o lng como combustível para a marinha.

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o lng como combustível para a marinha.
O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. O gás natural como combustível para a marinha, levanta um número de problemas técnicos e logísticos, diferentes e bem mais complexos que o gás natural enquanto combustível para a indústria terrestre. Muitos daqueles problemas são de difícil resolução, ou pelo menos de resolução não óbvia exigindo de todas as partes envolvidas, armadores, fornecedores de gás, sociedades classificadoras e tripulações um esforço considerável de atualização, quer técnica quer ao nível dos procedimentos. O gás natural, não considerando a sua cadeia de produção “Well to Costumer” contribui para o controlo de emissões atmosféricas nomeadamente Partículas, Óxidos de azoto e Dióxido de carbono, no entanto produz uma poluição considerável quando se considera toda a sua cadeia de produção, sendo eventualmente mais prejudicial para a natureza que a utilização de outros combustíveis conhecidos. No que toca à sua utilização local, os benefícios são evidentes, permitindo reduções importantes daqueles poluentes. Existem vários fatores, no entanto que condicionam o desenvolvimento da utilização do gás natural como combustível para a marinha são: disponibilidade geográfica do GNL, navios equipados com instalações propulsoras que possam queimar gás quer a geradores de vapor (como muitos dos navios de transporte de GNL) quer com motores de combustão interna (dual fuel ou mesmo Otto), custo das conversões dos navios, associado à perda de espaço de carga, questões de segurança quer nos portos quer a bordo dos navios, competência técnica das tripulações, ausência de regulamentação e legislação, aspetos de poluição atmosférica produzida pelo manuseamento e tecnologias de queima do gás natural. Quando em 2006 comecei a ensinar na Universidade de Newcastle em Inglaterra, sistemas propulsores a motores a gás, a maioria dos meus colegas achou a ideia demasiado avançada para a altura, para não dizer descabida. Para muitos o Gás Natural, nunca iria ser um combustível marítimo. O Gás Natural, até então era utilizado essencialmente no Japão e na Noruega a bordo de alguns navios de trafego local, como seja o “Glutra”, um pequeno RO‐RO de 100 passageiros como se mostra na figura 1 cujas as principais características se encontram na tabela na tabela 1. O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. Figura 1 ‐ O “Glutra” Noruega (2000). Tabela 1 Dados principais do RO‐RO “Glutra” (2000) Dimensões Principais Comprimentos (m) Boca (m) Calado (m) Velocidade de serviço (nós) Deslocamento (ton) Capacidades Automóveis privados Passageiros Instalação Propulsora 4 Mitsubishi GS12R‐PTK, 12 Cilindros em V Capacidade de GNL AGA CRYO Propulsores 2 colunas Schottle STP 1010 94.80 15.70 5.15 12 640 100 300 675 kW/unidade 2 x 32 m3 1000 kW No ano 2000, existiam somente 8 navios a utilizar gás natural como combustível principal, essencialmente embarcações de águas interiores dedicadas ao transporte de passageiros e turismo. O GN estava naquele tempo a dar os primeiros passos, sendo que a expectativa de vir a ser o “o combustível para a marinha” embora pequena, viesse a ser forçada por diversos meios a tornar‐se “O combustível” desejado. No presente artigo irei abordar de forma breve e simples a problemática subjacente ao gás natural como combustível para a marinha, sendo que, necessariamente um assunto tão complexo, não pode ser escalpelizado de forma satisfatória num artigo de revista. O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. O que é o Gás Natural? Figura 2 ‐ Molécula do metano, o principal constituinte do gás natural. O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos mais ou menos leves, e que se constituí hoje em dia como uma combustível cuja queima é mais limpa que outros hidrocarbonetos convencionais como a gasolina, gasóleo, combustível pesado, etc.. O gás natural é um hidrocarboneto, o que significa que é constituído por compostos de carbono e hidrogénio. O hidrocarboneto mais simples é o metano; que contém um átomo de carbono e quatro átomos de hidrogénio. O gás natural pode ser encontrado, por si só ou em associação com óleo. É incolor e inodoro embora seja uma mistura de hidrocarbonetos. Embora o principal constituinte seja o metano, outros hidrocarbonetos incluem etano, propano, butano e água, óleo, enxofre, dióxido de carbono, azoto, e outras impurezas podem estar misturados com o gás, quando ele sai do chão. Estas impurezas são removidos antes que o gás natural seja entregue aos consumidores finais. O facto de que o gás natural é combustível e a sua queima é mais limpa do que outras combustíveis ajuda a reforçar a sua posição como um dos combustíveis mais utilizados. O gás natural é medido em muitas unidades, embora a unidade mais comum de medição é o Gigajoule (GJ), a medida métrica para o calor ou energia. Outras formas de medida utilizadas na indústria do gás natural são Mcf (mil pés cúbicos) e Btu (British Termal Unit). O gás natural é encontrado em reservatórios abaixo da superfície da terra. Grandes camadas de rocha em cúpula aprisionam o gás natural sob a superfície. Uma vez removido do seu reservatório subterrâneo, o gás natural é transferido para instalações de processamento para remover as impurezas e outros subprodutos. Alguns destes subprodutos, incluindo etano, propano, butano, e enxofre, são extraídos para outros usos. Após ser processado, o gás natural limpo (quase metano puro) dá entrada através de gasodutos na instalação de liquefação e armazenagem, seguindo por pipeline criogénico para ser carregado em navio que o entrega num outro terminal onde se procede à sua vaporização para alimentação da rede de gasodutos, sendo que uma outra parte é despachado em camião cisterna em estado liquido para alimentar as chamadas UAG’s Unidades Autónomas de Gás que alimentam redes de gás mais pequenas em localizações remotas para as quais não é economicamente viável a utilização de gasodutos. Estamos por isso a falar de um processo, que obriga à limpeza do gás, sua liquefação (neste processo poupa‐se volume, isto é, 584 m3 de gás em estado gasoso nas condições PTN, são reduzidos a 1 m3). O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. Por conveniência para o leitor, pode‐se dizer que, 1m3 GNL = 584 m3 [email protected] = 0.405 MT GNL = 6173 kWh = 22.19 GJ = 21.04 MBTU. O Gás Natural e o ambiente. A energia necessária para liquefazer 1kg de gás em estado gasoso, é de cerca de 1188 kJ, ou seja 1188 kJ/kg de LNG. (Finn et al., 1999). Embora na prática o poder calorifico do gás possa variar com a sua origem, bem como com a tecnologia de liquefação no processo perde‐se cerca de 8% da energia contida num quilograma de gás natural (Patel, 2005) o que por si só aumenta significativamente a pegada carbónica, isto não contanto com todos os processos a montante e a jusante do processo de liquefação o qual se apresenta resumidamente na figura 3 abaixo. Figura 3 Processo típico de liquefação de gás natural. O mercado do gás natural À cerca de 10 anos atrás a Europa fazia crer que uma época dourada do gás natural estava próxima, levando muitos investidores e analistas de mercado a crer cegamente em algo que não se veio a verificar, muito pelo contrário. Investindo fortemente em infraestruturas, algumas megalómanas, aceitando facilmente que os consumidores ocorreriam naturalmente assim que aquelas estruturas estivessem prontas a operar. Acontece que 10 anos depois, a dimensão do mercado do gás natural, não é mais que um quinto do que era esperado, observando‐se que a cadeia de abastecimento de gás natural, tem espaço para mais “players” caracterizados essencialmente pelas suas pequenas dimensões. Dadas as circunstâncias acima apresentadas, torna‐se pois, urgente o incremento do consumo de gás natural, sendo que, embora o gás natural não seja um combustível natural para a marinha, a marinha serve o propósito dado os seus consideráveis consumos energéticos. O mercado do gás natural para a marinha, está por desenvolver, os exemplos que têm ocorrido, são tímidos, normalmente com características operacionais muito particulares em termos de áreas geográficas, altamente subvencionados, e essencialmente limitados a poucos tipos de navios. Os tipos de navios mais frequentes são, navios de apoio ao offshore, alguns navios de carga e RO‐RO’s. O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. Os “Drivers” do gás como combustível para a marinha. Como é sabido existem algumas zonas de emissão controlada ECA’s (Emissions Controlled Areas) ver figura 3, cujo objetivo é mitigar o efeito das emissões produzidas pela atividade marítima junto às costas de alguns países, nomeadamente acima do canal da mancha, todo o mar Báltico, incluindo parte da costa Oeste da Noruega, bem assim como toda a costa dos estados Unidos. Figura 3 Zonas ECA na Europa Outras zonas ECA, estão a ser declaradas ou em via disso, saiba‐se que a Camara Municipal de Lisboa, votou recentemente (com uma única abstenção a definição de uma zona ECA para Lisboa e costa continental de Portugal). O anexo VI é relativamente recente dentro da convenção MARPOL e tem essencialmente como objetivo o controlo das emissões atmosféricas produzidas pelos navios, como sejam emissões de CO2 e NOx, entre outras e, por consequência, a racionalização da utilização da energia na atividade marítima. É genericamente aceite que uma má utilização da energia origina mais emissões de CO2 mas também de outras espécies poluentes, como sejam, partículas, NOX e COV’s (compostos orgânicos voláteis). Embora as emissões de poluentes atmosféricos estejam contempladas na Convenção MARPOL VI, só as emissões de NOX têm valores limite. No caso do SOx o limite foi imposto ao teor máximo admissível de enxofre nos combustíveis, que desde de 2015 foi reduzido para 0.1%. A partir de 2020 esse limite passará a ser de 0.5% para as áreas não ECA conforme ilustra a figura 2. Figura 2 Escala temporal de implementação de acordo com a convenção MARPOL 73/78 Anexo VI para os limites de emissão de SOx e de NOx. (Fonte MAN – IMO MARPOL). Quanto ao valor de CO2, está em fase de implementação por parte da União Europeia (que decidiu adiantar‐se à IMO) de um mecanismo do tipo já existente para a indústria terrestre e O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. aviação, sujeito ao mecanismo MRV (Monitoring Reporting & Verification) ou seja, um mercado de quotas de carbono aplicado ao Shipping, e que certamente catalisará a eficiência energética dos navios. Quanto às partículas PM10 e PM2.5, nada se adianta em termos de limitação das mesmas. Devido à aplicação de legislação sobre limitação de emissões gasosas mais apertada (incluindo aerossóis), as despesas com a saúde ligadas diretamente à poluição atmosférica na Europa têm vindo a decrescer. Tendo sido o seu valor de €803 biliões em 2000, deverá situar‐se nos €573 biliões de euros em 2020 [27]. Embora as emissões originadas por fontes terrestres estejam a diminuir, as emissões de poluentes atmosféricos por parte dos navios deverão aumentar, por consequência do aumento de tráfego no hemisfério norte, em mais 5%, até 2020. Calcula‐se que as despesas de saúde na Europa devidas à contribuição das emissões de poluentes originadas pelo Shipping apenas, deverão aumentar dos 7% em 2000 (ou seja €58.4 biliões) para 12% em 2020, atingindo um valor de cerca de €64.1 biliões de Euros. Na Dinamarca, que é um país particularmente afetado pelo tráfego intenso de navios junto da sua costa, entre o Mar Báltico e o Mar do Norte, a redução do teor de enxofre e seus respetivos óxidos SOx deverá resultar num decréscimo de custos com a saúde de €627 milhões em 2000 para os esperados €375 milhões em 2020. Ora bem, é no que diz respeito às emissões de óxidos de Azoto NOx e de óxidos de enxofre SOx e em particular à emissão de partículas que o gás natural tem uma notória vantagem sobre a maioria dos outros combustíveis nomeadamente sobre o HFO (Heavy Fuel Oil) e o MDO (Marine Diesel Oil) embora as emissões devidas à queima de Matanol sejam ainda mais limpas. No entanto, esta vantagem pode não ser tão evidente quando se comparam as pegadas carbónicas, bem como quando se têm em conta as emissões fugitivas de gás e o chamado slip de gás, em particular quando são utilizados motores a quatro tempos, os quais pelo seu próprio funcionamento cíclico são caracterizados por maior ou menor tempo de cruzamento de válvulas, originando a passagem de gás não queimado ou semi‐oxidado, diretamente para o sistema de evacuação sendo posteriormente emitido para a atmosfera. Um outro “Driver” tem a ver com força do mercado do gás natural, para alcançar maiores consumos. Conforme já referido, as infraestruturas de grande porte existentes necessitam rapidamente de consumidores, por forma a justificarem‐se economicamente. Note‐se que alguns destes fornecedores de gás são participados pelos governos de alguns países, como é o caso da Noruega, onde existe o maior número de navios movidos a gás, e onde muitos dos projetos recentes têm recebido forte apoio por parte do fundo do NOx. Existe por isso, uma forte ação de estratégia governativa e tecnológica por parte do governo Norueguês. Deve‐se notar, também que grande parte senão a totalidade dos navios convertidos para gás, operam em zonas geográficas bem definidas, onde a logística dos abastecimentos está assegurado, bem como o consumo regular de uma certa quantidade de gás. As emissões resultantes da combustão do gás natural. A vantagem real do gás natural, não se podendo afirmar a sua vantagem económica pelo menos por agora, é efetivamente uma queima mais “amiga” do ambiente. Quando utilizado como combustível em motores a 4 tempos, e não contando com o “slip” de gás nem com outras fugas fugitivas, as emissões são bastante mais baixas que aquelas que resultam do motor Diesel, em termos de NOx, SOx e Partículas, mas já em termos de COV (Compostos Orgânicos Voláteis) o mesmo não se pode dizer, podendo originar a necessidade da utilização de um catalisador oxidador, quer para o “slip” quer para os COV’s. No entanto se o mesmo gás natural servir como combustível de um motor de cruzeta a dois tempos, já a vantagem fica reduzida às partículas e ao SOx, já que, os níveis de emissão de NOx e COV’s se encontram sempre acima dos valores O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. limite de emissão, obrigando por isso à instalação de sistema de tratamento de gases do tipo “tail end” como sejam os catalisadores oxidadores. Os “anti‐drivers” do gás como combustível para a marinha. Conforme acima mencionado, existem alguns “nós cegos” que necessitam ser “desatados” para que o gás natural possa penetrar como combustível para a marinha. O primeiro obstáculo à penetração do gás natural deve‐se à total indefinição dos preços do gás a longo prazo, dado o preço do gás ser em muito influenciado pelos interesses políticos e estratégicos. No entanto, prevê‐se que o gás deva ser oferecido ao mercado a um preço, que deverá rondar o preço do HFO 180 [email protected]ºC. Ou seja, será um combustível francamente mais barato que o MDO, mas o seu custo deverá rondar aquele da operação com HFO, ou seja, não trás qualquer vantagem económica para o armador, que terá que suportar o custo da conversão dos seus navios mais uma logística de fornecimento de bancas inexistente, bem assim como a formação da tripulação. O preço das conversões, tipicamente a conversão de um navio com uma máquina principal de cerca de 5 000 kW ronda os 7 M€, não incluindo a conversão dos seus geradores e caldeiras. Perda de espaço de carga, para receber os tanques de gás líquido, isto quando o mercado para a maioria dos fretes está sujeito ao abaixamento dos seus valores. O tempo de abastecimento e as respetivas zonas de segurança no cais em torno do navio a abastecer. Este é um ponto a ter em conta, dado as operações de bancas de GNL utilizando os meios convencionais a partir de camião cisterna serem muito morosas, obrigando a autênticos comboios de camiões cisterna a entrarem nos portos mesmo para navios de carga de pequena dimensão, bem como à delimitação de zonas de segurança consideráveis dentro do porto, nas quais deverão existir restrições à circulação de pessoas e veículos. Falta de meios para fornecimento de bancas de gás aos navios e em particular com uma duração próxima daquela com que abastecem os hoje os navios com combustíveis convencionais. Projetos que possam aparecer sem critério e que por isso possam levar a maus resultados, beliscando o potencial do gás enquanto combustível, como é o caso da aplicação a embarcações que recebam as suas bancas em gás líquido e que devido á sua operação tenham períodos de paragem, como seja o caso de rebocadores, que operem poucas horas por semana. Este é um problema, em particular devido ao chamado “boil off” devido a ebulição do gás dentro dos seus tanques. Aquele gás terá forçosamente que ser consumido ou ser libertado, de forma a manter a pressão no reservatório criogénico dentro de valores aceitáveis, tipicamente 8 bar. Ou seja, nem todos os navios são candidatos apropriados para utilizarem gás natural. Ainda sob o ponto de vista das instalações propulsoras (não Diesel elétricas), nomeadamente de rebocadores ou outros navios que manobrem com frequência, pode‐se dizer que um motor propulsor quando operado a gás, não é tem as mesmas características dinâmicas que o motor Diesel, podendo ser um entrave fatal. As regras técnicas dos portos encontram‐se por definir e muitas das vezes por harmonizar, criando uma confusão de procedimentos difícil de gerir, por parte das tripulações; O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. Inexistência de meios de combate a sinistros que envolvam gás; Nós por cá. Existem em Portugal alguns projetos interessantes uns já em fase de implementação outros em fase de anteprojeto. O “Pipeline Virtual” Sines‐Lisboa‐Madeira levado a cabo pela Gaslink Gas Natural S.A. da Madeira. É por si um projeto inovador, baseado no transporte por estrada e por navio de contentores criogénicos carregados de GNL, que alimentam uma UAG (Unidade Autónoma de Gás) que por sua vez alimenta grupos de produção elétrica com motores Dual Fuel. A capacidade é limitada ao número de contentores que se podem transportar por unidade de tempo, depende por isso da disponibilidade de transporte marítimo, tem uma pegada carbónica originada pelo transporte considerável, os problemas logísticos não são particularmente problemáticos dado os contentores serem embarcados como carga perigosa, e não como combustível, o investimento é relativo, e as tecnologias envolvidas bem conhecidas, dispondo de cliente âncora na Madeira. Em fase de ante projeto encontra‐se o terminal da Trafaria pertencente à OZ Energia S.A. , podendo este ser um resposta cabal para as necessidades do porto de Lisboa e outros contíguos. O terminal cuja capacidade poderá chegar aos 30 000 m3 disporá de um pontão (Getty) com a capacidade de receção de LNG e exportação e abastecimento de navios com todas as condições de segurança. O projeto da OZ Energia S.A. disporá de todas as condições de segurança necessárias ao fornecimento de bancas a navios, estando no entanto ainda prevista dentro do âmbito deste projeto a existência de um navio de bancas de LNG e um outro para transporte de 30 000 m3. Figura Vista da margem norte do Tejo do terminal da OZ Energia na Trafaria. No porto de Sines, embora exista GNL necessita de ser projetado e construído um terminal dedicado ao abastecimento de GNL a navios que toquem aquele porto, cujos principais clientes no futuro serão porta contentores “feeders”, por serem os que mais navegam em zonas ECA, distribuindo carga contentorizada e não só, pelos países onde as zonas ECA já estão implementadas. Existem outros operadores em particular do país vizinho, que estão a perfilar‐se como fornecedores de gás por camião cisterna. Conclusões: O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. O gás natural como combustível para a marinha, está ainda nos seus primeiros momentos, ora com sucesso ora com insucessos de ordem técnica e não é exatamente uma panaceia, mas tornou‐se o “não combustível da moda”. Alguns dos problemas mais frequentes foram apresentados, sendo absolutamente necessário o tempo para o desenvolvimento e esclarecimento de todos os intervenientes. Trata‐se de um tempo que requer grandes investimentos, de tempo, de tecnologia e necessariamente de dinheiro. Most people are familiar with risk assessments used for onshore LNG developments, however, people are less familiar with marine risks and it is useful to review some aspects related to these. Generally, marine LNG transportation has been conducted safely for over 50 years, so the driver has been prudent management of a risk, rather than a response to accidents. Both the USA and Canada address marine risks from LNG cargo and fuel but in different ways. In the USA the approach is governed by Waterway Suitability Assessments (WSA) approved by the USCG (the Coast Guard), whereas in Canada the approach is governed by TERMPOL studies (Technical Review Process of Marine Terminal Systems and Transshipment Sites) reviewed by Transport Canada. WSA historically was driven by the events of Sept 11 to assure that accidental and intentional events would be properly addressed and that any consequential impacts would be of a manageable scale. To this end, Sandia National Laboratory carried out a series of numerical assessments and large‐scale experiments to establish fire and dispersion consequence zones. These topics are of significant technical complexity, so the USCG has established a Liquefied Gas Carrier National Center of Excellence in Port Arthur Texas to provide advice and training for regional USCG offices. FERC also has an important role in assessing WSA submissions. TERMPOL assessments are quite different. Historically TERMPOL was developed to address accidental risks from oil carriers with environmental impacts, but it was extended to address chemicals and liquefied gas carriers as well. It focuses on the marine transportation components of a project and examines the safety of tankers entering Canadian waters, navigating through channels, approaching berthing at a marine terminal, loading or unloading activities, and the marine terminal itself. TERMPOL assessments are voluntary, extensive and cover the entire transportation and berthing system. TERMPOL studies are also public documents, and thus greater explanations are provided. DNV GL normally uses a detailed marine transportation risk model (MARCS) that considers more than 50 aspects relating to navigational aids, tugs, pilots, competence, regulatory controls, etc. The use of MARCS for LNG transportation has been less common in the USA, although it has been used for sensitive navigation risk studies (Prince William Sound, and the Aleutian Islands). There is a current navigation study for the Columbia River covering all accidental events leading to spills and this covers LNG. This is a public study and demonstrates the use of quantitative risk models for LNG transportation safety. Marine risks from LNG do not only arise from large vessels. LNG bunkering is in use or under discussion in many locations globally. This introduces smaller quantities but more frequent O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. movements of LNG cargoes in ports, but without the full range of safeguards afforded to large carriers (pilots, tugs, escorts, etc.). DNV GL in a study for the US Maritime Administration (MARAD) reviewed the many possible bunkering configurations and what needs to be done to assure safety. This is all feasible and LNG bunkering can be achieved both safely and economically. Overall, the use of risk management approaches addressing both design features and operational controls to achieve high levels of transportation safety is an integral part of the approval process and provides an equivalent approach to shore‐based facilities. The US uses less quantified risk approaches than some other jurisdictions, but this may be changing. The use of detailed, validated risk models provides a traceable logic pathway that can provide confidence to the public and justification for any needed enhancements to safeguards. Join the Conversation: Share your experience, how do you deal with marine risks in LNG transportation? Leave a comment below. Treinamento das tripulações Ship Shore operations Over the 50 years of LNG carrier operations, approximately 85,000 cargoes have
been safely loaded, transported and discharged. For the past five years the tally of
cargoes has been relatively stable at around 4,000 per annum but the number will
surge because of a forecast 50 per cent jump in seaborne LNG movements by
2020.
It is testament to the capabilities and competencies of the ship, terminal and related
staff that none of these shipments involved a breach of the cargo tank containment
system or an onboard fatality directly attributable to the cargo.
Earlier this month, however, delegates to the LNG World Shipping Ship-Shore
Interface 2016 conference heard that the industry faces significant human
resources challenges. As LNG shipping expands and diversifies, it will require a
major commitment from all concerned to provide the manpower and crew
competency levels needed to uphold this exemplary safety record.
LNG crucible
If LNG supply-chain mishaps are going to occur, the chances are that they will
occur at the ship-shore interface. It is here that LNG carriers enter into close
proximity to other ships and shorelines. It is here that high-volume cargo transfers
take place, involving a tight timetable and strict routines. And it is here that the
workloads of those concerned are at their most intense.
O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. LNG ship-shore interface operations require rigorous advanced preparations.
These extend to agreement between the parties on appropriate contingency
planning and emergency-preparedness measures based on quantitative riskassessment (QRA) methods.
Gas ships and terminals must also discuss optimisation of cargo-transfer
arrangements in the drive to provide the customer with the best possible service,
agreeing the procedures for cooling down and gassing up warm and inerted cargo
tank systems and handling vapour return flows.
The properties of LNG demand high levels of interface advance planning and
operator competence, and robust cargo-handling plant and equipment. An LNG
cargo presents a significant array of hazards, not least due its sheer volume, and
spills are to be avoided at all costs if the industry is to retain its licence to
operate.
The cryogenic temperatures at which the cargo is carried are harmful to personnel
and to the ship’s hull structural steel. A breach of a containment system could lead
to a large vapour cloud spreading out from the vessel, parts of it falling within the
critical flammability limits.
The escape of cargo can also give rise to rapid-phase transition (RPT), in which
LNG vaporises violently on contact with sea water, causing a so-called cold
explosion. Although no combustion takes place in a cold explosion, a huge amount
of energy is transferred in the form of heat from the ambient-temperature sea water
to the LNG. The localised pressure increase caused by an RPT incident can give
rise to an air or waterborne blast wave.
Crewing
Society of International Gas Tanker and Terminal Operators (SIGTTO) general
manager Andrew Clifton outlined the scale of the industry’s upcoming manpower
requirements at the Ship-Shore Interface conference. The current LNG carrier fleet
stands at around 450 vessels, with 150 on order.
In the LPG carrier sector, 90 very large gas carriers (VLGCs) on order will join 190
ships in service. Recently, 18 ethane carriers have also been contracted. Ethane is
a new gas carrier cargo and the orderbook for such vessels should also grow.
O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. Each gas carrier now on order will require 14-20 officers. When the LNG fleet went
through a similar rapid growth phase in 2004-2006, LNGC operators dipped into the
LPGC pool of seafarers, securing the required manpower without upsetting a quiet
LPG market.
Today, however, the fleet of LPG and petrochemical gas carriers is going through
its own major expansion and will vie with the LNG sector for suitable new recruits.
In the current environment, operators and managers of gas carriers of all types
must invest in cadet trainees at the earliest opportunity.
Andrew Clifton told delegates that the gas-shipping industry’s skills shortage is
further exacerbated by diversification into multipurpose terminals, small-scale LNG,
floating process vessels and the use of LNG as marine fuel.
This is creating a growing need for specialist knowledge in specific areas when the
pool of personnel from which to choose is increasingly restricted. Because retiring
experience is not replaced at an adequate rate, the pool of competent personnel is
being diluted.
Training the trainers
Given the challenge of manpower shortages, training is very much in focus. The
IMO’s Standards of Training Certification and Watchkeeping (STCW) Convention
sets out minimum training requirements and SIGTTO supplements these
regulations with its recommendatory competence standards for the various grades
of gas-carrier officer.
The industry accepts SIGTTO’s competence standards, which effectively raise the
bar, as a de facto benchmark on which the charterers of gas carriers rely. The
society is also developing competency verification guidelines to cement the validity
of its standards as an industry foundation stone.
From cadets to chief officers, seagoing personnel embarked on a gas carrier career
path require appropriate schooling. Unfortunately, the training regime is often
inadequate. There is a lack of suitable trainers worldwide, not least because
moving from a seagoing role to a shore-based education post usually entails a
significant drop in salary.
O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA. There is also a lack of formalised training for trainers. For training establishments
having to rely on part-time lecturers, it is difficult to ensure the consistency and
quality of course delivery.
The industry has no option but to invest in training if the challenges of next five
years are to be met.
Responsible shipowners and managers complement the STCW/SIGTTO
competency standards regime with their own internal requirements. Several have
developed complete in-house training programmes and set out career path
opportunities that embrace many benefits augmenting a basic salary.
Such career paths follow time at sea with company employment ashore. Taking this
long view retains valuable experience gained in day-to-day shipboard work and
across many cargo transfer operations at the ship-shore interface. Recognising that
the development of LNG technologies and personnel training are facts of life,
SIGTTO is drawing up industry competency standards for LNG shore staff.
Several presentations at the LNG World Shipping Ship-Shore Interface 2016
conference highlighted the steps that individual companies are taking to tackle the
challenges of manpower levels, crew and shore staff competencies and emergency
preparedness.
The conference papers, available via our website, cover everything from
operations on conventional and coastal LNG carriers, floating regasification units
and LNG bunker vessels to the impact of propulsion-system developments on
cargo handling, operator manuals, mooring, key cargo transfer systems and
equipment and the role of class societies.
Meanwhile, SIGTTO’s message is unequivocal, regarding future labour supply.
“There is a lack of suitable skilled seafarers with experience in our specialist
shipping,” Mr Clifton concluded. “There are a limited number that can provide LNG
and LPG training and there is a lack of suitable trainers. The industry must invest in
training.”
O LNG COMO COMBUSTÍVEL PARA A MARINHA.