A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural

Heraldo Rosa de VasconcelosCoordenador de Projectos REN GasodutosAssistente Redes de Fluídos ISEL

Ordem dos Engenheiros 11 Out 2011

Disclaimer: Esta apresentação é pessoal e não se pode entender como posição das entidades nela mencionadas

O Gás Natural no mercado de Energia

Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal

A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural

Tecnologia de Gasodutos

Tecnologia de terminais de recepção de GNL

Tecnologia da Armazenagem Subterrânea de GN

Resumo de Características Técnicas da RNTGN

Futuros Desenvolvimentos da RNTGN


O consumo de energia desde 1990 e a previsão até 2030

As reservas conhecidas de Gás Natural

O mercado de Gás Natural

A cadeia de transporte do gás natural

A Rede Europeia de Transporte de GN

O consumo de GN em Portugal

AS PREVISÕES DE CONSUMO DE ENERGIA

AS RESERVAS DE GÁS NATURAL

Fonte: BP statistical review of world energy (report 2011)

Na Europa identificaram‐se novas reservas em zonas de xisto, na Polónia e Inglaterra

Fonte: BP statistical review of world energy (report 2011)

O MERCADO DE GÁS NATURAL

O CONSUMO DE GÁS NATURAL EM PORTUGAL

16.4

13.8

10.6

8.8

8.0

7.1

6.7

5.9

5.7

4.4

3.8

3.5

1.8

1.6

0.8

0.7

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Luxemburg

Netherlands

Belgium

UK

Germany

Italy

Europe (15)

Austria

France

Ireland

Spain

Denmark

Finland

Portugal

Greece

Sweden

Consumo de Gás Natural per capita em 2008 (MWh)

O consumo per capita de GásNatural em Portugal é cerca de 24% da média da Europa (15)

Fonte: EuroStat


Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal

A fileira do Gás Natural

Antecedentes históricos em Portugal

Envolvente empresarial e gasoduto do Magrebe

Cronologia do projecto Transgás

A FILEIRA DO GÁS NATURAL

Fonte: SNAM

Base Histórica em 1993

• Estabelecimento do quadro legislativo e empresarial para a concessão do aprovisionamento, transporte e distribuição do Gás Natural;

• Estudo de alternativas de abastecimento por barcos metaneiros ou gasoduto;

• Acordo Portugal/Espanha/Marrocos com a Argélia para construção do gasoduto do Magrebe, desde a zona de produção Hassi‐R’Mel até Campo Maior;

• Decisão de construir um terminal de GNL na segunda fase;

• Acordo com Central de Ciclo Combinado (Tapada do Outeiro) para garantir consumo significativo dado o tipo de contrato de aprovisionamento (take orpay);

• Definição das concessionárias de distribuição nas zonas mais povoadas do litoral;

Estudos Iniciais

• Início da construção em 1994 dos Gasodutos Setúbal‐Leiria, Campo Maior Leiria e Leiria Braga;

• Esta construção incluiu os postos de redução de pressão e medição para entrega ás redes de distribuição das concessionárias regionais;

• Dada a previsível lentidão do aumento do consumo doméstico, nas zonas das concessionárias, a TRANSGÁS acelerou as ligações aos grandes clientes industriais;

• Conforme acordado com Espanha, foi prolongado o gasoduto de Braga até Tuy, para abastecer a zona da Galiza;

• Para efeito de futura instalação de um terminal de GNL foi considerada a península da Mitrena, em Setúbal

Projecto TRANSGÁS

Transgás e Enagas com ligação ao Magrebe em 2000

1997• Introdução do GN em Portugal em 31 Janeiro • Primeiro cliente industrial (Autoeuropa) em 10 Maio• Ramais Industriais de Anadia, Aveiro, Oliveira do Bairro, Seixal, Condeixa, Fiães, • Central Térmica da Tapada do Outeiro• Primeiros pontos de entrega á Lusitâniagás, Portgás, Setgás e GDL

1998• Entrega de GN á Galiza pela fronteira de Valença do Minho

1999• Gasodutos Coimbra‐Mangualde e Portalegre‐Guarda

2000• Primeiro aprovisionamento por navio metaneiro da Nigéria, no terminal de Huelva

2001• Primeira entrega á Tagusgás

2002• Primeira entrega á Beiragás

2003• Entrega á Central Térmica do Ribatejo (TER) no Carregado• Gasoduto Sines‐Setúbal • Ligação ao Terminal de GNL de Sines, e primeira descarga de GNL neste terminal

Cronologia do Projecto TRANSGÁS

Rede Ibérica Actual

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural

O Sistema de Transporte Integrado da REN

A Gestão Técnica Global do Sistema de Transporte

Controlo da RNTGN

Sistema de Transporte integrado da REN

REN – Rede eléctrica Nacional, S.A.

Transporte de electricidade da Rede Nacional de Transporte (RNT)

Enondas, Energias das Ondas, S.A.

Exploração da zona piloto destinada à produção de energia eléctrica a partir das ondas do mar

REN Armazenagem, S.A.

Armazenagem subterrânea de Gás Natural

REN Atlântico Terminal LNG, S.A.

Terminal de Gás Natural Liquefeito

REN Gasodutos, S.A.

Rede de gasodutos de alta pressão da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN)

REN Serviços, S.A.

Serviços de apoio ao grupo

RENTELECOM Comunicações, S.A.

Telecomunicações

OMIP, SGPS, S.A.

Operador de Mercado Ibérico de derivados de electricidade

REN Trading, S.A.

Operador dos CAE remanescentes (Tejo Energia e TurboGás)

Concessões electricidade:•Transporte de electricidade até 2057

•Zona piloto das ondas até 2055

Concessões Gás Natural:• Transporte, armazenamento subterrâneo de gás natural e recepção, armazenamento e regazeificação de gás natural liquefeito no Terminal GNL de Sines até 2046

Outros

Gestão Técnica Global do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN)

A Gestão Técnica Global coordena a operação das infra‐estruturas para garantir o serviço público com segurança de abastecimento e liberdade de acesso segundo critérios de não discriminação e transparência, verificados e auditados pela ERSE. A REN Gasodutos, como gestor técnico global do sistema, é responsável por:

• Controle de acesso às infra‐estruturas, coordenação e monitorização do equilíbrio oferta/procura;

• Processamento das programações e nomeações e da contabilização de gás por cada utilizador da rede;

• Gestão da rede, assegurando que os gasodutos têm capacidade suficiente para processar os pedidos dos utilizadores, mantendo a capacidade de resposta e a disponibilidade da rede;

• Monitorização do cumprimento pelos agentes de mercado que operam no SNGN das obrigações legais e operacionais em relação à segurança do abastecimento.

Controlo da RNTGN

A monitorização da RNTGN é efectuada no centro de despacho da REN Gasodutos, com telecomunicações por fibra óptica, que ligam as estações remotas do gasoduto, os sistemas de medição, o terminal de GNL de Sines e as instalações de armazenamento subterrâneo no Carriço.

Para manter os gasodutos e as estações remotas em segurança, a REN Gasodutos utiliza um sistema SCADA com redundância integrada, que permite o diagnóstico precoce de problemas e uma rápida resposta.

Os dados da RNTGN são automaticamente recolhidos pelo sistema SCADA, reduzindo o risco de erro humano, sendo registados no local e centralmente, para detectar tendências e anomalias.

Para a avaliação de tendências e anomalias são utilizados softwares de referência, com adequado benchmarking em situações homólogas.

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural Tecnologia de Gasodutos

Projecto e Construção: normas, materiais, atravessamentos, protecção catódica

Segurança : Servidão; Válvulas de seccionamento; Inspecção inteligente; Scada

Tecnologia dos GasodutosTodos os Códigos de Construção derivam do CódigoASME B 31.8 (American Society of Mechanical Engineers), Gas Transmission and DistributionPiping Systems, que foi convertido numa norma europeia e numa norma ISO:EN 1594/2009 Gas supply systems ‐ Pipelines for maximum operating pressure over 16 bar.ISO 13623 Petroleum and Natural Gas Industries Pipeline Transportation Systems

Na maior parte do mundo estes códigos funcionam como boas práticas de engenharia, reforçadaspelos operadores e companhias de seguros aderentes. Na Europa são suportados por directivascomunitárias e legislação europeia e particular dos vários países.

Para efeitos de segurança, o traçado das tubagens é classificado em categorias (com os devidos coeficientes de segurança e distância entre válvulas de seccionamento) atendendo a: Densidade populacional;

Natureza, importância e das edificações, construções e obras de arte aí existentes;Intensidade do tráfego ferroviário e rodoviário;As afectações futuras, nos planos directores e outros instrumentos de planeamento.

Esta classificação é suportada por estatísticas de análise de risco dos operadores, (EGIG) que demonstram que o principal risco de um gasoduto enterrado é a interferência de terceiros, justificando o aumento do coeficiente de segurança e o número de válvulas de seccionamento com o aumento deste risco.

Tecnologia dos Gasodutos(EGIG) European Gas Pipeline Incident Data Group:

Frequência de incidentes por 1000km/ano:

Gasodutos em operação: Só são considerados acidentes quando há consequências humanas ou materiais para terceiros, normalmente com ruptura:

Desde 1970 foram registadas 11 fatalidades na Europa, nenhuma em Portugal

Tecnologia dos GasodutosServidão (Direito de Passagem) do gasoduto

Direito consignado na lei portuguesa (Portaria 142 /2011 Regulamento Gasodutos de Transporte)

5 m 3 m 2 m

Largura total 20 metros

5 m3 m2 m

Largura total 25 metros

5 m 3 m 2 m 5 m3 m5 m 2 m

Sinergia de gasodutos ou oleodutos paralelos

Tecnologia dos GasodutosAtravessamentos

Todos os atravessamentos de vias de comunicação importantes são por perfuração horizontal com manga de protecção em tubo de aço, á profundidade regulamentar e na perpendicular ao traçado, :

Todos os atravessamentos de rios, lagoas, e margens são ou em vala submersa ou por perfuração dirigida:

Tubo manga

Tecnologia dos GasodutosFabrico e transporte dos Tubos

Bobine de Aço


Soldadura Arco Submerso


Revestimento em polietileno de alta densidade


Após ensaios


Marcação Final


Transporte em navio


Transporte em camião

Construção de Gasoduto Sines Setúbal

A Construção de gasodutos da RNTGN

Em parque

Abertura de Pista


Transporte da Tubagem


Alinhamento da Tubagem


Encurvadora em obra


Frente de Soldadura


Controle da Soldadura


Tubagem SoldadaAbertura de Vala


Colocação Tubagem em Vala


Tubagem na Vala


Ensaio do Revestimento


Vista final


Horizontal Direccional Drilling (HDD)

Zona a atravessar

A travessia de rios, lagoas e estuários

Máquina de Perfuração


Equipamento de perfuração


Ensecadeiras intermédias Estuário do Sado


Tracção do tubo


Chegada do Tubo


Construção de uma estação

Plataforma

Estação GRMS

Válvulas de seccionamento e derivação

Estação GRMS

Linhas de Regulação

Estação GRMS

Reguladores de pressão

Estação GRMS

Linhas de Medição

Estação GRMS

Computadores de Caudal

Estação GRMS

Aspecto final (GRMS de Lares)

Estação GRMS

Para monitorizar os gasodutos e as estações remotas utiliza‐se um sistema SCADA, baseado em PLC remotos em cada estação, com comunicação para o centro de despacho.

Este sistema recolhe todos os dados locais, como sejam pressões, temperaturas, caudais, odorização, posição das válvulas de seccionamento, etc.

Este sistema permite ainda fechar por comando remoto do centro de despacho as válvulas de seccionamento de estações e de GRMS em caso de anomalia.

Associado a este sistema existe um software que vigia as condições do gasoduto para detectar eventuais fugas.

Ainda com os dados obtidos pelos sistema SCADA existe um simulador para prever a variação do “line pack” conforme as previsões de entradas e saídas de GN

SCADA

In Line Inspection

A inspecção dos gasodutos é feita periodicamente por ferramentas inteligentes (Pigs) que viajam pelo interior dos tubos impulsionadas pelo gás.

Essas ferramentas registam as coordenadas e têm sensores que analizam a espessura do tubo, eventuais defeitos como fissuras nas soldaduras, e o estado do revestimento, deformações causadas por terceiros, etc.

Os sucessivos registos são analizados por software adequado para avaliar a evolução dos eventuais defeitos e decidir a sua reparação.

In Line Inspection

“Pig” inteligente

In Line Inspection

Entrada no Tubo

In Line Inspection

Portas de Fecho Rápido

In Line Inspection

Chegada do “pig”

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural Tecnologia de Gasodutos Tecnologia de terminais de recepção de GNL

Processo de Transporte de GNL

Tecnologia do GNL

Terminal de GNL de Sines

Ampliação do Terminal de GNL de Sines

PRODUÇÃO TERMINAL DE LIQUEFAÇÃO

LNGCARGA

SEALINE

DESCARGA

TERMINAL

REGASIFICAÇÃO

LNGCENTRAL

REDE DE DISTRIBUIÇÃO

CONDENSATES

LIQUEFACTION

LNG STORAGE

LNG

HEAVY PRODUCT EXTRACTION

GAS RECEPTION

LNG

LNG

LNG

GAS TREATMENT

Processo de transporte de GNL

Processo de transporte de GNL

• O Gás Natural é basicamente constituído por metano, que se liquefaz a 162 Graus Centigrados negativos, á pressão atmosférica;

• Cada m3 de GNL ao regaseificar produz cerca de 600 m3(n) de GN;

• O Gás Natural é liquefeito na zona de produção e transportado por barcos metaneiros com grande isolamento térmico. A pequena parte do GNL que se evapora é utilizada nos motores.

• No terminal de recepção a regaseificação é efectuada por vaporizadores com água do mar;

• Para zonas não servidas por gasodutos podem utilizar‐se camiões cisternas, fazendo a regaseificação no local ao ar atmosférico, ou aquecimento a água quente.

Terminal GNL SinesNo seguimento do estudo de viabilidade, que considerou como melhor local para um terminal de importação de GNL o porto de Sines, o Governo Português decidiu em 1998 a sua construção.O Terminal de GNL de Sines entrou em operação em 2003 e nessa data as suas características eram:

Uma estação de acostagem para navios de 35 000 a 210 000 m3 GNL com um tempo de descarga de cerca de 20 horas;

Dois tanques com capacidade total de 240 000 m3 (1 660 GWh); Vaporizadores de regaseificação do GNL, 900.000 m3 (n)/h ; Carga até 3 000 camiões cisternas de GNL por ano. Capacidade operacional de cerca de 40 navios por ano

Estação de acostagem:Fundos de cerca de 25 m3x16” braços articulados de descarga e 1x16” de retorno de gás;Sistemas de “dry quick coupling” capazes de desligar os braços em segurança caso haja movimento anormal do navio. Uma linha de 36” de descarga criogénica, uma de 10” de recirculação de GNL e uma de 12” de retorno de fase gasosa.

Tanques com parede exterior em betão e interior em aço 9% níquel;Ligação de todos os tubos e instrumentos pelo tecto; 3 bombas de extracção eléctricas criogénicas submersas 320 m3/h;

Bombas de alta pressão de GNL, pressurização para a rede 84 barg na fase líquida, seguida de vaporizadores de regaseificação do GNL, aquecidos com chuveiros de água do mar, captada junto ao terminal;

Terminal GNL Sines

1‐Metaneiro2 Linhas criogénicas3 Tanques de Armazenagem4 Camiões Cisterna5 Cobertura em betão6 Tecto suspenso7Parede exterior betão8 Tanque interior inox 9%níquel9 isolamento térmico10 isolamento espuma de vidro11 Fundação

Terminal GNL Sines

Terminal de GNL de Sines

Metaneiro a descarregar em Sines

Em 2009 iniciou‐se a expansão do Terminal de GNL, com o aumento de capacidade de armazenamento de GNL o reforço da regaseificação e de enchimento de camiões‐cisterna. A obra de expansão estará concluída em 2012, com um investimento superior a 190 milhões de euros, e inclui:

Terceiro tanque com capacidade de 150 000 m3;

Reforço dos vaporizadores de regaseificação do GNL, nova capacidade 1 350 000 m3 (n)/h ;

Capacidade operacional de 40 para cerca de 60 navios por ano

Ampliação do Terminal de GNL

Terceiro Tanque GNL

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural Tecnologia de Gasodutos Tecnologia de terminais de recepção de GNL Tecnologia da Armazenagem Subterrânea de GN

Tecnologia de Armazenagem de GN Processo de Armazenagem Subterrânea de GN Processo de Lexiviação Fases de formação REN – Armazenagem no Carriço

Tecnologia de Armazenagem de GN

• O GN pode ser armazenado em antigas zonas de produção de petróleo já desactivadas, ou que não foram produtivas;

• O GN também pode ser armazenado em zonas de sal gema, sendo as cavidades formadas por dissolução do sal com água; Para que a capacidade seja significativa, utilizam‐se pressões da ordem de 180 bar, e profundidades da ordem de 1000 metros.

• Para a armazenagem têm de se utilizar compressores, desde a pressão do gasoduto (60 a 70 barg) para os 180 bar.

• Para devolver o GN ao gasoduto além de se reduzir a pressão há que retirar a água com unidades de desidratação.

• Esta é a solução disponível em Portugal na Armazenagem do Carriço

PROCESS0 de LEXIVIAÇÃO

Fases de formação de uma armazenagem em zona de sal gema

Dissolução do Sal Gema com Água

Primeiro enchimento com GN Em operação

1000 m1188 m

362.610 m3

TGC-1S RENC-5RENC-3 RENC-4

1056 m1366 m

526.161 m3

1049 m1308 m

657.597 m3

1110 m1306 m

425.750 m3

Armazenagens em serviço REN

DETERMINAÇÃO DE CAPACIDADES

Instalações de Gás Instalações de Lexiviação

REN – Armazenagem no Carriço RENC-3 – 526 161 m3

RENC-5 – 425 750 m3

RENC-4 – 657 597 m3

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural Tecnologia de Gasodutos Tecnologia de terminais de recepção de GNL Tecnologia da Armazenagem Subterrânea de GN Resumo de Características Técnicas da RNTGN

Rede Nacional de Gasodutos

Armazenagem Subterrânea

Terminal de Sines

Armazenamento Subterrâneo (REN-Armazenagem)

Campo Maior

Valença do Minho

LNG

Porto

Lisboa

Rede Nacional de Transporte de GN (REN-Gasodutos)

Terminal de GNL (REN-Atlântico)

RNTGN, Armazenamento subterrâneo e Terminal de GNL

Linhas de Transporte:

Extensão do Gasoduto 1296 Km

Estações de Reg. e Medição (GRMS) 81

Estações de Fronteira (CTS) 2

Estações de Linha (BV)43

Estações de Junção (JCT) 65

REN Gasodutos


Cavernas de formação salina:– 4 em operação (1 GALP e 3 REN)– 1 em construção (GALP) e 1 em projecto (REN)

Capacidade comercial: 2,15 TWh <> 181 Mm3(n)Capacidades da estação de superfície: injecção: 110.000 m3(n)/h (32 GWh/dia) extracção: 300.000 m3(n)/h (86 GWh/dia)

Capacidade de Lixiviação 600 m3/hOperação assegurada pela REN‐Armazenagem.

Campo Maior

Valença do Minho

LNG

Porto

Lisboa


REN Armazenagem

Terminal de GNL (REN-Atlântico)


Campo Maior

Valença do Minho

LNG

Porto

LisboaCapacidade de regaseificação de 5,25 bcm/ano

(emissão máxima ~1.350.000 m3(n)/h)Capacidade de acostagem de navios até 210.000 m3 GNL

(cerca de 60 navios/ano)Capacidade de armazenagem nos tanques: 2 x 120.000 +1x 150 000 m3 GNL

Enchimento de camiões cisterna:3.000 camiões/ano @ 0,08 bcm


Armazenamento Subterrâneo (REN-Armazenagem)


REN Atlântico (em 2012)

O Gás Natural no mercado de Energia Breve história da Introdução do Gás Natural em Portugal A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural Tecnologia de Gasodutos Tecnologia de terminais de recepção de GNL Tecnologia da Armazenagem Subterrânea de GN Resumo de Características Técnicas da RNTGN Futuros Desenvolvimentos da RNTGN

Outros

Rede Nacional de Transporte de Gás Natural

Futuros Desenvolvimentos da RNTGN

• Fecho do anel Mangualde‐Celorico‐Guarda (em execução);

• Terceira ligação a Espanha (em aprovação);

• Estações de compressão para reforço da capacidade de transporte.

• Abastecimento de novas Centrais de Ciclo Combinado a GN (condicionado á sua construção);

• Reforço da capacidade de importação de energia pelo lado ocidental da Europa via Terminal de Sines.

Terceira ligação a Espanha (em aprovação)

Outros

• Incorporação de GN para produzir combustíveis líquidos; (Gas to Liquids)

• Utilização de GN ou GNL para veículos de transporte

• Redes de captura de CO2 para armazenagem;

• Utilização de Biogás.

CO2 EuropipeCO2Europipe é um projecto financiado pela Comissão Europeia, que pretende estabelecer a tecnologia para a captura, transporte e armazenagem em larga escala de CO2, através do estudo de casos reais, considerando o transporte em pipelines e navios para os reservatórios naturais (aquíferos ou reservas de petróleo ou gás já desactivadas ou não produtivas), até 2020.Várias zonas da Europa, nomeadamente no Mar do Norte, já estão em operação experimental.

Redes de captura de CO2 para armazenagem

Estas redes estão em grande desenvolvimento no norte da Europa, na Suécia, Alemanha, Áustria, etc…O futuro do biogás é o upgrade para injecção na rede de gasodutos.

Redes de distribuição de Biogás

Muito Obrigado

A Rede Nacional de Transporte de Gás Natural

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