabile per la popolazione e l\u2019ambiente. Questo vale in somma misura per gli impianti a terra, specialmente quando si trovino all\u2019interno di aree portuali e\/o industriali. Ma vale anche, seppure im minore misura, per i rischi connessi alle nuove tecnologie avanzate (installazioni marine fisse o galleggianti).<\/p>\n<p>Si tratta, quindi, di avere un approccio per la determinazione sistematica ed il confronto critico delle problematiche legate alla sicurezza dell\u2019ambiente e delle popolazioni (safety) ed alla sicurezza contro attacchi militari e terroristici (security). Descriveremo i pericoli potenziali associati a diverse tecnologie di rigassificatore, tra loro alternative, identificandone le possibili rotture e malfunzionamenti con la catena di conseguenze. La definizione e l\u2019applicazione degli indicatori chiave delle prestazioni in sicurezza (Key Performance Indicators \u2013 KPIs) pu\u00f2 consentire un passo significativo nella determinazione dei rischi pi\u00f9 significativi e nell\u2019identificazione delle soluzioni intrinsecamente pi\u00f9 sicure.<\/p>\n<p>L\u2019analisi consiste nella valutazione di eventi critici in ordine decrescente di importanza. Il metodo richiede la suddivisione dell\u2019impianto in unit\u00e0 principali, ossia bracci di carico\/scarico, cisterne, compressori, ricondensatore, pompe, vaporizzatori e tubolature. Gli eventi critici vanno associati alle unit\u00e0 suddette mediante matrici, basate sul tipo di impianto e sullo stato fisico del gas trattato.<\/p>\n<p>I possibili eventi critici negli impianti di gas naturale liquefatto sono:<\/p>\n<ul>\n<li>rottura del fasciame nave nella fase liquida\n<ul>\n<li>grande (100 mm di diametro equivalente)<\/li>\n<li>medio (35-50 mm di diametro)<\/li>\n<li>piccolo (10 mm di diametro)<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<li>fuoriuscita da tubolature di gas nella fase liquida o gassosa sulla nave, sull\u2019interfaccia nave-terra, sugli impianti del rigassificatore\n<ul>\n<li>grande (rottura totale del foro)<\/li>\n<li>media (22-44% del diametro del tubo)<\/li>\n<li>piccola (10% del diametro del tubo)<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<li>rottura catastrofica<\/li>\n<li>collasso della cisterna di stoccaggio<\/li>\n<\/ul>\n<p>In questa procedura le matrici ottenute per gli eventi critici, definite dalle normative per sostanze estremamente infiammabili, devono essere adattate alla situazione specifica degli impianti di rigassificazione. La principale legislazione che concerne gli impianti GNL \u00e8 il Control of Major Accident Hazards Regulations 1999 (COMAH), come emendati nel 2005. Questi regolamenti ambiscono ad impedire incidenti prodotti da sostanze pericolose come il gas (incendi ed esplosioni) ed a limitare le conseguenze di qialsiasi incidente sulle popolazioni e sull\u2019ambiente.<\/p>\n<p>La letteratura scientifica ha dimostrato che il confronto tra gli eventi critici per tutte le tecnologie alternative evidenzia una grande similarit\u00e0 tra i risultati, soprattutto per i rigassificatori offshore, dove \u00e8 possibile che si verifichi il fenomeno della rapida transizione di fase. In sintesi, i risultati disponibili sembrano dipendere pi\u00f9 dalle propriet\u00e0 dei materiali e dalle condizioni operative piuttosto che dalla tipologia del rigassificatore (onshore e offshore).<\/p>\n<p>I livelli di sicurezza propri di ogni tipologia di rigassificatore possono essere classificati in dettaglio determinando quantitativamente i KPIs relativi al pericolo ed al rischio. Pochi dati sono sufficienti per questa analisi: (i) sostanze e condizioni operative (pressione, temperatura, fase); (ii) flussi del gas in ingresso ed in uscita; (iii) specifiche tecniche generali delle unit\u00e0; e (iv) una stima preliminare degli inventories.<\/p>\n<p>L\u2019identificazione degli scenari consente di calcolare le aree potenzialmente interessate da incidenti prevedibili. La dimensione caratteristica di questa area, ossia la distanza massima, \u00e8 assunta come il parametro di severit\u00e0 degli scenari dei possibili incidenti. Poich\u00e9 differenti tipi di effetti fisici (radiazione termica, sovrapressione o concentrazione tossica) devono essere confrontati, le distanze alle quali si sentono gli effetti del potenziale incidente devono essere calcolate a partire da valori di soglia derivati da studi di pianificazione del territorio. Esistono molti modelli matematici accettati diffusamente e codici numerici di simulazione per valutare le conseguenze di un incidente del tipo di quelli indicati pi\u00f9 sopra.<\/p>\n<p>La modellazione degli scenari per ogni evento critico produce un vettore di distanze limite di sicurezza. A questo punto \u00e8 possibile calcolare due tipi di indicatori chiave (KPIs) della prestazione in sicurezza:<\/p>\n<ul>\n<li>l\u2019indice di pericolo potenziale della esaminata unit\u00e0 dell\u2019impianto (UPI), che rappresenta gli effetti che possono derivare dai peggiori incidenti casuali;<\/li>\n<li>l\u2019indice di pericolo intrinseco della esaminata unit\u00e0 dell\u2019impianto (UHI), che rappresenta gli effetti che possono derivare dai peggiori incidenti prevedibili.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Gli indici totali calcolati per tutte le unit\u00e0 consentono di determinare i livelli di sicurezza globali attesi del rigassificatore, basati sul calcolo diretto dei peggiori scenari potenziali, oppure sui probabili livelli di sicurezza delle unit\u00e0 dell\u2019impianto.<\/p>\n<p>Inoltre, deve essere valutato l\u2019<em>effetto domino<\/em>, ossia la propagazione di un incidente tra le unit\u00e0 del rigassificatore e\/o all\u2019esterno dell\u2019impianto.<\/p>\n<p>Sebbene, come detto in precedenza, l\u2019applicazione della metodologia suddetta produca risultati simili indipendentemente dal tipo di rigassificatore, si deve tenere conto che un incidente in mare aperto avr\u00e0 conseguenze ben pi\u00f9 drammatiche in un impianto a terra, a meno che questo non si trovi a debita distanza da altri impianti, strade, navi, ecc.<\/p>\n<p><strong>3.3 SICUREZZA INTORNO ALLA NAVE LNG<\/strong><\/p>\n<p>L\u2019ingresso in porto delle navi metaniere impone una serie di condizionamenti al traffico portuale.<\/p>\n<p>Quando la nave \u00e8 attraccata, come riportato in Appendice, \u00e8 possibile ed auspicabile che l\u2019IMO e\/o la Guardia Costiera imponga quanto \u00e8 stato deciso per il rigassificatore onshore GVS di Porto Tolle. In questo caso, per tutto il tempo nel quale le gasiere (sia la grande nave che le piccole LNG feeder) sono ancorate in banchina nessuna altra nave potrebbe attraccare. Ci\u00f2 significa che tutte le attivit\u00e0 portuali sarebbero bloccate. Assumendo la tempistica prevista in base ai tempi di scarico dalle grandi LNG e di carico sulle piccole feeder, ad essere ottimisti questo blocco durerebbe almeno un mese.<\/p>\n<p>Questo tempo andrebbe arrotondato in eccesso in quanto, non solo quando le gasiere sono attraccate, ma anche durante le fasi di evoluzione e di movimentazione nel bacino portuale un canale di 500 metri per lato va lasciato permanentemente libero.<\/p>\n<p>In ogni caso, le regole relative alla movimentazione ed alle operazioni di scarico\/carico delle navi gasiere saranno imposte e gestite dalle autorit\u00e0 statutarie del porto.<\/p>\n<p><strong>3.4 REPORTS SULLA SICUREZZA<\/strong><\/p>\n<p>L\u2019operatore dovr\u00e0 produrre almeno i seguenti reports sulla sicurezza dei singoli componenti l\u2019\u00edmpianto di rigassificazione:<\/p>\n<ul>\n<li>tubolature tra lo scarico nave e sito di stoccaggio: i reports sulla sicurezza dovrebbe includere un esame delle tubolature, il cui progetto deve tenere conto della loro bassa temperatura di servizio;<\/li>\n<li>cisterne di stoccaggio: il report sulla sicurezza dovrebbe considerare l\u2019effetto di possibili impatti accidentali, quali condizioni meteo estreme, impatto di un\u2019aeromobile, terremoti, ecc., sulle cisterne di stoccaggio; viene esclusa l\u2019attivit\u00e0 terroristica; l\u2019analisi del sito dovrebbe investigare le caratteristiche geologiche della zona<\/li>\n<li>rigassificatore e compressori: quando il rigassificatore entrer\u00e0 in finzione, l\u2019operatore appronter\u00e0 un piano di intervento ed una tempistica sulle ispezioni per confermare che tali operazioni avranno luogo secondo il rapporto di sicurezza definito in base alla legislazione COMAH e secondo le normative sulla salute e sulla sicurezza;<\/li>\n<li>metanodotto di esportazione del gas verso la rete: l\u2019operatore deve notificare l\u2019introduzione di qualunque nuovo ramo di per che venga connessa con il metanodotto nazionale;<\/li>\n<li>effetto su altri siti (effetto domino): l\u2019Autorit\u00e0 comptetente deve utilizzare le informazioni fornite nelle notifiche e nei reports sulla sicurezza per individuare i gruppi di installazioni dove possono crescere le probabilit\u00e0 e le conseguenze di un incidente rilevante a causa della posizione e della vicinanza di altri impianti, macchinari, costruzioni e\/o di sostanze pericolose; questi siti sono detti \u201csiti domino\u201d;<\/li>\n<li>attivit\u00e0 terroristiche: i rapporti di sicurezza devono considerare i rischi che possono derivare dall\u2019ingresso abusivo di qualche soggetto; ne deriva che \u00e8 obbligatorio organizzare costosi servizi di sicurezza;<\/li>\n<li>piano di emergenza: l\u2019operatore deve produrre un piano di emergenza interno al sito del rigassificatore prima che l\u2019impianto inizi a funzionare e deve fornire informazioni alle autorit\u00e0 locali tutte le informazioni che le aiutino a produrre un piano di mergenza sul territorio circostante; gli obiettivi di questi piani sono il contenimento ed il controllo degli incidenti per minimizzarne gli effetti e per limitare i danni alle persone, all\u2019ambiente ed alle propriet\u00e0.<\/li>\n<\/ul>\n<p><!--nextpage--><\/p>\n<ol start=\"4\">\n<li><strong> ANALISI DI RISCHIO <\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>L\u2019analisi di rischio pu\u00f2 essere condotto con il metodo FMEA. \u00c8 questo un metodo sistematico, semi-quantitativo per l\u2019identificazione di rotture potenziali dei sistemi tecnici e\/o dei loro componenti, per la valutazione degli effetti delle rotture e per la classificazione delle rotture.<\/p>\n<p>Lo scopo complessivo di un\u2019analisi FMEA \u00e8 la valutazione di rotture non facilmente identificabili e la loro prevenzione. Il risultato dell\u2019analisi dei modi di rottura e delle loro conseguenze pu\u00f2 essere utilizzata per un\u2019analisi quantitativa del rischio.<\/p>\n<p>La procedura base del metodo FMEA prevede i passi seguenti:<\/p>\n<ul>\n<li>definire le ipotesi e le condizioni al contorno per la sua applicazione;<\/li>\n<li>scomporre l\u2019impianto in blocchi funzionali;<\/li>\n<li>descrivere la funzione e le interfacce di ogni blocco e di ogni loro componente, considerando i differenti modi operativi;<\/li>\n<li>definire le possibili rotture;<\/li>\n<li>identificare la causa di ogni potenziale rottura;<\/li>\n<li>identificare gli effetti delle rotture sui componenti, sui blocchi e sull\u2019impianto<\/li>\n<\/ul>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<ul>\n<li>analizzare le criticit\u00e0:\n<ul>\n<li>severit\u00e0 delle conseguenze,<\/li>\n<li>probabilit\u00e0 di accadimento delle rotture,<\/li>\n<li>probabilit\u00e0 di identificazione delle rotture;<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<li>produrre le raccomandazioni relative alle misure di controllo e delle azioni da intraprendere.<\/li>\n<\/ul>\n<p>La procedura integra anche il calcolo delle conseguenze derivanti dalle rotture identificate, introducendo nel metodo FMEA l\u2019analisi critica. Si costruisce una matrice di criticit\u00e0, dove le rotture identificate sono poste in relazione alla severit\u00e0 ed alla probabilit\u00e0 di accadimento di un incidente. Nella matrice possono essere definite zone di accettabilit\u00e0 e di non-accettabilit\u00e0; tra queste ultime si definiscono le effettive situazioni di criticit\u00e0.<\/p>\n<p>Queste saranno, a loro volta, sottoposte al calcolo numerico del livello di rischio (QRA), che combinato con i vari studi sulla sicurezza (HAZID \u2013 identificazione del pericolo, HAZAN \u2013 analisi dei pericoli potenziali e delle loro conseguenze, HAZOP \u2013 analisi dei rischi operativi mediante un approccio sistematico) possono produrre un adeguato e desiderato livello di sicurezza.<\/p>\n<p>Devono essere chiaramente decise quali siano le aree di maggiore pericolosit\u00e0 sulla base di calcoli di dispersioni di gas prodotte da possibile fuoriuscite.<\/p>\n<p><!--nextpage--><\/p>\n<ol start=\"5\">\n<li><strong> MANOVRABILIT\u00c0 <\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>Le dimensioni delle aree di manovra per l\u2019evoluzione della nave sono calcolate, in prima istanza, con un approccio deterministico. I criteri utilizzati per il calcolo variano a seconda che le manovre nel bacino portuale avvengano senza o con l\u2019assistenza di rimorchiatori. In ogni caso, deve essere controllato dalla Guardia Costiera che le navi LNG coinvolte nel trasporto di GNL rispettino le normative dell\u2019International Maritime Organisation (IMO &#8211; MSC\/Circ.1053, 16 December 2002 \u2013 \u201cExplanatory Notes to the Standards for Ship Manoeuvrability\u201d). Ma per avere fiducia nella reattivit\u00e0 di una nave, non \u00e8 sufficiente soddisfare i limiti suggeriti dai criteri dell\u2019IMO, ma bisogna rimanere sensibilmente al di sotto di questi limiti in modo da avere abbastanza margine per soddisfare la domanda di manovrabilit\u00e0 in acqua bassa.<\/p>\n<p>I seguenti sono i pi\u00f9 rilevanti aspetti operativi:<\/p>\n<ul>\n<li>adeguata manovrabilit\u00e0 in acqua bassa;<\/li>\n<li>massime forze del vento sostenibili nelle manovre in porto;<\/li>\n<li>capacit\u00e0 di manovra alle basse velocit\u00e0.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Tratteremo direttamente il caso di acqua di profondit\u00e0 limitata, tenuto conto che il rapporto tra le profondit\u00e0 dei fondali nel bacino portuale di Monfalcone e le immersioni delle navi gasiere oceaniche \u00e8 talmente basso da configurare una situazione di \u201cultra-shallow water\u201d.<\/p>\n<p><strong>5.1 EVOLUZIONE IN ACQUA BASSA SENZA ASSISTENZA DI RIMORCHIATORI<\/strong><\/p>\n<p>Le caratteristiche di manovrabilit\u00e0 sono particolarmente importanti in acqua bassa. Il termine \u201cacqua bassa\u201d \u00e8 definito come la profondit\u00e0 al di sotto della quale le caratteristiche di manovrabilit\u00e0 di una nave differiscono in misura significativa da quelle in acque molto profonde. Per la maggior parte delle navi, ed anche per le navi metaniere, un\u2019acqua bassa \u00e8 definita come rapporto tra profondit\u00e0 del fondale ed immersione nave (<em>H<\/em>\/<em>T<\/em>) inferiore a 3.5.<\/p>\n<p>I seguenti due aspetti giocano un ruolo importante in acqua bassa:<\/p>\n<ul>\n<li>specialmente per le navi molto latghe, come le LNG, i timoni perdono efficienza;<\/li>\n<li>la forza laterale ed il momento di rotazione variano sensibilmente.<\/li>\n<\/ul>\n<p>Le variazioni pi\u00f9 rilevanti delle caratteristiche idrodinamiche di una nave e, quindi, anche delle qualit\u00e0 di manovrabilit\u00e0 si hanno per valori del rapporto <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> inferiori a 1.5-2.0. Ne consegue che, a seconda delle dimensioni nave e dei rapporti geometrici di carena, si possono presentare seri problemi associati con le operazioni di manovra in porti con acque basse ed anche in aree portuali dove la profondit\u00e0 varia da 30 a 40 metri. Questo \u00e8 la situazione del bacino nel Porto di Monfalcone.<\/p>\n<p>Volendo non essere troppo restrittivi, in prima approssimazione il termine \u201cacqua bassa\u201d \u00e8 applicato al caso di larghezza illimitata, ossia nell\u2019ipotesi che gli effetti della presenza delle banchine e della diga siano considerati trascurabili.<\/p>\n<p>Le navi che risentono maggiormente degli effetti dell\u2019acqua bassa sono le navi dalle forme piene, larghe con rapporti tra larghezza ed immersione maggiori di 3.00. Questo \u00e8 il caso delle navi LNG standard coreane con portate medie di 145,000 m<sup>3<\/sup> di GNL, le cui caratteristiche principali sono le seguenti:<\/p>\n<p>&#8211; lunghezza fuori tutto <em>L<\/em><em><sub>OA<\/sub><\/em> = 283.0 m<\/p>\n<p>&#8211; lunghezza tra le perpendicolari <em>L<\/em><em><sub>PP<\/sub><\/em> = 265.0 m<\/p>\n<p>&#8211; larghezza \u00a0\u00a0 <em>B<\/em> =\u00a0\u00a0 44.0 m<\/p>\n<p>&#8211; immersione \u00a0\u00a0 <em>T<\/em> =\u00a0\u00a0 11.3 m<\/p>\n<p>Dati sperimentali su navi con dislocamento maggiorato del 25% rispetto alla nave LNG standard hanno dimostrato che per <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = 1.2, ossia per il fondale di 13.5 metri previsto dagli escavi nel bacino portuale di Monfalcone, le forze ed i momenti primari che timoni della nave e rimorchiatori devono il momento di imbardata devono contrastare, crescono da 4 a 8 volte per la forza di deriva e da 5 a 10 volte per la forze d\u2019imbardata rispetto allo scenario in acqua profonda.<\/p>\n<p>Le caratteristiche intrinseche di stabilit\u00e0 direzionale, misurate dagli indici di stabilit\u00e0 dinamica, cambiano significativamente al variare del rapporto <em>H<\/em>\/<em>T<\/em><em><sub>23<\/sub><\/em>. Esiste un\u2019evidenza sperimentale che esiste un campo di variabilit\u00e0 del rapporto profondit\u00e0-immersione, di solito tra 1.8 e 3.0, nel quale la nave potrebbe divenire intrinsecamente instabile direzionalmente pi\u00f9 che in acqua profonda.<\/p>\n<p>In sintesi, l\u2019efficienza intrinseca di controllo della nave \u00e8 particolarmente importante nelle manovre in acqua bassa, dove le caratteristiche idrodinamiche della carena subsiscono drastiche variazioni, particolarmente per <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> &lt; 1.5. Aumenta, ad esempio, il tempo per variare l\u2019angolo di rotta al variare dell\u2019accelerazione angolare che, a sua volta, rimane costante al diminuire della profondit\u00e0 fiono ad <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = 2.2, per poi decrescere con gradiente progressivamente crescente fino a raggiungere un valore notevolmente minore rispetto alla navigazione in acque profonde per <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = 2.0. Il che implioca che la nave presenter\u00e0 un\u2019intrinseca efficacia di controllo molto inferiore in acque molto basse, come nel caso del Porto di Monfalcone anche dopo i dragaggi previsti.<\/p>\n<p>La Figura 4 consente di confrontare il circolo di evoluzione per la nave suddetta con il timone al traverso a 35\u00b0 in acqua profonda e acqua estremamente bassa. \u00c8 evidente che il raggio del circolo di evoluzione cresce del 50% per <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = 1.2 rispetto al caso <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = \u00a5.<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69807\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio4.jpg?resize=257%2C273&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio4\" width=\"257\" height=\"273\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>In generale, gli incrementi del raggio del circolo di evoluzione rispetto alla situazione in acqua profonda sono piccoli fino ad <em>H<\/em>\/<em>T<\/em> = 1.5. Viceversa, il raggio cresce drammaticamente man mano che <em>H<\/em>\/<em>T <\/em>scende da 1.5 a 1.2. Per angoli di deriva del timone minori di 35\u00b0, il raggio evolutivo della nave cresce ancora di pi\u00f9 al diminuire del rapporto profondit\u00e0 immersione.<\/p>\n<p>Infine, il tempo di arresto della nave cresce al diminuire della profondit\u00e0 del fondale tanto pi\u00f9 quanto pi\u00f9 \u00e8 minore l\u2019angolo di deriva del timone.<\/p>\n<p>Volendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazione<\/p>\n<p>Volendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazione<\/p>\n<p>Volendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazione<\/p>\n<p>Volendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazioneVolendo fornire qualche dato quantitativo, \u00e8 possibile ricorrere a qualche criterio empirico-statistico. Nel caso in cui la nave non abbia alcun supporto, neppure dalle sue ancore, vale la relazione<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69811\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/Screen-shot-2014-11-17-at-16.07.33.png?resize=574%2C156&#038;ssl=1\" alt=\"Screen shot 2014-11-17 at 16.07.33\" width=\"574\" height=\"156\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>Purch\u00e9 le condizioni operative rispettino i seguenti limiti:<\/p>\n<p>velocit\u00e0 assoluta del vento <em>V<\/em><sub>W<\/sub> \u00a3 10.00 m\/s (20 kn)<\/p>\n<p>velocit\u00e0 della corrente <em>V<\/em><sub>C<\/sub> \u00a3\u00a0\u00a0 0.50 m\/s (1 kn)<\/p>\n<p>altezza d\u2019onda significativa <em>H<\/em><sub>S<\/sub> \u00a3\u00a0\u00a0 3.00 m<\/p>\n<p>per i raggi di evoluzione si ottengono i valori riportati in Tabella 2, dalla quale risulta evidente che una nave LNG standard non avrebbe assolutamente modo di manovrare nel Porto di Monfalcone senza l\u2019ausilio di rimorchiatori.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong>Tabella 2. Raggi di evoluzione di una LNG da 145,000 m<sup>3<\/sup><\/strong> <strong>in funzione della profondit\u00e0 del fondale<\/strong><\/p>\n<p><strong>(senza rimorchiatori)<\/strong><\/p>\n<table>\n<tbody>\n<tr>\n<td width=\"120\"><em>Profondit\u00e0 dell\u2019acqua <\/em>(m)<\/td>\n<td width=\"54\">40.0<\/td>\n<td width=\"55\">17.0<\/td>\n<td width=\"54\">13.5<\/td>\n<\/tr>\n<tr>\n<td width=\"120\"><em>Raggio di evoluzione <\/em>(m)<\/td>\n<td width=\"54\">746.7<\/td>\n<td width=\"55\">822.7<\/td>\n<td width=\"54\">1005.5<\/td>\n<\/tr>\n<\/tbody>\n<\/table>\n<p><strong>5.2 EVOLUZIONE IN ACQUA BASSA CON ASSISTENZA DI RIMORCHIATORI I<\/strong><\/p>\n<p>Se le manovre di evoluzione della nave fossero effettuate con l\u2019assistenza di rimorchiatori, le dimensioni risultanti per il bacino di manovra sono fornite schematicamente in Figura 5, dove \u00e8 definita un\u2019area intorno ad un rettangolo centrale, di larghezza <em>,<\/em><\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69812\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/Screen-shot-2014-11-17-at-16.09.46.png?resize=304%2C41&#038;ssl=1\" alt=\"Screen shot 2014-11-17 at 16.09.46\" width=\"304\" height=\"41\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>dove pu\u00f2 essere ipotizzato che si trovi il centro di massa della nave quando si entra nel bacino di manovra e che la velocit\u00e0 d\u2019avanzo non superi 0.40 nodi.<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69808\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio5.jpg?resize=327%2C244&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio5\" width=\"327\" height=\"244\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69813\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/Screen-shot-2014-11-17-at-16.11.07.png?resize=640%2C416&#038;ssl=1\" alt=\"Screen shot 2014-11-17 at 16.11.07\" width=\"640\" height=\"416\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>La conclusione \u00e8 che il piano di rifacimento del bacino nel Porto di Monfalcone risulterebbe comunque inadeguato a garantire manovre sicure di navi di queste dimensioni. Occorrerebbe scendere almeno a navi LNG di 127,000 m<sup>3 <\/sup>di portata. Queste navi sono state progettate a met\u00e0 degli anni \u201970 e non sono facilmente reperibili sul mercato dello shipping.<\/p>\n<p><!--nextpage--><\/p>\n<ol start=\"6\">\n<li><strong> ENTI PER LO SVILUPPO DEI REGOLAMENTI<\/strong><\/li>\n<\/ol>\n<p>Sono descritte qui di seguito le pi\u00f9 importanti organizzazioni che hanno il compito di sviluppare i regolamenti riguardanti gli aspetti tecnici, operativi, della formazione e della sicurezza, relativi alla catena del trasporto, della consegna e dell\u2019utilizzo del gas naturale liquefatto.<\/p>\n<p><strong>6.1 ORGANIZZAZIONI INTERNAZIONALI<\/strong><\/p>\n<p>Le principali organizzazioni internazionali sono:<\/p>\n<ul>\n<li>International Maritime Organisation (IMO)<\/li>\n<\/ul>\n<p>\u00c8 un\u2019agenzia specializzata delle Nazioni Unite che ha la responsabilit\u00e0 di dettare, implementare e revisionare le convenzioni internazionali per la sicurezza della navigazione e la prevenzione dell\u2019inquinamento marino da parte delle navi; qui le convenzioni pi\u00f9 importanti sono:<\/p>\n<ul>\n<li>la MARPOL Convention (International Convention for the Prevention of Pollution from Ships, 1973, modified by the Protocol of 1978);<\/li>\n<li>la SOLAS Convention (International Convention for the Safety of Life at Sea).<\/li>\n<\/ul>\n<ul>\n<li>International Organisation for Standardisation (ISO)<\/li>\n<\/ul>\n<p>I suoi comitati tecnici che hanno il compito di sviluppare standards relativi all\u2019industria del<br \/>\ngas sono:<\/p>\n<ul>\n<li>TC 67: materiali, attrezzature e strutture offshore per le industrie petrolifere, petrol-<br \/>\nchimiche e del gas naturale;<\/li>\n<li>TC 193: gas naturale.<\/li>\n<\/ul>\n<ul>\n<li>International Electrotechnical Commission (IEC)<\/li>\n<\/ul>\n<p>Prepara e pubblica gli standards internazionali per tutte le tecnologie elettriche ed<br \/>\nelettroniche che non sono coperte dall\u2019ISO; gli standards pi\u00f9 importanti legati alla catena del GNL sono:<\/p>\n<ul>\n<li>IEC 60092-502 &#8211; installazioni elettriche sulle navi \u2013 Parte 502: tankers;<\/li>\n<li>IEC 60079 \u2013 apparati elettrici per atmosfere esplosive di gas.<\/li>\n<\/ul>\n<ul>\n<li>Society of International Gas Tanker &amp; Terminal Operators (SIGGTO)<\/li>\n<\/ul>\n<p>Lo scopo di questa organizzazione non-profit, che rappresenta gli operatori di navi LNG ed i terminalisti, \u00e8 quello di specificare e promuovere gli standards e le migliori pratiche per le industrie del gas liquefatto.<\/p>\n<ul>\n<li>Intergovernmental Organisation for International Carriage by Rail (OTIF).<\/li>\n<\/ul>\n<p>Il pi\u00f9 importante riferimento relativo alla catena della fornitura di gas natural liquefatto \u00e8 la<br \/>\n\u201cConvention Concerning International Carriage by Rail (COTIF) Appendix C \u2013 Regulations Concerning the International Carriage of Dangerous Goods by Rail (RID).<\/p>\n<p><strong>6.2 ORGANIZZAZIONI EUROPEE<\/strong><\/p>\n<p>Le principali organizzazioni europee sono:<\/p>\n<ul>\n<li>European Commission (EC)<\/li>\n<\/ul>\n<p>Gli atti pi\u00f9 importanti della Commissione legati alla \u201cLNG supply chain\u201d sono:<\/p>\n<ul>\n<li>la direttiva 96\/82\/EC (Seveso II) sul controllo dei rischi di gravi incidenti dovuti a sostanze pericolose;<\/li>\n<li>la direttiva ATEX 94\/9\/EC (ATEX 95) che riguarda le attrezzature ed i sistemi di protezione da utilizzare in atmosfere potenzialmente esplosive;<\/li>\n<li>la direttiva ATEX 99\/92\/EC (ATEX 137) che definisce i requisiti minimi atti a migliorare la salute e la protezione dei lavoratori potenzialmente a rischio di atmosfere esplosive;<\/li>\n<\/ul>\n<ul>\n<li>European Committee for Standardisation (CEN)<\/li>\n<\/ul>\n<p>Gli standards pi\u00f9 importanti relativi alle installazioni e manufatti per il gas naturale liquefatto sono:<\/p>\n<ul>\n<li>EN 1150: linee guida sulle caratteristiche generali del GNL e dei materiali criogenici;<\/li>\n<li>EN 1473: linee guida per la progettazione, la costruzione e la condotta di terminali onshore e dei suoi componenti (liquefazione, stoccaggio, vaporizzazione, trasporto e gestione del GNL);<\/li>\n<li>EN 1474: progetto di e prove sui sistemi di trasferimento marino<\/li>\n<\/ul>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p><strong>Lista delle Abbreviazioni<\/strong><\/p>\n<p>CEN European Committee for Standardisation<\/p>\n<p>COMAH Control of Major Accident Hazards Regulations<\/p>\n<p>EC European Commission<\/p>\n<p>EPRP Emergency Preparedness and Response Plan<\/p>\n<p>FMEA Failure Mode and Effects Analysis<\/p>\n<p>FRU Floating Regasification Unit<\/p>\n<p>FSRU Floating Storage Regasification Unit<\/p>\n<p>FSU Floating Storage Unit<\/p>\n<p>GNL Gas Naturale Liquefatto<\/p>\n<p>HAZAN Hazard Analysis<\/p>\n<p>HAZID Hazard Identification<\/p>\n<p>HAZOP Hazard and Operability Analysis<\/p>\n<p>HSE Health, Safety and Environmental<\/p>\n<p>IEC International Electrotechnical Commission<\/p>\n<p>IGC Code International Code for Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk<\/p>\n<p>IMO International Maritime Organisation<\/p>\n<p>ISO International Organisation for Standardisation<\/p>\n<p>LNG Liquefied Natural Gas<\/p>\n<p>LNG-RV Liquefied Natural Gas Regasification Vessel<\/p>\n<p>MARPOL International Convention for the Prevention of Pollution from Ships<\/p>\n<p>OTIF Intergovernmental Organisation for International Carriage by Rail<\/p>\n<p>QRA Quantitative Risk Assessment<\/p>\n<p>SIGGTO Society of International Gas Tanker and Terminal Operators<\/p>\n<p>SOLAS Safety of Life at Sea<\/p>\n<p>APPENDICE<\/p>\n<p><img loading=\"lazy\" decoding=\"async\" class=\"alignbottom size-full wp-image-69809\" src=\"https:\/\/i0.wp.com\/bora.la\/wp-content\/uploads\/2014\/11\/trincas_studio6.jpg?resize=374%2C331&#038;ssl=1\" alt=\"trincas_studio6\" width=\"374\" height=\"331\" data-recalc-dims=\"1\" \/><\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>Pubblichiamo un&#8217;analisi inedita del rigassificatore che si vorrebbe fare a Monfalcone. 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