Produzione, trattamento e distribuzione del gas inerte · Produzione, trattamento e distribuzione...

Produzione, trattamento e distribuzione del gas inerte

L’impianto di produzione, trattamento e distribuzione del gas inerte nelle cisterne del carico di una nave petroliera è forse uno dei più complessi in assoluto dell’intero settore navale. Questa lezione ha lo scopo di fornire una serie molto concisa di informazioni sintetiche.

IL RISCHIO DI ESPLOSIONE ALL’INTERNO DELLE STIVE DEL CARICO

In generale tutti i combustibili liquidi sono in equilibrio con i propri vapori, che si sviluppano in misura differente a seconda delle condizioni di pressione e di temperatura, sulla superficie di separazione tra liquido e mezzo che lo sovrasta.

Nei liquidi infiammabili la combustione avviene quando, in corrispondenza della suddetta superficie, i vapori dei liquidi, miscelandosi con l’ossigeno dell’aria in concentrazioni comprese nel campo di infiammabilità, sono opportunamente innescati.

Pertanto per bruciare in presenza di innesco, un liquido infiammabile deve passare dallo stato liquido allo stato vapore.


Molecole di idrocarburi

Molecole di ossigeno

3

1

2

1 Concentrazione di gas molto elevata (nessun rischio)

3 Concentrazione di gas troppo bassa (nessun rischio)


La tabella riporta i valori di LFL e UFL per alcuni

idrocarburi leggeri




Anche il petrolio greggio presente nelle stive di una petroliera emette per evaporazione idrocarburi

leggeri che, nell’aria sovrastante il carico, potrebbero formare pericolose miscele esplosive.

Sappiamo già che un idrocarburo origina però miscele infiammabili solo se la sua concentrazione è compresa tra:

-un limite inferiore di infiammabilità (Lower Flammable Limit, LFL)

e tra…

- un limite superiore di infiammabilità (Upper Flammable Limit, UFL)

per cui risulta anche in questo caso un intervallo di concentrazioni all’interno del quale, se è presente una causa di ignizione, è possibile che si verifichi una combustione o meglio, trattandosi di miscele gassose, una esplosione.



IL GAS INERTE SULLE NAVI CISTERNA

Quindi, le navi cisterna che trasportano greggio e derivati petroliferi sono caratterizzate da un rischio di incendio molto elevato, al quale si pone rimedio agendo sul triangolo del fuoco tramite la eliminazione del comburente, cioè sostituendo l’aria con il cosiddetto "gas inerte" (inert gas)

Il gas inerte è aria atmosferica il cui tenore di ossigeno (O2) è stato ridotto dal normale 21% al 5%, cioè a un valore tanto basso da non poter più sostenere una combustione, quindi un incendio o una esplosione.

IL DIAGRAMMA DI INFIAMMABILITÀ

Durante la discarica, dal petrolio e dopo dai depositi più densi che rimangono sul fondo e sulle pareti delle cisterne, si sviluppano composti di gas nella seguente percentuale:

Poiché le percentuali maggiori di gas sono per il propano (35%) e per il butano (22%), i limiti di infiammabilità più pericolosi vanno dal 2,0 al 9,0 %.


Il diagramma di infiammabilità

rappresenta l’area di pericolo di

incendio – esplosione della

miscela gas – aria.

Viene rappresentato sul piano

cartesiano, avente per ascisse la

percentuale in volume di gas e per

ordinata la percentuale in volume

di ossigeno

L’ampiezza e la forma dell’area

visibile nella figura più in alto

dipendono dal tipo di gas.


Consideriamo una miscela di aria e di gas provenienti dal greggio di petrolio. Essa sarà rappresentata sul piano cartesiano da una retta r.

Se preleviamo da questa miscela dei campioni con percentuale corrispondente ai punti che si trovano sulla retta r e li sottoponiamo a prova di infiammabilità osserviamo che sono infiammabili solo i campioni corrispondenti a percentuali comprese tra U.F.L e L.F.L. L’intervallo L.F.L e U.F.L viene chiamato campo di imfiammabilità della miscela gassosa.

Gas in %

Ari

a e

/o O

ssig

eno

in

%


Considerando ora atmosfere con percentuali di ossigeno inferiori a 20.8%, le miscele che si formeranno con il gas proveniente dal greggio saranno rappresentate da rette convergenti sul punto di ascissa 100% di gas di idrocarburi.


Se sottoponiamo le miscele le cui composizioni stanno su tali rette alla prova di infiammabilità troveremo che il campo di infiammabilità su ogni retta diventerà sempre più stretto, man mano che le percentuali di ossigeno diminuiscono, fino a diventare un punto cioè il punto limite inferiore di infiammabilità e quello superiore man mano che diminuisce l’ossigeno, tendono ad avvicinarsi fino a coincidere per miscele che stanno sulla retta r0.


Tali rette partiranno da una ordinata corrispondente alla massima percentuale di ossigeno presente nella miscela priva di gas di idrocarburi. Pertanto avremo una serie di rette r1, r2, r3, r4, ... r0 a pendenza decrescente rispetto alla retta r.

STUDIO DELL’INFIAMMABILITÀ DI UNA MISCELA DI ARIA E DI GAS DI PETROLIO GREGGIO

• Vengono prese in considerazione solo le miscele il cui contenuto di ossigeno non supera 20,8% (rappresentate dai punti del piano che si trovano sotto le retta r); • I punti situati all’interno della cosiddetta “area di infiammabilità “ rappresentano miscele ossigeno-gas facilmente infiammabili; i punti fuori dall’area di infiammabilità rappresentano miscele non infiammabili. • La retta passante per il punto di coordinate (0; 20,8) e tangente alla curva che delimita l’area di infiammabilità prende il nome di linea di diluizione critica.

Il diagramma di infiammabilità rappresenta per ascisse la percentuale in volume del gas di petrolio e per ordinata la percentuale in volume di ossigeno (aria);

1) Zona I: zona non infiammabile; 2) Zona II: zona di infiammabilità; 3) Zona III: zona con possibilità di infiammabilità per arricchimento di aria (ossigeno); 4) Zona IV: zona con possibilità di infiammabilità per arricchimento di gas.

SUDDIVISIONE DEL

DIAGRAMMA DI

INFIAMMABILITA’

Una miscela avente caratteristiche corrispondenti al punto A (zona III) essendo fuori dall’area di infiammabilità è apparentemente non esplosiva. Se per una causa qualsiasi si arricchisce di ossigeno, la nuova miscela avrà percentuali corrispondenti al segmento OA. La miscela è quindi potenzialmente pericolosa in quanto il segmento OA interseca la “curva limite di infiammabilità “ nei punti A1 e A2

SUDDIVISIONE DEL

DIAGRAMMA DI

INFIAMMABILITA’

Una miscela avente caratteristiche corrispondenti al punto B (zona IV) essendo fuori dall’area di infiammabilità è apparentemente non esplosiva. Se per una causa qualsiasi si arricchisce di gas, la nuova miscela avrà percentuali corrispondenti al segmento OB. La miscela è quindi potenzialmente pericolosa in quanto il segmento OB interseca la “curva limite di infiammabilità “ nei punti B1 e B2

SUDDIVISIONE DEL

DIAGRAMMA DI

INFIAMMABILITA’

Consideriamo una miscela avente caratteristiche corrispondenti al punto D della figura 4 (zona I) se per una causa qualsiasi si arricchisce di ossigeno, la nuova miscela avrà percentuali corrispondenti al segmento OD. Tale segmento non attraversa l’area di infiammabilità, quindi tale miscela non sarà mai esplosiva.

SUDDIVISIONE DEL

DIAGRAMMA DI

INFIAMMABILITA’

La miscela di idrocarburi leggeri che si libera dal greggio per evaporazione è caratterizzata da

un intervallo di esplosività molto variabile che, nell’aria atmosferica normale (in cui l’ossigeno è pari a circa il 21% in volume) è mediamente compreso tra il 2% e il 9%.

Tale intervallo dipende comunque dal tipo particolare di greggio e, nella atmosfera gassosa che sovrasta il prodotto petrolifero, può subire variazioni anche sensibili sia nel tempo sia nello spazio, cioè da punto a punto.

Si vede però sperimentalmente che, se tale atmosfera gassosa contiene un minor tenore di ossigeno, l’intervallo di esplosività delle miscele tende a restringersi, fino ad annullarsi quando il tenore di ossigeno raggiunge valori prossimi al 10%.

LA VENTILAZIONE DELLE CISTERNE DEL CARICO DURANTE LA FASE DI SCARICAZIONE


Come quando, versando acqua da una bottiglia, tutto il liquido uscente è sostituito da aria che, richiamata dall’esterno, entra nella bottiglia fluendo in controcorrente rispetto all’acqua che ne sta uscendo, così l’operazione di discarica del prodotto petrolifero richiama inevitabilmente aria

esterna che è forzata a entrare nella stiva, con una portata uguale a quella di scaricazione.

Si vede però sperimentalmente che, se tale atmosfera gassosa


Il diagramma presenta poi la seguente proprietà:

se in una atmosfera gassosa di composizione iniziale A ne immettiamo una seconda avente la composizione B e si consente che un pari volume venga espulso all’esterno attraverso uno sfogo,

nell’ipotesi che all’interno della stiva avvenga una miscelazione completa, è stato verificato che la composizione X della atmosfera gassosa nella stiva varia col tempo con legge lineare, muovendosi lungo il segmento di retta che congiunge il punto A con il punto B.

Q


Se sul diagramma di infiammabilità indichiamo con P una generica atmosfera gassosa presente al di sopra del liquido durante la fase di scaricazione, il continuo ingresso di aria atmosferica

esterna farebbe variare la composizione della fase gassosa interna alla stiva

secondo un segmento che attraversa l’area di infiammabilità (fig. 6).

E se… durante questo intervallo di tempo, dovesse verificarsi una causa di ignizione (per esempio una scarica di corrente statica), si verificherebbe una esplosione tanto violenta e distruttiva da squarciare l’intero scafo della nave.

Q


Sta però di fatto che il punto Q di aria atmosferica normale all’interno della stiva dovrà, prima o poi, essere obbligatoriamente raggiunto, anche per consentire l’ingresso di tecnici incaricati di

compiere, a fine scaricazione, lavori di controllo, manutenzione e pulizia all’interno della stiva.

Tutto sta nel capire come: cioè, esclusa la via diretta appena citata, per quale strada sicura.

Q


La strada più sicura sarebbe quella di immettere nella stiva in fase di scaricazione una corrente di gas inerte puro (rappresentato dall’origine degli assi e quindi totalmente privo di ossigeno) facendo sfogare all’esterno una pari portata gassosa e, dopo che gli analizzatori di gas esplosivi rilevano che la concentrazione di questi ultimi è scesa a zero, interrompere l’invio di tale gas inerte e ventilare con aria fino a raggiungere il punto Q.

Questa strada aggira al massimo l’area di infiammabilità ma è eccessivamente lunga e costosa.

Q


La via comunemente adottata e ammessa dalle norme di sicurezza è quella di immettere nella stiva in fase di scaricazione una corrente di gas inerte al 5% di O2 e, una volta raggiunta una concentrazione convenientemente bassa di gas esplosivi, ventilare con aria e raggiungere il punto Q

(procedere alla ventilazione con aria con una più alta concentrazione di gas esplosivi sarebbe rischioso perché ci si avvicinerebbe troppo all’area di infiammabilità di cui, come già detto, conosciamo l’esistenza ma non l’esatta forma né le dimensioni).

Q


Vanno sottolineati i seguenti punti:

- la fase di immissione di gas inerte nelle stive del carico è detta purging, mentre quella di ventilazione con aria prende il nome di gas-freeing;

- per comprensibili motivi di sicurezza, l’analisi continua del tenore di gas esplosivi nelle

stive del carico e l’autorizzazione a passare dalla fase di immissione di gas inerte a quella di ventilazione sono affidate a una autorità esterna ufficiale, cioè il "chimico di porto";

- Per motivazioni legate alla difesa dell’ambiente, l’immissione di gas inerte nelle stive del carico deve essere effettuata sia durante l’intera

fase di scaricazione mentre è in funzione il lavaggio delle cisterne col crudo (COW), sia durante la successiva fase di lavaggio delle medesime con acqua calda.

Q

COW Crude Oil Washing

COW è un sistema che durante le operazioni di scarico, preleva parte del greggio, lo riscalda e lo getta, ad alta pressione sulle pareti della cisterna, per mezzo di un ugello rotante (vedi figura).

Evidentemente l’ugello ha la possibilità di ruotare contemporaneamente sia orizzontalmente che in azimut ed è dotato di un braccio telescopico, per lo spostamento verticale. Viene utilizzato durante le operazioni di scarico. In questo modo si riesce a coprire quasi interamente l’angolo solido. L’elevato potere detergente del petrolio, quando impiegato in questo modo, consente di asportare tutti i residui rimasti sulle superfici orizzontali e verticali, andando a recuperare una gran parte del carico, garantendo così un’ottima pulizia della stiva.

L’INERTIZZAZIONE

• Inertizzare significa rendere inerti le cisterne delle navi petroliere, chimichiere ….. o i serbatoi o i depositi di combustibili derivati dal petrolio a terra.

• Rendere inerti significa far sì che cisterne e serbatoi siano sicuri rispetto all’incendio e all’esplosione.

• Si esegue immettendo gas inerte (anidride carbonica, azoto oppure una miscela di azoto e anidride carbonica ottenuti con la combustione di gasolio in appositi impianti) in pressione nelle cisterne e nei serbatoi, di modo che esso impedisca lo svilupparsi dei gas combustibili e ne alteri la composizione sino a rendere la miscela finale incombustibile.

• Si esegue sempre sia nelle cisterne che nei serbatoi, sia in fase di carico che di discarica. Rappresenta il modo più sicuro per prevenire incendi ed esplosioni ed è quindi obbligatorio, sia in mare che a terra.

Terminologia • Inertizzare significa l’introduzione di gas inerti nelle cisterne delle navi per

renderle inerti, ovvero far sì che cisterne e serbatoi siano sicuri rispetto all’incendio e all’esplosione.

• Gas-freeing significa introdurre aria in un serbatoio allo scopo di rimuovere gas inerte, gas tossici e infiammabili e incrementare il contenuto di ossigeno fino al 21% in volume.

• Purging significa introdurre gas inerte in una cisterna già inertizzata allo scopo di ridurre ulteriormente il contenuto di ossigeno riducendo il contenuto esistente di gas.

• Topping up (Rabbocco) si riferisce al processo di inserimento di gas inerte in un serbatoio già inerte solo per aumentare la pressione ad un livello positivo rispetto all'atmosfera.

• Impianto IG (IG Plant) si riferisce al sistema globale per la produzione, la fornitura, il controllo e il monitoraggio di un gas inerte.

• Sistema di distribuzione IG (Inert gas system distribution) si riferisce a tutte le apparecchiature associate con la distribuzione del gas generato nell'impianto IG agli spazi richiesti.

Vista del ponte

Petroliere e gas infiammabili

• L’IMO con le sue convenzioni SOLAS e MARPOL (1978), ha stabilito che tutte le navi cisterna esistenti debbano essere dotate di COW (Crude Oil Washing)e di IGS (Inert Gas Sistem).

• Il gas inerte è un gas che ha una composizione tale che non solo non partecipa nei normali processi di combustione ma non li favorisce neppure. Infatti esso, sostituendo l'ossigeno nell'aria non rende la combustione più possibile. Tale gas deve essere privo di SO2, SO, fuliggine e a temperatura bassa..

• Rende inerti i serbatoi mediante l’eliminazione di un lato del triangolo del fuoco riuscendo ad evitare ogni possibilità di incendio o esplosione.

• Una petroliera trasporta prodotti petroliferi, che danno origine a vapori infiammabili. In assenza di gas inerte, qualsiasi fonte di accensione provoca all'interno di un serbatoio della petroliera un’esplosione.

Impianto Gas Inerte (IGS)

Inert Gas System

Impianto Gas Inerte (IGS)

E' possibile suddividere l'impianto in due zone: Zona Sicura (Non Hazardous Area) e Zona Non Sicura ( Hazardous Area)

Altro modo di rappresentazione di un IGS

GAS DI SCARICO DI UNA CALDAIA

La fonte più economica e logica di gas inerte è rappresentata dai GAS DI SCARICO DI UNA CALDAIA nella quale, come sappiamo, la combustione è fatta avvenire con minimi eccessi d’aria (in media dal 5 al 10%) proprio allo scopo di ottenere gas alla temperatura più alta possibile. Di conseguenza i gas di scarico hanno un contenuto di ossigeno residuo molto basso (in media 2 ÷ 3%), per cui sono un’ottima fonte di gas inerte.

GAS DI SCARICO DEI MOTORI DIESEL

Al contrario, i gas di scarico dei motori diesel non si prestano allo scopo per via dell’elevato tenore di ossigeno residuo (in media dal 10 al 15%). Si noti che, anche dopo il tramonto della propulsione a vapore, quando le petroliere erano senza eccezioni delle turbocisterne, la disponibilità di vapore su una motocisterna è quasi sempre assicurata dalle caldaie ausiliarie, in servizio per i molti impieghi del vapore sulle navi petroliere.

GENERATORE DI GAS AUTONOMO

Qualora la produzione di vapore fosse così ridotta da non garantire una sufficiente disponibilità di gas di scarico, il gas inerte può venir prodotto da un GENERATORE AUTONOMO (inert gas generator, IGG), nel quale viene bruciato del gasolio, sempre con minimi eccessi d’aria, al solo scopo di produrre gas di scarico utilizzabili come gas inerte.

GENERATORE DI GAS AUTONOMO

Altro schema di generatore di gas autonomo

Generatore di gas inerte

Generatore di gas inerte per una metaniera durante il montaggio finale.

Impianto di produzione, trattamento, e distribuzione del gas inerte

Il gas di scarico della combustione (da caldaie o da generatori autonomi) [1] viene quindi inviato in una TORRE DI LAVAGGIO (scrubber) [3] nella quale, entrando dal basso e lavato in controcorrente da una pioggia di acqua, esce dalla sommità della torre, convenientemente raffreddato e privato di eventuali residui della combustione.

2- Valvole di entrata gas

1- Caldaia o Generatore autonomo

3 -Scrubber

Marine Boiler

È il luogo in cui viene bruciato il combustibile. I gas di scarico caldi vengono fatti passare attraverso lo scrubber.

[1] Marine Boiler

Bruciatore - caldaia

La torre di lavaggio (scrubber)

Il lavaggio consiste nel far passare il gas inerte attraverso una torre nella quale esso gorgoglia all’interno di una vasca piena di acqua di mare, i fumi perdono la fuliggine, alcuni ossidi e si raffreddano.

Spruzzatori

Entrata Gas

Uscita Gas

La torre di lavaggio (scrubber)

Spruzzatori

Entrata Gas

Uscita Gas

L'acqua di mare scorre verso il basso nella scrubber mentre i fumi salgono

verso l'alto e durante questo processo di flusso incrociato l'acqua di mare

dissolve la fuliggine e zolfo diossido e raffredda il gas. Vi è un'ampia

disposizione di ugelli, piastre forate e ugelli venture all'interno della torre al

fine di massimizzare il contatto tra l'acqua e gas. Pertanto si comporta come

un scambiatore di calore

http://www.brighthubengineering.com/marine-engines-machinery/28270-use-of-heat-exchangers-on-board-ships/

La torre di lavaggio (scrubber) Uscita Gas

Le condizioni di lavoro richiedono che lo

scrubber sia fatto di materiale altamente

resistente alla corrosione che possa

sopportare i gas corrosivi caldi che lo

attraversano e deve essere possibile

ispezionarlo per la visualizzazione e la

pulizia delle parti interne della camera

durante la manutenzione ordinaria.

Dopo il lavaggio il gas passa attraverso

un deumidificatore (Demister) ove

l'eccesso di acqua dai fumi viene

rimosso. Questo gas è ora pronto per

essere inviato ad ventilatori per gas inerti

che pompano questo gas a seguito delle

regioni richiesti.

Elettroventilatori – Tubolatura principale

Il gas uscente dalla torre di lavaggio viene quindi aspirato da due ELETTROVENTILATORI [5] (electric fans: elettroventilatori, soffianti), dei quali uno è in servizio e l’altro in stand-by, i quali imprimono al gas inerte una pressione di poco superiore a quella atmosferica e lo inviano alla TUBOLATURA PRINCIPALE (inert gas main pipe) per la distribuzione alle varie stive del carico.

4) Valvole di isolamento (lato aspirazione soffianti)

valvole di aspirazione dell'aria

6) valvole di isolamento soffianti, (lato in pressione)

Tubolatura principale

[5] Fans (Elettroventilatori)

Il Ventilatore

ll ventilatore aspira i gas dallo scrubber e lo invia alle cisterne di carico attraverso la Deck Seal

Inert Gas Blowers (Approfondimenti) • Il passo successivo dopo generazione o piuttosto purificazione del gas inerte è la consegna dello

stesso al sistema di distribuzione. La regola SOLAS 62.3.1 richiede che il gas inerte deve essere fornito alle cisterne di carico ad una velocità che è almeno del 125 % superiore alla portata volumetrica di scarico delle merci dalla nave. Ciò al solo scopo di garantire la sicurezza della nave e dell'equipaggio durante le operazioni di carico.

• A tale scopo è inoltre richiesto di avere due soffianti, che dovrebbero essere in grado operare congiuntamente. Tuttavia in situazioni reali una varietà di combinazioni sono utilizzate dai produttori a seconda delle esigenze. Ciò è accettabile fino a quando la normativa riguardante il 125% sia rispettata.

• Alcune navi hanno un grande ventilatore e un piccolo ventilatore, in cui il primo è utilizzato per le principali operazioni di carico mentre il secondo si usa per le operazioni di rabbocco. Lo svantaggio di una tale combinazione è che se il ventilatore più grande si guasta, il più piccolo dovrebbe essere utilizzato fino a che l'altro venga riparato e la portata del carico dovrebbe quindi essere ridotta di conseguenza in base alle capacità della soffiante per la sicurezza delle operazioni.

• Di conseguenza non è raro avere due grandi ventilatori di uguale capacità che vengono utilizzati alternativamente e ciò aiuta anche nel caso che uno dei due venga coinvolto da un guasto.

• Ci sono altri fattori che dovrebbero anche essere tenuti a mente durante l'installazione dei ventilatori, come uno spazio adeguato per la pulizia e l'ispezione, l'uso di materiali resistenti alla corrosione, gli impianti di svuotamento e così via. Le caratteristiche della soffiante devono essere tali da poter sopportare varie perdite di pressione che si verificano in vari punti sui sistemi come la torre di lavaggio, la tenuta idraulica di ponte e le reti di distribuzione.

• I ventilatori sono normalmente gestiti da motori elettrici collegati alle loro giranti e le caratteristiche e portate di questi motori devono essere tenuti sufficientemente alte per tener conto del carico massimo possibile sui ventilatori durante il funzionamento del sistema.

Valvola a 3 vie – Purging, gas-freeing

L’aspirazione dei ventilatori è provvista di una VALVOLA A TRE VIE [4a] con una connessione comunicante con l’atmosfera onde consentire il passaggio dalla fase di purging a quella di gas-freeing e sulla linea del gas inerte è posto un ANALIZZATORE CONTINUO DI OSSIGENO che dà un segnale di allarme se tale tenore supera un certo valore di soglia o arresta automaticamente le operazioni di scaricazione al superamento di un dato valore più alto.

Valvole di isolamento aspirazione ventilatori

Valvola a tre vie di aspirazione dell'aria

6) valvole di isolamento ventilatori, lato pressione


Elettroventilatori – Tubolatura principale

La miscela di gas inerti dai ventilatori viene poi inviata ad una apparecchiatura di non ritorno conosciuta come tenuta idraulica di ponte (deck water seal) che convoglia il gas inerte al sistema di distribuzione sul ponte.






8) DeckWater seal

Deck Water Seal – Valvole varie

Tra i ventilatori e la deck water seal c’è una valvola di regolazione di pressione la quale fa in modo che ogni eccesso di gas inerte ritorni allo scrubber, dopodichè il gas va alla deck water seal attraversando una valvola di sfiato.






8) DeckWater seal

La valvola di sfiato dovrebbe essere aperta quando l’impianto principale IG viene spento in modo da prevenire ogni riflusso o incrementi di pressione nelle tubature.

Deck Water Seal – Valvole varie

Deck Water Seal

All’inizio della tubolatura principale è installata una importante valvola automatica di non ritorno, detta deck water seal, contenente acqua in cui viene fatto gorgogliare il gas inerte in arrivo dai ventilatori e il cui livello dipende dalla contropressione proveniente dalle cisterne: se sulla linea di distribuzione si verificasse un aumento anomalo di pressione, questa farebbe rifluire l’acqua nella linea di arrivo del gas inerte bloccandone l’erogazione ed evitando pericolosi rientri di gas esplosivi.

7. Valvola di controllo della pressione

8) Water seal 9) Valvola di non ritorno

10) Valvola isolamento ponte

Deck Water Seal

Esitono diversi tipi di DWS. L'immagine mostra il Wet Type Dry Water Seal e il suo funzionamento. Fondamentalmente si compone di una camera semi-riempita con acqua e due tubi per l'ingresso e l'uscita del gas di scarico, mentre gli altri due tubetti sono per l’ ingresso e l’uscita dell'acqua di tenuta.

Deck Water Seal

All’interno c'è un deumidificatore per rimuovere le gocce d'acqua dal gas. Il funzionamento di questo dispositivo è piuttosto semplice: la figura a sinistra mostra lo stato in cui il gas inerte fluisce dall’impianto alla zona di distribuzione e quella a destra mostra la condizione in cui la contropressione tende a spingere indietro i gas di carico nel sistema IG che vengono bloccati dalla Deck Water Seal.

Deck Water Seal

IG dalla sala macchine

Deck seal

Controllo del livello dell’acqua

Deck Water Seal

Deck seal vista dal ponte di una petroliera

branchetti (inert gas branch pipes)

Dalla linea principale del gas inerte si dipartono poi i vari branchetti (inert gas branch pipes) [11] che alimentano le varie cisterne, tutti provvisti di valvole telecomandate


branchetti

Cargo tank isolating valves

Una nave ha più cisterne e ogni cisterna è provvista di una valvola di intercettazione. La valvola controlla il flusso di gas inerte che entra nelle cisterne e viene manovrata solo da un ufficiale responsabile di questa operazione.

[11]Valvole di isolamento delle cisterne

Valvole di sicurezza

Una complessa serie di valvole di sicurezza di vario tipo assicura che durante tutta la scaricazione la pressione in ogni stiva rimanga entro un certo preciso intervallo. [13]Pressure Vacuum (PV) breaker: Il PV breaker aiuta a controllare la sovra o sottopressurizzazione delle cisterne del carico. Lo sfiato del breaker è dotato di un rompifiamma per evitare fiammate mentre sono in atto operazioni di scarico o carico in porto.

[13]Pressure/Vacuum breaker (Common)

[14] Pressure/vacuum valves (individual)

[15]Pressure/vacuum valves in ventilation line

Boccaporti e indicatori livello

[17] Tank hatch (boccaporti dei serbatoi)

[18] Indicatori di livello

Mast riser (Ventilation riser)

[12] Mast riser (Ventilation riser)

Viene utilizzato per mantenere una pressione positiva di gas inerte durante la fase di carico. In questa fase viene mantenuta aperta per evitare la pressurizzazione delle cisterne.

Mast riser (Ventilation riser)

[12] Mast riser (Ventilation riser)

Viene utilizzato per mantenere una pressione positiva di gas inerte durante la fase di carico. In questa fase viene mantenuta aperta per evitare la pressurizzazione delle cisterne.

• L'altezza (6 metri o più) del montante aiuta a disperdere il vapore tossico. • In caso di malfunzionamento della valvola del montante la valvola PV rilascerà la pressione dalle cisterne di carico in atmosfera. • Il Mast Riser è posto il più lontano possibile dagli alloggi dell’equipaggio.

Gas outlet

IG Main Line P/V Breaker

Dispositivi di Regolazione della pressione

Per questioni di sicurezza è richiesto l'inserimento di questi dispositivi. Fondamentalmente ci sono due funzioni principali che questi dispositivi devono svolgere nel sistema di IG. In primo luogo per garantire che non vi sia una sola direzione del flusso di gas dall’impianto IG al sistema di distribuzione. Tale ritorno potrebbe verificarsi in caso di guasto della Deck Water Seal o se nell'impianto di IG si sviluppasse qualsiasi altro problema tecnico. In secondo luogo, anche nel caso in cui tutti i sistemi funzionassero perfettamente, ci potrebbe essere comunque la necessità di controllare la velocità del flusso di gas inerti ai serbatoi.

Come viene effettuata la Regolazione ?

Ci sono due modi in cui la pressione nel sistema di distribuzione può essere manipolata. Potrebbe essere fatto variando la velocità dei ventilatori del gas inerte che è un modo un pò rozzo di farlo e l'altro è quello di avere valvole di regolazione di pressione che è la tecnica più moderna. Quest'ultimo è illustrato nello schema che mostra una disposizione per la regolazione della pressione attraverso le valvole automatiche e una linea di ricircolo.

Come viene effettuata la Regolazione ?

Il funzionamento del sistema è molto semplice. Il trasmettitore di pressione percepisce e trasmette il segnale di pressione al regolatore, che a sua volta controlla una o entrambe le valvole di regolazione situate sulla linea di ingresso principale e la linea di ricircolo, rispettivamente, controllando le eventuali variazioni di pressione nella direzione desiderata.

Pressure /Vacuum breaker

Come misura di sicurezza aggiuntiva oltre al regolatore di pressione può essere presente un “pressure vacuum breaker” sulla tubolatura principale che previene l’aumento di pressione o eccessiva sotto pressione nel caso gli altri sistemi di regolazione non stiano svolgendo bene il loro compito

[13] P/V Breaker

La caratteristica principale di P/V Breaker è la sua semplicità sia nella costruzione che per quanto concerne il principio di funzionamento e quindi richiede pochissima manutenzione. Lo schema di un tipico P/V Breaker è mostrato in figura. Come si può vedere è semplicemente costituito da un una sezione aperta del tubo che sarebbe in contatto con l'atmosfera se non fosse per il liquido che è presente nel contenitore sottostante.


Se la pressione all'interno della regione a T aumenta spinge il liquido nel contenitore verso il basso. Più la pressione sale più il livello di liquido scende. Questo continuerà ad accadere se il liquido scende fino a livello indicato dalla freccia di colore rosso detto "Break Point". Ogni ulteriore aumento della pressione all'interno della camera spingerà ulteriormente il liquido esponendo l'interno della camera alla atmosfera gettando fuori il liquido dal contenitore riducendo in tal modo la pressione in eccesso all'interno quell'area.


Analogamente quando il vuoto aumenta risucchia il liquido all'interno della della sezione a T. Se la quantità di vuoto aumenta oltre un certo valore, tutto il liquido viene risucchiato all'interno del tubo e sarebbe sottoposto alla pressione atmosferica “rompendo” così l'eccesso di vuoto.


Il liquido utilizzato è o olio con specifiche caratteristiche o una miscela di acqua e glicole; quest'ultimo viene aggiunto come salvaguardia contro temperature estremamente basse alle quali l'acqua potrebbe congelare



Main IG line

Controllo del livello dell’acqua

Parti dell’impianto IGS (1)

1. Captazione gas della caldaia o da Generatore di gas inerte 2. Valvole di entrata gas 3. Scrubber 4. Valvole di isolamento aspirazione ventilatori

4a - valvole di aspirazione dell'aria 5. Ventilatori 6. valvole di isolamento ventilatori, lato pressione


7. Valvola di controllo della pressione 8. Deck water seal 9. Valvola di non ritorno 10. Valvole di isolamento linea del ponte (deck line isolating valve) 11. Valvole di isolamento cisterne 12. Ventilation riser/ mast riser (alzata di ventilazione) 13. Pressure/Vacuum breaker (common)

14. Pressure/vacuum valves (individual) 15. Pressure/vacuum valves in ventilation line 16. Valvola di bypass 17. Tank hatch (boccaporto del serbatoio) 18. Indicatore di livello 19. Purge pipe (tubo di spurgo)


Operazioni di carico delle cisterne a bordo delle navi con Impianto gas inerte (IG)

• Un serbatoio non viene solo inertizzato quando sta portando carico, ma anche durante viaggi in zavorra.

• Lo scopo è di controllare simultaneamente il funzionamento e l'efficienza dell’IGS prima della movimentazione del carico nel porto in cui avverrà tale operazione.

• Per inertizzare serbatoi vuoti le aperture e le tubazioni di spurgo vengono aperti all'atmosfera e il gas inerte viene introdotto all'interno del serbatoio. Quando vengono raggiunte le necessarie condizioni di livello di ossigeno, questi vengono chiusi ed al serbatoio viene fatta raggiungere una pressione positiva rispetto all'atmosfera

Operazioni di carico delle cisterne a bordo delle navi con Impianto gas inerte (IG)

• Quando il suddetto processo sta avvenendo, si deve fare in modo che non venga inserito alcun tipo di apparecchiatura all'interno del serbatoio per evitare generazioni di scintille finché non si raggiungerà la condizione di inertizzazione.

• Una volta che tutti i serbatoi sono stati inertizzati, possono avere una pressione comune con la linea principale di scarico del gas inerte che è anche superiore alla pressione atmosferica.

• L'entità di questa pressione positiva è dell'ordine di circa 100 mm di colonna d'acqua, che è approssimativamente equivalente a 0,01 bar. La pressione di riferimento atmosferica standard è di circa 1.013 bar, quindi, si può vedere che l'entità con cui la pressione all'interno del serbatoio inerte supera la pressione atmosferica è piuttosto bassa dell'ordine di 0,99% superiore alla pressione atmosferica.

Produzione, trattamento e distribuzione del gas inerte · Produzione, trattamento e distribuzione...

Documents

Transcript of Produzione, trattamento e distribuzione del gas inerte · Produzione, trattamento e distribuzione...