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INTRODUCCIÓN AL GNL

Realizado por:

Guillermo Pita

Año 2006


CONTENIDO DEL DOCUMENTO

1. Visión global de la cadena de GNL ..................................................... 5 ¿Qué es el gas natural licuado (GNL)?.......................................... 5 Composición del gas natural y del GNL......................................... 5 ¿Para qué se licua? ................................................................... 6 Historia del GNL ....................................................................... 8 ¿Es el GNL un combustible seguro? ............................................. 9 Cadena integrada del GNL.........................................................10 Valores económicos de la cadena del GNL ...................................12 El mercado mundial del GNL......................................................13

2. Licuación ......................................................................................... 15 2.1. Pre-tratamiento del gas ............................................................16 2.2. Ciclos frigoríficos .....................................................................19 2.3. Separación de hidrocarburos pesados .........................................26 2.4. Consideraciones técnicas ..........................................................27

3. Transporte ....................................................................................... 29 3.1. Tipos de buques metaneros.......................................................30

3.1.1. Sistemas de propulsión....................................................30 3.1.2. Tecnologías de almacenamiento del GNL en el buque

metanero ......................................................................32 IHI 32 MEMBRANA.............................................................................33 MOSS ROSEMBERG (ESFERA)....................................................34

3.2. Modalidades de contratación del suministro de GNL ......................35 CIF (Cost Insurance and Freight) ...............................................35 EX SHIP .................................................................................35 FOB (Free On Board)................................................................36

3.3. Modalidades de contratación de buques para el transporte de

GNL 36 BARE BOAT(Casco desnudo)......................................................36 TIME CHARTER (Flete por tiempo)..............................................37 Otras modalidades ...................................................................37 SPOT 37 SPOT – Viajes consecutivos.......................................................37

3.4. Flota mundial de metaneros ......................................................38 3.5. Otra modalidad de transporte: Gas Natural Presurizado

(PNG) 38 4. Regasificación.................................................................................. 39

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4.1. Descripción general de una planta de regasificación ......................39 Descripción del proceso ............................................................41 Descripción de sistemas y equipos principales..............................43

4.2. Diseño y construcción...............................................................51 4.3. Materiales utilizados.................................................................53 4.4. Costos de las plantas de regasificación........................................54 4.5. Consideraciones medioambientales ............................................55

5. Caso Práctico: Análisis técnico y económico de una cadena

completa de GNL.............................................................................. 57 FUNDAMENTOS DEL PROYECTO .................................................57 DESCRIPCIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS ................................57 Contratación de los buques .......................................................59 Elección de tecnología ..............................................................60 Ubicación................................................................................60 Proceso ..................................................................................61 ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO..................................................62 ANÁLISIS ECONÓMICO.............................................................63

6. Bibliografía ...................................................................................... 66 7. Lista de acrónimos........................................................................... 67 8. Equivalencias útiles ......................................................................... 67 9. Anexos............................................................................................. 68

9.1. Anexo 1: Tabla de conversión de unidades ..................................68 9.2. Peak Shaving en Argentina........................................................68

Índice de Figuras

Figura 1: Composición típica del gas natural...........................................................................5 Figura 2: Composición del GNL.............................................................................................6 Figura 3: Transporte por gasoducto vs. GNL...........................................................................7 Figura 4: Transporte por gasoducto vs. GNL...........................................................................7 Figura 5: Transporte por gasoducto vs. GNL...........................................................................8 Figura 6: Incremento de la demanda mundial de GNL..............................................................9 Figura 7: Esquema de la cadena integrada del GNL ...............................................................11 Figura 8: Esquema de la cadena integrada del GNL ...............................................................11 Figura 9: Costos de las actividades relacionadas con el GNL ...................................................12 Figura 10: Exportadores e Importadores de GNL (Fuente: BP) ................................................13 Figura 11: La cadena del GNL en números ...........................................................................14 Figura 12: Circuito de refrigeración convencional ..................................................................22 Figura 14: Propulsión por turbina de vapor ..........................................................................30 Figura 15: Propulsión con motor diesel dual (mezcla de gasoil y boil-off) ..................................31 Figura 16: Almacenamiento en buque tipo IHI......................................................................32 Figura 17: Esquema de un tanque de membrana ..................................................................34 Figura 18: Esquema de un tanque esférico...........................................................................35 Figura 19: Transporte de gas natural a presión (PNG)............................................................39 Figura 20: Esquema de proceso de una planta de regasificación..............................................42 Figura 21: Brazo de descarga.............................................................................................43 Figura 22: Varios esquemas de tanques de GNL....................................................................46 Figura 23: Fotos de tanques de GNL ...................................................................................47

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Figura 24: Vaporizador de agua de mar...............................................................................49 Figura 25: Vaporizador de combustión sumergida .................................................................49 Figura 26: Bombas primarias .............................................................................................50 Figura 27: SAGGAS, Planta de Regasificación de Sagunto (España) .........................................52 Figura 28: Estructura del negocio .......................................................................................62

Índice de Tablas

Tabla 1: Composición del GNL para distinto orígenes (%MOL)...................................................6 Tabla 2: Límites para sustancias perjudiciales en la licuación ..................................................17 Tabla 3: Distintos procesos de licuación...............................................................................24 Tabla 4: Antiguos procesos de producción de GNL.................................................................24 Tabla 5: Procesos actuales de producción de GNL .................................................................25 Tabla 6: Procesos prototipo de producción de GNL ................................................................25 Tabla 7: Capacidades de tanques de GNL.............................................................................44 Tabla 8: Distribución de inversiones en una planta de regasificación ........................................55 Tabla 9: Inversiones del proyecto .......................................................................................64 Tabla 10: Indicadores económicos del proyecto ....................................................................64

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1. Visión global de la cadena de GNL

¿Qué es el gas natural licuado (GNL)?

El GNL es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma

líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados,

donde no es económico llevar el gas al mercado directamente por gasoducto o

indirectamente, transformado en electricidad. El gas natural es transportado

como líquido a presión atmosférica y –160 ºC. La licuación reduce en 600 veces

el volumen de gas transportado.

Se dice que el GNL es un líquido criogénico. El término “criogénico” significa baja

temperatura, generalmente por debajo de -73°C.

El GNL es un líquido puro, con una densidad de alrededor del 45% de la densidad

del agua.

Composición del gas natural y del GNL

El gas natural está compuesto principalmente por metano, pero también

contienen etano, propano e hidrocarburos más pesados. Pequeñas cantidades de

nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono, compuesto de azufre y agua también

pueden ser encontrados en el gas natural. En el siguiente gráfico puede

observarse una composición típica del gas natural.

Figura 1: Composición típica del gas natural

El proceso de licuación del gas natural requiere la extracción de algunos

componentes como el agua y el dióxido de carbono para evitar que se hagan

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sólidos cuando el gas es enfriado a la temperatura del GNL (-160°C). Como

resultado, el GNL está compuesto en su mayoría de metano, como se muestra en

el siguiente gráfico.

Figura 2: Composición del GNL

La composición del GNL varía según el origen. En la siguiente tabla puede

observarse la composición en detalle de algunos orígenes.

Tabla 1: Composición del GNL para distinto orígenes (%MOL)1

ORIGEN Metano Etano Propano Butano Nitrógeno

Alaska 99,72 0,06 0,0005 0,0005 0,20

Argelia 86,98 9,35 2,33 0,63 0,71

Baltimore G&E 93,32 4,65 0,84 0,18 1,01

New Cork 98,00 1,40 0,40 0,10 0,10

San Diego G&E 92,00 6,00 1,00 - 1,00

El GNL no tiene olor o color, no es corrosivo ni tóxico. Sin embargo, como

cualquier material gaseoso, el gas vaporizado del GNL puede causar asfixia en un

lugar sin ventilación.

¿Para qué se licua?

Se licua para transportarlo desde el pozo hasta el lugar de consumo, cuando no

resulta económica o técnicamente viable la construcción de un gasoducto. Esta

situación puede darse cuando la distancia a recorrer con el gasoducto es

demasiado extensa o bien cuando la complejidad técnica de la construcción es

1 Fuente: Liquid Methane Fuel Characterization and Safety Assessment Report, (Cryogenic Fuels Inc. Report No. CFI-1600, Diciembre 1991)

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demasiado alta (por ejemplo un cruce submarino muy profundo y con suelo

complejo).

Existen estudios1 que demuestran la conveniencia económica del transporte de

gas a través de gasoducto o como GNL, según la distancia a recorrer.

Figura 3: Transporte por gasoducto vs. GNL


1 El gráfico de la Figura 3 fue elaborado por la empresa ENI y se utilizó como base de estudio una capacidad de transporte de 1010 m3/año. El de la Figura 4, por el Instituto Francés del Petróleo. BTU: British Thermal Unit El eje de abscisas en ambas figuras se refiere a millas náuticas. Una milla náutica equivale a 1,852 kilómetros.

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Historia del GNL

La licuación del gas natural se remonta al siglo XIX, cuando el químico y físico

inglés Michael Faraday experimentó con el licuado de diferentes tipos de gases,

incluyendo el gas natural. El ingeniero alemán Kart Von Linde construyó la

primera máquina práctica de refrigeración en Munich en 1873. La primera planta

de GNL fue construida en “West Virginia” en 1912. Entró en operación en 1917.

La primera planta comercial de licuación fue construida en “Cleveland, Ohio”, en

1941.

La licuación del gas natural creó la posibilidad de su transporte a lugares

remotos. En Enero de 1959, el primer transportador de GNL del mundo, con el

nombre “The Methane Pioneer”, un buque de carga de la Segunda Guerra

Mundial reconstruido, cargando cinco tanques prismáticos de aluminio de 7.000

barriles de capacidad con soportes de madera balsa y aislamiento de madera

contra enchapada y uretano, transportó una carga de GNL desde “Lake Charles”

en Lousiana” hasta “Canvey Island” en el Reino Unido. Esto demostró que

grandes cantidades de gas natural licuado podían ser transportadas de manera

segura a través de los mares.

Año tras año se incrementa la demanda mundial de GNL, como puede observarse

en la siguiente figura:

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Figura 6: Incremento de la demanda mundial de GNL

¿Es el GNL un combustible seguro?

El GNL ha sido manejado con éxito por muchos años. La industria no está libre

de incidentes, pero ha mantenido un record de seguridad industrial envidiable,

especialmente durante los últimos 40 años. Actualmente hay alrededor de 200

instalaciones de peak-shaving1 y almacenamiento de GNL alrededor del mundo,

algunas en funcionamiento desde mediados de los años sesenta.

En general, la industria del GNL ha tenido un record de seguridad industrial

excelente comparado con refinerías y plantas petroquímicas. A nivel mundial, en

el año 2003, había 17 plantas de licuación, 40 plantas de regasificación y 136

buques metaneros, todos juntos manejando aproximadamente 120 millones de

toneladas métricas de GNL por año. Este combustible ha sido transportado de

manera segura a través de los mares por más de 40 años. Durante este tiempo,

los transportadores de GNL han realizado más de 33.000 viajes, cubriendo más

de 111 millones de kilómetros, sin grandes accidentes o problemas de seguridad

ni en puertos ni en alta mar. Los transportadores de GNL usualmente atraviesan

áreas de mucho tráfico. Por ejemplo en el año 2000 en promedio, un cargamento

entró a la Bahía de Tokio cada 20 horas, mientras que un cargamento semanal

1 La traducción literal de peak-shaving es “rasurado de picos”. Este término se refiere a pequeñas instalaciones de licuación, almacenamiento y regasificación de GNL, cercanas a puntos de consumo. Para mayor información ver el Anexo 2, en este mismo documento.

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entró a la Bahía de Boston. La industria del GNL ha tenido que cumplir rigurosos

estándares impuestos por países como EE.UU, Japón, Australia y la UE.

Según el Departamento de Energía de EE.UU., desde el comienzo de la industria

del GNL sólo ocho accidentes marítimos alrededor del mundo han resultado en

derrames; en algunos, los cascos de las embarcaciones se fracturaron pero en

ninguno ocurrió un incendio. En siete incidentes ha habido derrame, y dos por

encallamiento pero sin pérdida del cargamento. No ha habido fatalidades a bordo

de transportadores de GNL.

Durante los primeros años de la industria ocurrieron accidentes aislados con

fatalidades en distintas instalaciones en tierra. Desde entonces regulaciones de

seguridad y operaciones más estrictas han sido implementadas.

Cadena integrada del GNL

La cadena integrada del gas natural licuado se compone por tres eslabones:

1) La licuación del gas, generalmente en una zona cercana al pozo y

lindante con la línea costera.

2) El transporte en buques metaneros.

3) La regasificación e introducción a la red de transporte del país

comprador.

En la etapa de licuación, el gas natural se lleva a temperaturas inferiores a los -

160 °C. En esta condición de temperatura, y a presión atmosférica, el gas

natural sufre un cambio de estado, de gas a líquido, reduciendo 600 veces su

volumen. Puede decirse que el rendimiento medio del proceso de licuación es del

90%. Esto quiere decir que el 10% del gas natural que ingresa a la planta de

licuación, se pierde o se utiliza como fuente de energía para el proceso.

El transporte en buques metaneros es el segundo eslabón de la cadena integrada

del gas natural licuado. Actualmente hay dos tipos de barcos que se utilizan para

el transporte de GNL. Los “de membrana” y los “de esferas”. Las capacidades de

transporte rondan los 150.000 m3 de GNL por buque. Se estima que se llegará a

una capacidad máxima de 250.000 m3. Ésta se considera el límite de lo

técnicamente posible, ya que buques de mayor tamaño serían prácticamente

innavegables.

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Actualmente, las operaciones de transporte están tomando importancia en la

cuenta de resultados de las empresas que abarcan los tres eslabones de la

cadena integrada del GNL.

Como valor promedio, puede decirse que el transporte del gas natural licuado

tiene un rendimiento del 95%.

La regasificación es la tercera y última etapa. En ésta el volumen del gas

aumenta 600 veces al pasar de estado líquido a gaseoso. Además, se le da al gas

la presión con la que ingresará a la red de transporte por gasoductos. La

regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de la cadena integrada del

GNL: 98%.

En las Figuras siguientes se presentan dos esquemas de la cadena integrada del

gas natural licuado1.

Figura 7: Esquema de la cadena integrada del GNL

Figura 8: Esquema de la cadena integrada del GNL

1 Gentileza de Gaz de France

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Valores económicos de la cadena del GNL

Resulta difícil determinar certeramente los valores de inversión necesarios en los

distintos eslabones de la cadena del GNL. Éstos dependen de muchas variables

que incluyen cuestiones técnicas, políticas, geográficas y económicas.

En este apartado tratará de darse una idea de los órdenes de magnitud de las

inversiones asociadas a la cadena del GNL.

Puede decirse que la mayor inversión se requiere en la etapa de licuación, y el

orden de magnitud es de miles de millones de dólares.

Como ejemplo puede citarse la planta de licuación de 5,2 bcm/año que RepsolYpf

y Gas Natural SDG proyectan construir en Gassi Touil, Argelia. En este proyecto

también se incluyen inversiones relacionadas con la exploración y producción del

gas. La erogación que se espera realizar alcanza los 2.100 millones de dólares

norteamericanos (MUS$).

La inversión para un tanque de GNL, con capacidad de 135.000 m3, ronda los

165 MUS$.

El precio de un buque metanero de 145.000 m3 ronda los 175 MUS$.

Respecto a una planta de regasificación, la inversión necesaria se estima en 300

MUS$ para una capacidad de 5,5 bcm/año.

Los valores de inversión nombrados en los dos párrafos anteriores provienen de

una estimación de la empresa francesa Gaz de France.

Teniendo ya una idea del orden de magnitud de las inversiones, en la Figura

siguiente pueden observarse los costos operativos asociados a las distintas

actividades relacionadas con el GNL.

Figura 9: Costos de las actividades relacionadas con el GNL1

1 1 bcm GN = 36.000 MBTUs

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El costo del transporte se torna comparativamente más importante a medida que

la distancia entre la planta de licuación y la de regasificación aumenta. Por

ejemplo, si esta distancia es de 2.500 Km., el impacto del transporte en el total

de costos es del 25%. Este valor se incrementa a un 40% cuando la distancia es

de 8.000 Km.

El mercado mundial del GNL

Los países líderes productores de gas natural y que comercializan GNL a los

mercados mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Sin embargo, muchas

naciones juegan pequeños pero importantes roles como productores de gas

natural y exportadores de GNL, tales como Australia, Nigeria y Trinidad &

Tobago.

En tanto, países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo

potencial en el mercado mundial de GNL. Y otros como Arabia Saudita, Egipto e

Irán, que tienen grandes reservas de gas natural, también podrían participar

como exportadores de GNL.

Figura 10: Exportadores e Importadores de GNL (Fuente: BP)

Existen diferencias de precios entre los mercados de la cuenca Atlántica y la

Pacífica, siendo más altos los precios de esta última. Estas diferencias se deben

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principalmente a que los países importadores del Pacífico son dependientes casi

por completo del GNL, mientras que en la zona atlántica usan suministros

domésticos y gas de gasoductos para cubrir la demanda de gas natural.

Los recientes cambios en el mercado se han inclinado hacia un aumento de la

flexibilidad en el comercio de GNL y los actuales contratos pueden firmarse para

períodos más cortos. A este hecho han contribuido las mayores facilidades en el

transporte del GNL.

Los costos de licuación, transporte y regasificación han ido disminuyendo con los

años, lo que se traduce en menos costos para los productores. Sin embargo esto

no se traduce directamente en un menor precio para los consumidores, ya que

éste sigue ligado al precio del petróleo y a contratos de largo plazo.

Compradores y vendedores han ido tomando nuevos papeles en el mercado:

compradores como Tokio Gas y Tokio Electric Power Company, están invirtiendo

en plantas de licuación; mientras que vendedores tradicionales, como BP y

SHELL, han arrendado terminales, extendiendo su actividad en el comercio.

Figura 11: La cadena del GNL en números

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2. Licuación

El gas que alimenta a la planta de licuación viene de los campos de producción.

Los contaminantes que se encuentran en el gas natural se extraen para evitar

que se congelen y dañen el equipo cuando el gas es enfriado a la temperatura

del GNL (-161°C) y para cumplir con las especificaciones técnicas del gasoducto

en el punto de entrega. El proceso de licuación puede ser diseñado para purificar

el GNL a casi 100% metano.

El proceso de licuación consiste en el enfriamiento del gas purificado mediante el

uso de refrigerantes. La planta de licuación puede consistir en varias unidades

paralelas, llamadas “trenes”. El gas natural es licuado a una temperatura

aproximada de -160°C. Al licuarse el gas, su volumen se reduce por un factor de

600, lo que quiere decir que el GNL utiliza 1/600 del espacio requerido por una

cantidad comparable de gas a temperatura ambiente y presión atmosférica.

El GNL se almacena en tanques de paredes dobles a presión atmosférica. El

tanque de almacenaje es en realidad un tanque dentro de otro tanque. El espacio

anular entre las dos paredes del tanque está cubierto con un aislante. El tanque

interno en contacto con el GNL, está hecho de materiales especializados para el

servicio criogénico y la carga estructural creada por el GNL. Estos materiales

incluyen acero al 9% níquel, aluminio y concreto pre-tensado. El tanque exterior

está hecho generalmente de acero al carbono y concreto pre-tensado.

El proceso de licuación en una planta puede resumirse de la siguiente manera:

1) Etapa de extracción de CO2: para evitar que se generen

productos sólidos con la reducción de la temperatura, se realiza la

purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono y el agua

existentes en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente

inversa de solución de mono-etanol-amina (MEA)

2) Etapa de deshidratación y filtrado: se le extrae la humedad al

gas hasta lograr valores menores a 1 ppm. Luego se realiza un

filtrado para extraer trazas de mercurio y partículas sólidas, y

además se produce la separación de los hidrocarburos pesados por

condensación parcial.

3) Etapa de licuación y almacenamiento: se produce el

enfriamiento necesario para su licuación. El GNL producido se envía

al tanque de almacenamiento, el cual lo mantiene a su temperatura

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de licuación, operando a una presión de 20 a 70 mbar. El GNL es

almacenado en tanques de paredes dobles a presión atmosférica,

que más bien es un tanque dentro de otro. El espacio anular entre

las dos paredes del tanque está cubierto con un aislante. El tanque

interno en contacto con el GNL, está fabricado con materiales

especializados para el servicio criogénico y la carga estructural

creada por el propio peso del GNL.

A continuación se explicarán con mayor detalle los procesos implicados en el

tratamiento del gas natural y en la licuación posterior. Se describirán también los

principales equipos y componentes que se utilizan en este tipo de instalaciones.

2.1. Pre-tratamiento del gas

El gas natural que se extrae de los yacimientos contiene diversas sustancias

disueltas que pueden ser perjudiciales en el curso de su transporte, proceso o

utilización final; también ocurre que algunas de estas sustancias pueden tener un

valor económico más alto si se venden por separado. En principio, una buena

parte de los hidrocarburos líquidos asociados al gas natural se separan en la

plataforma de producción y se almacenan y transportan de manera

independiente; asimismo, en la zona de producción el gas se acondiciona para su

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transporte por gasoducto en fase gaseosa a alta presión (70 a 150 bar) y

temperatura ambiente, eliminando agua, gases ácidos e inertes así como

comprimiéndolo en caso necesario.

Puede hablarse entonces de dos etapas de pre-tratamiento: una en las cercanías

del pozo y otra a la entrada de la planta de licuación.

Las condiciones del gas en la planta de licuación van a ser diferentes a las de

producción y transporte, ya que los equipos y materiales que se van a utilizar

son mucho más sensibles a algunas impurezas. En primer lugar, el agua que

satura la corriente de gas a su llegada a la planta puede congelarse provocando

obturaciones en varias partes de la misma; además las bajas temperaturas

favorecen la formación de hidratos al aumentar la condensación de vapor de

agua (los hidratos se destruyen a presión atmosférica, pero en las plantas de

GNL a presión ha de mantenerse elevada hasta el final del proceso). Por ello el

punto de rocío que se considera admisible en gasoductos no vale como criterio

de diseño en plantas de GNL: en éstas normalmente se requiere un punto de

rocío de -50°C para el gas que entra en la zona de refrigeración.

En cuanto a los gases ácidos CO2 y SH2, siempre presentes en el gas natural, el

problema es su poder corrosivo y la posibilidad de que el CO2 combine y se

solidifique a las temperaturas de refrigeración, por lo tanto, también habrá que

deshacerse de ellos. Otro componente indeseable es el mercurio ya que disuelve

al aluminio –material del que están hechos los intercambiadores criogénicos-

incluso a concentraciones cercanas a la mil millonésima parte. Finalmente los

hidrocarburos más pesados, y especialmente los aromáticos, pueden solidificar a

temperaturas bajas por lo que también conviene separarlos de la corriente

principal.

En lo que sigue se describirán los procesos que permiten purificar y acondicionar

el gas previamente a su refrigeración y licuación. El objetivo de todo ello es que

la corriente de gas natural que llega al proceso de licuación no supere los

siguientes límites:

Tabla 2: Límites para sustancias perjudiciales en la licuación

SUSTANCIA LÍMITE

S Total (H2S, SCO y Mercaptanos) 10 a 40 mg/Nm3

H2S 3 ppm, vol.

CO2 50 ppm, vol.

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H2O 0,1 ppm, vol.

Hg 0,001 ppm, vol.

Hidrocarburos aromáticos 5 ppm, vol.

En primer lugar hay que tener en cuenta que el gas que llega a la planta de

licuación ha experimentado durante su transporte una notable caída de presión

por la pérdida de carga, debido a la expansión y enfriamiento del gas, diversas

fracciones de vapor se habrán condensado arrastrando además con ellas algunas

impurezas. Consecuentemente, la primera instalación a la entrada de la planta

ha de ser un separador de condensados por gravedad (“slug-catcher”) y un buen

filtro de partículas capaz de retener tamaños superiores a 1 micra.

A continuación, y dependiendo del proceso, la presión del gas debe ser

aumentada hasta valores compatibles con las transformaciones termodinámicas

que va a sufrir la corriente de gas durante su licuación. Generalmente, el proceso

en cascada requiere unos 45 bar, mientras que el de refrigerante mixto necesita

al menos 56 bar. Según el caudal y la presión se puede utilizar desde un

compresor centrífugo movido por una turbina de gas hasta un compresor

alternativo movido por un motor eléctrico. En caso de que no fuera necesario

comprimir el gas, habría que instalar un calentador ya que la etapa siguiente

requiere que el gas se encuentre a una temperatura superior a 40 °C.

Tras su acondicionamiento inicial, el gas se somete a los procesos de

purificación. El primero de ellos consiste en la eliminación de los gases ácidos.

Existen numerosos procesos, englobados en cuatro tipos principales:

1) Por reacción química (absorción)

2) Por disolución en un solvente (solución)

3) Por fijación física (adsorción)

4) Procesos mixtos de los anteriores

Lo más frecuente en plantas de GNL son los procesos de absorción utilizando

como reactante aminas alcohólicas o carbonato potásico. Existen una veintena de

procesos patentados, de los cuales 6 se han utilizado alguna vez en plantas de

GNL.

En todos los casos el gas natural caliente y a alta presión entra en la Columna de

Absorción por abajo y reacciona contra-corriente con la solución de amina en las

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bandejas de contacto que se encuentran en el interior de la misma. La amina

conteniendo los ácidos se drena por el fondo de la columna. La reacción es

reversible y el absorbente se regenera (a alta temperatura y/o baja presión) en

un ciclo separado y se vuelve a utilizar. El ciclo de regeneración de las aminas

contiene una torre de separación, una caldera, dos intercambiadores,

aerorrefrigerantes, depósitos de regulación y varias bombas: por sí solo, el ciclo

representa unas 4 veces el coste de la columna de absorción.

Algunos de los procesos tienen la capacidad adicional de capturar una parte

importante de los hidrocarburos aromáticos (los más peligrosos ya que son los

que solidifican más fácilmente y, además, en forma de ceras). Otros tienen el

inconveniente de que absorben hidrocarburos ligeros con los gases ácidos y

posteriormente hay que recuperarlos. En algunos casos no se consigue el nivel

de retención de gases ácidos requerido por el proceso posterior. En definitiva la

selección del proceso de absorción debe tener en cuenta la composición del gas a

la entrada de la planta, las condiciones termodinámicas y el coste de la

instalación y del absorbente.

Una vez eliminadas las impurezas y los gases ácidos, la corriente principal de gas

natural está saturada de agua (los absorbentes para la eliminación de gases

ácidos siempre se utilizan disueltos en agua, además). Para eliminar la humedad

y secar el gas existen tres procedimientos posibles:

1) Por absorción

2) Por refrigeración

3) Por adsorción

Con el gas ya seco, dulce y limpio, por último se le hace pasar por las columnas

de eliminación de mercurio, las cuales contienen lechos con carbón activado

impregnado en un compuesto especial de azufre. Cuando el carbón activado se

satura hay que cambiar los lechos ya que no es regenerable, aunque debido a los

ínfimos contenidos de mercurio en la mayoría de los casos el intervalo entre

sustituciones no suele ser inferior a 2 años.

2.2. Ciclos frigoríficos

Es sabido que si se aporta calor a una sustancia su temperatura aumenta. Este

principio tiene una excepción en los puntos en los que se produce un cambio de

estado. A la temperatura de ebullición (o a la de fusión) el proceso de

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calentamiento se estanca y aunque sigamos aportando calor la temperatura no

sube hasta pasado un tiempo. El calor aportado en ese espacio de tiempo se

llama calor latente de ebullición (o de fusión) y representa la energía necesaria

para cambiar la disposición de las moléculas, rompiendo la cohesión previa,

cuando pasa de líquido a vapor (o de sólido a líquido). Para dar una idea de la

importancia del calor latente diremos que para transformar 1 m3 de GNL a gas a

-161°C y presión atmosférica necesitamos 50 millones de calorías (es decir, si se

aportan 50 millones de calorías a 1m3 de GNL que se encuentra a -161°C, lo que

se obtiene finalmente es esa misma masa de gas natural en fase gaseosa a -

161°C), mientras que para aumentar 100°C la temperatura de esa masa de gas

solamente necesito 20 millones de calorías.

Otro fenómeno termodinámico que resulta importante recordar es que el cambio

de fase líquido-vapor de un fluido se produce de distinta manera dependiendo de

las condiciones de presión y temperatura, según el diagrama de Mollier1 para ese

fluido.

Por último está el efecto Joule-Thomson: estos dos científicos observaron que la

temperatura de un as a presión disminuía sensiblemente al expandirlo a través

de una válvula reguladora.

Resumiendo, hay tres conceptos directores del proceso de licuación, que son los

siguientes:

1) A la temperatura de ebullición (o a la de fusión) el proceso de

calentamiento se estanca y aunque se siga aportando calor la

temperatura no sube hasta pasado un tiempo

2) El cambio de fase líquido-vapor de un fluido se produce de distinta

manera dependiendo de las condiciones de presión y temperatura,

según el diagrama de Mollier para ese fluido.

1 El diagrama de entalpía o diagrama de Mollier permite simplificar los cálculos generales que se encuentran en refrigeración. Esto permite en particular encontrar los valores siguientes: Presión del condensador, Presión del evaporador, Relación de compresión, Calor máximo del líquido, Calor máximo del vapor, Calor latente del fluido refrigerante, Producción frigorífica, Volumen específico del gas de salida del evaporador, Entropía del gas, Temperatura del gas después de la compresión, Energía necesaria de trabajo de compresión, Calor disipado en el condensador.

-20-


3) El efecto Joule-Thomson: la temperatura de un as a presión

disminuye sensiblemente al expandirlo a través de una válvula

reguladora.

Estos son los principios termodinámicos que se aprovechan en los ciclos

frigoríficos de evaporación/condensación, ya sea en frigoríficos domésticos o

plantas de licuación, con la única diferencia del tamaño de los equipos. Eligiendo

adecuadamente el fluido refrigerante, para el rango de temperaturas en el que

se trabajará, se conseguirá recoger una cantidad importante de calor de la

cuenta caliente y entregarlo a la fuente fría. En las plantas de licuación de gas

natural se utilizan siempre ciclos frigoríficos.

Las etapas del ciclo frigorífico son:

1) Compresión: aumento de la presión del gas refrigerante (que se

encuentra en su totalidad en fase gas, a baja presión y a la

temperatura del foco frío), en un compresor. En esta fase, que es la

que “mueve” todo el ciclo, el trabajo mecánico se transforma en

aumentar la energía interna del fluido refrigerante (presión y

temperatura)

2) Condensación: enfriamiento y condensación del gas a alta presión,

por medio de ventiladores (si el foco caliente es la atmósfera) o

intercambiadores (si el foco caliente es otro fluido). Esto es posible

porque la temperatura a la salida del compresor es mayor que la del

foco caliente. En esta fase el refrigerante cede calor al exterior,

especialmente durante la transformación de gas a líquido (el calor

latente del cambio de fase)

3) Expansión: disminución de la presión del –ahora líquido-

refrigerante, en una válvula laminadora (la cual se sitúa a la entrada

del vaporizador para que el proceso sea lo más adiabático posible).

Al bajar la presión baja la temperatura y, de acuerdo con el

diagrama de Mollier, el nuevo punto de equilibrio se establece en un

punto en el que una parte del líquido se ha vaporizado (la

temperatura también disminuye pero en mucha menor proporción)

4) Vaporización: la vaporización del refrigerante continúa en el foco

frío hasta que toda su masa pase a estado gaseoso. La expansión de

la etapa anterior –o mejor dicho, la relación de compresión inicial-

-21-


se calcula para que la temperatura final del refrigerante resulte

inferior a la del producto o ambiente que se quiere enfriar en el foco

frío, por lo que el producto o ambiente a enfriar cede calor al

refrigerante en el intercambiador (cambio de fase a temperatura

constante). El refrigerante sigue vaporizándose hasta completar el

ciclo.

Figura 12: Circuito de refrigeración convencional

Estos ciclos termodinámicos se conocen desde hace 150 años, y en ellos se

basan el proceso de licuación de gas natural con refrigerante mixto (mezcla de

propano, etileno, metano y nitrógeno) así como las 2 primeras etapas (una de

propano y otra de etileno) del proceso en cascada.

Se observa en el párrafo anterior que los procesos de licuación de gas natural, a

grandes rasgos, pueden dividirse en:

• Procesos con refrigerante mixto

Es un ciclo de refrigeración tradicional –respeta las cuatro etapas arriba

explicadas- que utiliza como fluido refrigerante a una mezcla de propano, etileno,

metano y nitrógeno.

• Procesos en cascada

-22-


Presenta dos primeras etapas (una de propano y otra de etileno) que respetan el

ciclo frigorífico tradicional.

La tercera etapa se basa en los trabajos realizados por Carl von Linde para licuar

aire (lo que consiguió finalmente en 1895). El fluido frigorífico, en este caso es

metano, pero el ciclo no es cerrado sino semi-abierto ya que la corriente de gas

natural a licuar (CH4 en un 95% aproximadamente) se mezcla con el fluido

frigorífico (metano puro) a la entrada del condensador y, lógicamente, no se

puede licuar ya que intercambia calor con el propio metano. La licuación se

produce al final por el efecto Joule-Thomson, al dejar expandir el gas hasta la

presión atmosférica. Así, en este caso, el vaporizador no es un intercambiador

como en los casos anteriores sino una válvula laminadora asociada a un cilindro

de expansión o el mismo tanque de GNL (el efecto Joule-Thomson aplica igual).

En 1959 el ruso A.P.Klimenko demostró experimentalmente que el proceso de

licuación de gas natural en cascada de 3 ciclos (3 refrigerantes, 3 compresores)

se podía simplificar utilizando un sólo compresor con un único refrigerante: éste

consistía en una mezcla de los tres refrigerantes anteriores y N2, en un proceso

que él llamó “en cascada de 1 ciclo” pero que ahora todo el mundo conoce como

“de refrigerante mixto”.

En la práctica, los procesos actuales de licuación son complicadas combinaciones

de etapas de enfriamiento en cascada o en paralelo, utilizando o no refrigerantes

mixtos.

Las diferencias entre los procesos que hoy se utilizan se relacionan con:

1) El número de circuitos de refrigeración

2) El tipo de refrigerante utilizado

3) El tipo de intercambiador

-23-


Tabla 3: Distintos procesos de licuación

Tipo de Refrigerante

Cantidad de circuitos

Refrigerante Puro

Refrigerante Puro

Y Mixto

Refrigerante Mixto

UNO BHP, APCI PRITCHARD, LINDE, APCI

DOS APCI, SHELL SHELL, APCI,

AXEN

TRES PHILLIPS, APCI LINDE,

STATOIL

Tabla 4: Antiguos procesos de producción de GNL

Tipo de Proceso /Nombre

Licenciante Descripción Última vez

seleccionado Planta/

Capacidad

Tres refrigerantes mixtos en cascada / Technip-Cascade

Technip

Tres ciclos de refrigerantes mixtos a varios niveles de presión

1960’s

Camel, Argelia 1,1 Mt/año

Refrigerante mixto único / Single Mixed Refrigerant (APCI SMR)

Air Products and Chemical Inc.

Un refrigerante mixto en un solo ciclo para pre-enfriamiento y licuación, a varios niveles de presión

1960’s

Marsa el Brega, Libia 1,1 Mt/año

Refrigerante mixto único / PRICO

Pritchard Corporation


1970’s

Skikda 2, Argelia 3,0 Mt/año

Refrigerante mixto único / TEAL

Technip


1970’s

Skikda 1, Argelia 2,8 Mt/año

-24-


Tabla 5: Procesos actuales de producción de GNL


Licenciante Descripción N° de

Plantas

Tres refrigerantes puros en cascada / Optimized Cascade

Phillips Petroleum

Ciclos de refrigeración de propano, etileno y metano, cada uno a varios niveles de presión

3

Refrigerante mixto único con ciclo de pre-enfriamiento / APCI C3-MR


Un ciclo con propano (pre-enfriamiento) y otro con refrigerante mixto (Licuación), cada uno a varios niveles de presión

14

Dos refrigerantes mixtos en cascada / Double Mixed Refrigerant (DMR)

Shell

Dos ciclos de refrigerantes mixtos, uno para pre-enfriamiento y otro para licuación, cada uno a varios niveles de presión

1

Tres refrigerantes mixtos en cascada / Mixed Fluid Cascade (MFC)

Linde / Statoil

Tres ciclos de refrigerantes mixtos a varios niveles de presión

1

Tabla 6: Procesos prototipo de producción de GNL


Licenciante Descripción Características Principales

Tres refrigerantes mixtos en cascada / Liquefin

IFP / AXENS

Tres ciclos con refrigerantes mixtos a varios niveles de presión

Uso de PFHE, alta eficacia, diseño modular y compacto

Tres refrigerantes en cascada / AP-X Hybrid


Proceso C3-MR con un ciclo adicional de nitrógeno

Alta eficacia, gran capacidad por tren

-25-


2.3. Separación de hidrocarburos pesados

El gas natural que llega a una planta de licuación suele contener entre un 2 y un

12 % de hidrocarburos diferentes al metano. Por un lado el precio de estos

hidrocarburos en el mercado es superior al del GNL; por otro lado su presencia

en la corriente de gas que se va a licuar puede causar problemas ya que algunos

incluso se solidifican a temperaturas superiores a la de licuación del metano; y

finalmente, en algunos mercados el GNL tiene limitado el Poder Calorífico. En

general la separación de pesados es rentable económicamente y presenta

ventajas técnicas en el proceso de licuación de gas.

Dependiendo de las cantidades que se recojan y del mercado para estos

productos, el etanos, los GLP y la llamada gasolina natural (C5+) se pueden

vender separadamente, o todos juntos.

Para separar los hidrocarburos menos ligeros de una corriente de gas se

aprovechan lógicamente las dos propiedades diferenciales que los caracterizan:

su mayor densidad y temperatura de ebullición. Existen varios métodos de

separación de gases y líquidos dependiendo de las cantidades disueltas en la

corriente de gas y de las condiciones de presión y temperatura. Se describen a

continuación los que se utilizan para pequeñas cantidades de líquidos, a alta

presión:

• Depósitos de recogida de condensados: es un simple recipiente interpuesto en

una tubería que lo único que hace es agrandar la sección de ésta para recoger

en el fondo del mismo los líquidos que ya se han separado de la fase gaseosa

por condensación. Un ejemplo es el “slug catcher” a la entrada de la planta, en

donde se separan los condensados que se han producido a lo largo del

gasoducto por la caída de presión y temperatura. Según la forma y la posición

también se les llama trampas y tambores de condensados.

• Filtros: en ellos la corriente de gas se hace pasar por una placa porosa (tamaño

de poro hasta 1 micra) que retiene las gotas más grandes que circulan con el

gas. El líquido se drena por abajo utilizando una válvula de control por nivel.

• Separadores líquido-gas: son recipientes que disponen de algún mecanismo

sencillo (estático o rotatorio) que favorece la separación de los líquidos por

gravedad. Un ejemplo son los separadores instalados en las plantas de GNL

entre las secciones de eliminación de gases ácidos y de secado. Los separadores

-26-


pueden ser de tres fases si además se utilizan para separar agua (en cuyo caso

ésta se separa de los hidrocarburos líquidos por densidad y se recoge en el

fondo del recipiente).

Para separaciones de líquidos más sistemáticas y/o caudales más importantes las

posibilidades son las siguientes:

• Refrigeración y columna de condensados: al enfriar un gas natural los

hidrocarburos más pesados se van condensando. Naturalmente éste es el

método más utilizado en plantas de licuación de GN ya que el ciclo frigorífico ya

existe. En la columna de condensados los líquidos se separan por gravedad y la

fracción de vapor retorna al ciclo principal por la parte superior.

• Columnas de adsorción: son similares a las columnas de eliminación de

humedad; aprovechan el hecho de que las celdas de secante fijan primero el

metano, el cual se va desplazando por los hidrocarburos menos ligeros, y éstos

a su vez son desplazados más tarde por las moléculas de agua. El truco para

recoger los hidrocarburos es cambiar las columnas a ciclo de regeneración antes

de que empiecen a adsorber agua.

• Torres de fraccionamiento: se utilizan cuando las mezclas líquido-vapor son

más homogéneas. Tienen un calentador en la base y un gran número de

bandejas dispuestas horizontalmente en toda su altura. Se diseñan para

separaciones selectivas: por ejemplo en la planta de Trinidad el etano se deja

en fase vapor para que retorne a la corriente principal de gas natural (en otros

casos el etano se recicla para gas combustible, y en otros se fracciona

separadamente de los GLP).

2.4. Consideraciones técnicas

En un proyecto de licuación de GNL el cliente o propietario de la planta aporta

únicamente cuatro datos: la composición del gas a la entrada, la capacidad

nominal de la planta, los requisitos de calidad de los productos y la zona del

emplazamiento. El diseñador tiene que definir, a partir de esos datos, los

siguientes conceptos básicos:

• Tamaño y número de trenes de licuación

• Métodos de eliminación de gases ácidos y agua

-27-


• Proceso de enfriamiento y licuación (incluye intercambiadores criogénicos)

• Tipo y tamaño de turbinas para los compresores

• Medio refrigerante exterior (aire o agua)

• Tamaño y número de los tanques de almacenamiento

La capacidad unitaria de los trenes de licuación ha ido aumentando con los años,

desde los 200.000 Nm3/h de gas que eran capaces de procesar en los años 60 y

70 como máximo, hasta los 800.000 Nm3/h que son normales hoy en día. Los

factores que limitan el crecimiento son el tamaño del intercambiador criogénico

(o cajas frías en otros casos) y la capacidad de los compresores. El número de

trenes a instalar se decide conjuntamente con la capacidad de cada uno de ellos

de forma de obtener el volumen total de GNL que se haya conseguido para

comercializar.

Todo estudio tecnológico dirigido a evaluar distintas tecnologías y seleccionar la

más adecuada para un proyecto concreto debe partir de unas mismas Bases de

Diseño, en particular:

− Composición del gas natural a licuar

− Condiciones en límite de batería de la planta, tanto de entradas como

salidas

− Condiciones del emplazamiento (temperaturas, humedad, etc.)

− Especificaciones de los productos (GNL, GLP, Condensado)

− Eficacia de los compresores de refrigeración

− Criterios económicos

A continuación, para efectuar la selección definitiva se deben analizar

comparativamente los siguientes parámetros:

− Capacidad instalada

− Potencia específica y eficacia

− Posible capacidad del tren

− Recuperación de GLP

− Disponibilidad / fiabilidad

-28-


− Flexibilidad del diseño y la operación

− Necesidad de espacio

− Plazo de entrega

− Inversión y coste específico del GNL

La otra gran elección, junto con el proceso de licuación, son los compresores de

los refrigerantes y el motor que los mueve.

Otro tema es la refrigeración exterior –el “foco caliente” del ciclo- puede ser al

agua del mar o el aire atmosférico. Hasta hace 10 años todas las plantas

utilizaban agua, pero en la actualidad las ventajas han disminuido gracias a la

disponibilidad de aerorrefrigerantes muy potentes y de una energía eléctrica auto

generada y más barata.

Finalmente es necesario fijar el tamaño y número de los tanques de

almacenamiento de GNL1. Para ello lo primero que se hace es un estudio del

transporte marítimo. Cuestiones de seguridad impuestas por los códigos

aplicables, así como limitaciones en los materiales y métodos de construcción,

impiden sobrepasar un tamaño determinado; no obstante, actualmente ya se

construyen tanques de 160.000 m3 de capacidad (y se anuncian de 200.000 m3).

3. Transporte

Como se desprende de la observación de las Figuras de las páginas 5 y 6, en las

cuales se comparan los costos del transporte de gas natural por gasoducto frente

al de GNL por vía marítima, el punto de indiferencia se encuentra

aproximadamente en 3.500/4.000 Km de distancia entre el país productor y el

consumidor. Es decir, para distancias mayores será más rentable el transporte

por vía marítima y, para menores, por gasoducto.

Esto se afirma considerando gasoducto sin tramos submarinos. Para éstos, el

costo de construcción es de 3 a 5 veces mayor que en el caso terrestre.

1 Para mayor información técnica sobre tanques de almacenamiento de GNL: en este mismo documento, apartado “4.1 Descripción general de una planta de regasificación - Descripción general de equipos y sistemas – Almacenamiento de GNL”

-29-


La afirmación no es absoluta, habrá que tener en cuenta variables como la

saturación o no de la capacidad del medio de transporte de que se trate y la

viabilidad de construir el gasoducto.

En ocasiones, la construcción del gasoducto requiere autorizaciones de los países

por donde pasa. Además, incluso obtenidas las autorizaciones, habrá que tener

en cuenta la estabilidad política de los países transitados ya que podría ponerse

en riesgo la seguridad de suministro de combustible.

En el caso de gasoductos submarinos, pueden darse situaciones en las cuales la

distancia es poca pero la profundidad y las condiciones del subsuelo impiden una

correcta instalación de la tubería, prefiriéndose entonces el transporte vía

metanero.

3.1. Tipos de buques metaneros

3.1.1. Sistemas de propulsión

Las turbinas de vapor son el sistema de propulsión más utilizado. Son máquinas

que han demostrado eficiencia y durabilidad a lo largo del tiempo. La caldera

generadora de vapor puede alimentarse con fuel-oil o boil-off.

Figura 13: Propulsión por turbina de vapor

Los buques de nueva generación se están construyendo con otro tipo de

impulsores.

Existen los que utilizan turbinas alimentadas directamente por fuel-oil o gas de

boil-off, similares a las turbinas utilizadas en aviones o centrales de ciclo

combinado.

También existen buques propulsados por motores diesel de dos tiempos o bien

por motores diesel duales, que utilizan como combustible una mezcla de diesel-

oil y gas de boil-off.

-30-


Figura 14: Propulsión con motor diesel dual (mezcla de gasoil y boil-off)

Los buques metaneros presentan grandes dimensiones comparativamente con

otros de igual tonelaje, como consecuencia de la baja densidad de la carga que

transportan (aproximadamente 0,47 Kg/m3).

Su velocidad es elevada: 20 nudos frente a 14 nudos para buques petroleros.

En general utilizan fuel-oil como combustible aunque pueden aprovechar el boil-

off1 como combustible alternativo.

En su construcción emplean materiales de alta calidad: aluminio en tanques,

acero inoxidable en tubería, bombas criogénicas y sistemas de frío, sofisticados

tratamientos de pintura para proteger sus tanques de lastre, etc.

Son buques altamente automatizados. Se equipan con complejos sistemas

electrónicos para la navegación, el control de carga y descarga, la planta

propulsora y para otros mecanismos secundarios.

Lo expresado en los dos párrafos anteriores implica que los costos de

construcción sean elevados: aproximadamente 200 millones de dólares para un

buque de 135.000 m3 de capacidad, mientras que un petrolero convencional

cuesta entre 70 y 80 millones de dólares.

Además, la tripulación debe ser personal altamente cualificado.

1 El término boil-off se utiliza internacionalmente para definir la evaporación de GNL que se genera naturalmente (por la diferencia de temperatura con el ambiente) en los tanques de almacenamiento, ya sea en la planta de licuación, en el buque metanero o en la planta de regasificación.

-31-


Los costos operativos son elevados: altos costos de mantenimiento –debido a

pautas muy estrictas-, altos costos de seguros.

3.1.2. Tecnologías de almacenamiento del GNL en el buque metanero

IHI

Utilizan tanques prismáticos autosoportados.

El sistema de construcción es tradicional, con refuerzos en el interior de los

tanques, los cuales quedan integrados dentro de la estructura del buque.

No presentan limitaciones por sloshing1 y las complicaciones en el viaje de lastre

son mínimas2.

Generan poco boil-off y son fácilmente accesibles para inspección y

mantenimiento.

Hasta la fecha sólo se ha utilizado esta tecnología en buques de pequeño y

mediano porte (48.000 / 87.000 m3).

Figura 15: Almacenamiento en buque tipo IHI

1 Se entiende por sloshing las fuerzas generadas por el movimiento del GNL dentro de los tanques. Estas fuerzas pueden ser de importante magnitud y llegar a causar problemas para controlar el buque. 2 Como los buques metaneros transportan una sustancia de baja densidad, presentan un gran volumen. Cuando descargan e inician el viaje de lastre, pueden presentar problemas para el control debido al bajo peso y la alta superficie vélica.

-32-


MEMBRANA

Los depósitos consisten en una delicada pared estanca, denominada membrana,

y se separan de la estructura del buque por una capa de aislamiento.

Las membranas se diseñan de tal manera que pueden absorber las dilataciones y

contracciones térmicas.

Al mismo tiempo, la membrana constituye una barrera primaria que se completa

con otra, secundara, capaz de retener al GNL en caso de accidente.

Actualmente existen en el mercado dos tipos de membrana, según la empresa

fabricante: la de Technigaz, cuya barrera primaria es de acero inoxidable

inervado con configuración ortogonal, y la de Gaztransport, con una barrera

primaria de Acero invar. (30% Níquel).

En grandes rasgos, pueden nombrarse las siguientes características de los

buques metaneros con sistema de membrana para el almacenamiento de GNL:

• Debido al efecto sloshing los tanques deben estar siempre cargados en

cantidades inferiores al 10% de su capacidad máxima o bien mayores al 90%

de la misma.

• El tiempo de enfriamiento es muy corto, admite cambios rápidos de

temperatura.

• Debe mantenerse siempre una presión positiva en el interior de los tanques,

para evitar su colapso.

• Presentan poca superficie vélica al viento.

• Debido a su estructura, resulta complicado encontrar posibles fugas en los

tanques, lo que dificulta el mantenimiento.

• Presentan menor Gross Tonnage1 (GT) que otros tipos de buque, lo que

abarata los costes portuarios y, en su caso, los del Canal de Suez.

1 La medida standard internacional del tamaño de un buque, bajo el Universal Tonnage Measurement System (UMS) (Sistema Universal de Medicion del Tonelaje). Resulta importante destacar que se refiere a volumen y no a peso.

-33-


Figura 16: Esquema de un tanque de membrana

MOSS ROSEMBERG (ESFERA)

Este sistema utiliza depósitos esféricos autosostenidos, no integrados en el casco

del buque, construidos normalmente en aluminio.

El aislamiento suele formarse con PVC, Poliuretano y fibra de vidrio.

Genera una cantidad de boil-off similar a la tecnología de membrana y es de fácil

acceso para la inspección y el mantenimiento, aunque difícilmente se produzcan

pérdidas en los tanques.

Debido a su gran volumen, presentan mayor vela al viento que las otras dos

tecnologías.

Pueden admitir cargas parciales (no producen efecto sloshing).

El Gross Tonnage (GT) de estos buques es superior al de los otros dos tipos.

-34-


Figura 17: Esquema de un tanque esférico

3.2. Modalidades de contratación del suministro de GNL

CIF (Cost Insurance and Freight)

El vendedor realiza la entrega cuando la mercancía sobrepasa la borda del buque

en el puerto de embarque.

Responsabilidad del vendedor:

− Producto

− Flete (buque)

− Seguro (a favor del comprador)

− Gastos variables (combustible, puerto, etc)

En este caso, todos los riesgos de la navegación son por cuenta del vendedor y

de la carga por cuenta del comprador.

EX SHIP

El vendedor realiza la entrega cuando la mercancía sobrepasa la borda del buque

en el puerto de descarga designado por el comprador.

Responsabilidad del vendedor:

− Producto

− Flete (buque)

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− Seguro

− Gastos variables (combustible, puerto, etc.)

Todos los riesgos de la navegación son por cuenta del vendedor.

FOB (Free On Board)

La responsabilidad del vendedor termina cuando la mercancía ha sobrepasado la

brida del buque en el puerto de embarque convenido.

Responsabilidad del comprador:

− Seguro (mercancía)

− Flete (buque)

− Gastos variables (combustible, puerto, etc.)

El comprador soporta todos los riesgos de pérdida o daño de la mercancía.

3.3. Modalidades de contratación de buques para el transporte de GNL

BARE BOAT(Casco desnudo)

• Responsabilidad del armador

− Construcción del buque

− Pago del buque al banco/astillero

• Responsabilidad del fletador

− Tripulación

− Seguro (buque/carga)

− Pago armador

− Mantenimiento

− Administración

− Repuestos

− Otros costos

• La duración de estos contratos suele ser a largo plazo, 15 ó 20 años

• Es una fórmula poco usual en el transporte marítimo de GNL

-36-


TIME CHARTER (Flete por tiempo)

• Responsabilidad del armador:

− Construcción del buque

− Pago del buque al banco/astillero

− Tripulación

− Seguro buque

− Mantenimiento

− Repuestos

− Administración

− Otros costos

• Responsabilidad del fletador

− Pago al armador

− Seguro de la carga

− Combustibles

− Gastos portuarios

• La duración de estos contratos en el transporte de GNL suele ser igual al

contrato de suministro, en general de 20 años.

• Es una modalidad de contratación muy utilizada en el transporte marítimo de

GNL.

Otras modalidades

SPOT

Contratación de un buque para un viaje puntual. Se contrata bajo la modalidad

de Time Charter, modificada para un solo viaje.

SPOT – Viajes consecutivos

Igual que la modalidad anterior, sólo que para un número determinado de viajes

consecutivos. Se contrata igualmente bajo la modalidad de Time Charter a

medio/corto plazo.

-37-


3.4. Flota mundial de metaneros

Actualmente la flota mundial de metaneros ronda las 180 unidades. Puede

decirse que aproximadamente una mitad son buques de membrana y la otra de

esferas.

Aunque la tendencia es construir buques cada vez de mayor tamaño, en la

actualidad el 56 % de la flota corresponde a buques de tamaños medios

(100.000 m3 a 138.000 m3).

3.5. Otra modalidad de transporte: Gas Natural Presurizado (PNG)

Vale la pena decir que también existe el transporte marítimo de gas natural en

estado gaseoso y alta presión.

Este tipo de transporte se aplica cuando los yacimientos son pequeños y no se

justifica la inversión en una planta de licuación. Siguiendo el mismo criterio,

también se utiliza esta modalidad cuando en el mercado de recepción no existe

masa crítica para construir instalaciones de regasificación.

Con respecto al transporte de gas natural como GNL, la modalidad del PNG no

presenta costos de licuación ni de regasificación.

Otras ventajas son que no se genera boil-off, por lo cual no se pierde gas y

permite la propulsión con motores diesel, con rendimiento térmico superior al de

las turbinas.

Los buques utilizados para transportar gas natural a presión presentan las

siguientes características generales:

• Casco exterior convencional de acero.

• Contenedores de carga: pack de 12 botellas de acero

• Botella de 3 cm de espesor y 30 m de altura

• Fabricación estándar, lo que abarata su acopio, utilizando válvulas de modo

que pueda conectarse cada pack al manifold1.

• Presión de transporte: 250 bar

1 Término generalmente utilizado para definir al cuadro de válvulas.

-38-


• Para un buque de 275 m de eslora (largo), 29 de manga (ancho) y 16 de

puntal (alto), el peso total de la carga es de aproximadamente 40.000

toneladas, mientras que el de los contenedores de carga es de 110.000

toneladas.

Figura 18: Transporte de gas natural a presión (PNG)

4. Regasificación

4.1. Descripción general de una planta de regasificación

Puede decirse que las dos partes principales de una planta de regasificación son

los tanques de almacenamiento de GNL y el muelle de atraque para los buques

metaneros.

-39-


Figura 19: Esquema muelle de atraque

El resto de la planta puede dividirse en los siguientes grupos:

− Sistemas de captación y descarga de agua de mar

− Equipos principales (regasificadores, relicuador)

− Tuberías

− Servicios auxiliares

− Edificios

Una planta de estas características tiene como misión la recepción del gas

natural licuado, que llega en los buques metaneros, y después de un período de

almacenamiento, transformarlo a gas para inyectarlo a presión en las redes de

transporte.

Asimismo, después de almacenarlo en los tanques, el GNL también pude

enviarse, mediante camiones cisterna, a plantas satélite.

Las funciones que debe asegurar un Terminal de regasificación son:

Descarga. Por medio de brazos de descarga criogénicos, se hace la transferencia

a los tanques, utilizando las bombas de los metaneros.

Almacenamiento. El GNL recibido se almacena durante varios días en tanques

especiales diseñados para condiciones criogénicas.

-40-


El bombeo. Desde los tanques hasta el relicuador o hasta la estación de carga de

camiones lo realizan las denominadas bombas primarias, que se encuentran

sumergidas en los tanques de almacenamiento. Desde el relicuador hasta la red

de gas –previo paso por los vaporizadores- lo realizan las bombas secundarias o

de alta presión.

Regasificación. El GNL líquido es calentado bajo presión en los vaporizadores y

transformado en gas a la presión de emisión.

Medida. El gas se mide a la salida de la planta mediante contadores de turbina y

se regula la presión de emisión.

Odorización. Se inyecta odorizante, para poder detectar las fugas en las redes de

transporte y distribución.

Las vaporizaciones que se producen en la planta (tuberías, brazos de descarga,

tanques y equipos) son utilizadas, durante la descarga para devolver gas al

barco y se recuperan mediante compresores, inyectándolos en el relicuador para

su posterior vaporización.

Los gases no recuperados se envían a la antorcha.

La cantidad de energía almacenada es importante y la producción es elevada por

lo que las medidas de seguridad deben tenerse muy en cuenta en el diseño de la

planta.

Además, debe cuidarse la fiabilidad, teniendo en cuenta que el sistema de

trasporte depende de la producción de la planta.

La compresión en estado líquido necesita unas 30 veces menos energía que la

compresión en fase gaseosa. Para pasar 1m3 de GNL de 8 bar a 80, se necesitan

3,5 Kwh en forma líquida y 100 Kwh en forma gaseosa.

Descripción del proceso

El GNL se descarga del buque metanero utilizando las bombas criogénicas que

están ubicadas en el interior de los tanques de almacenamiento del barco.

El vapor desplazado durante la operación de llenado del tanque en tierra se envía

otra vez al buque para restablecer la presión en el tanque del barco, modificada

debido a la descarga.

Durante la operación de descarga del buque, la presión (relativa) en los tanques

de almacenamiento se mantiene a 150 mbar (normalmente se encuentra en los

-41-


180 mbar). La presión del tanque de GNL se controla principalmente extrayendo

el gas evaporado con los compresores de boil-off. En caso de un aumento de

presión en los tanques, el exceso de gas de evaporación se puede enviar también

a la antorcha.

Ya realizada la descarga, el GNL se extrae de los tanques en tierra utilizando las

llamadas bombas primarias, que se encuentran en el interior de los tanques de

almacenamiento. Estas bombas impulsan al GNL para dirigirlo hacia el equipo

regasificador, previo paso por el relicuador.

En éste, el gas comprimido por los compresores de boil-off se pone en contacto

con el GNL y se condensa.

A la salida del relicuador, se obtiene GNL con una presión inferior a la exigida por

la red de gas natural. Este GNL es aspirado por las llamadas bombas

secundarias, que le otorgan la presión necesaria para atravesar el sistema de

regasificación y alcanzar la red con la presión requerida1.

Figura 20: Esquema de proceso de una planta de regasificación

El GNL puede suministrarse también a camiones cisternas. La estación de carga

de camiones recibe el líquido directamente desde las bombas primarias.

Todos los equipos, las líneas principales de GNL (4” de diámetro y mayores) y

los cabezales que no están en funcionamiento se mantienen fríos por medio de

un sistema de recirculación. 1 Resulta mucho más eficiente incrementar la presión en fase líquida que en fase gaseosa.

-42-


Descripción de sistemas y equipos principales

• Brazos de descarga

Deben permitir seguir los movimientos de las mareas y del barco.

Se componen de un soporte, una tubería articulada, un sistema de contrapeso

para el equilibrio, un sistema de racores1 articulados, un dispositivo de

movimiento hidráulico, un acople rápido y un sistema de desacople rápido en

caso de emergencia.

Figura 21: Brazo de descarga

• Almacenamiento del GNL

En la actualidad generalmente se instalan al menos dos tanques de 150.000 m3

de capacidad, y se deja espacio para futuras ampliaciones de capacidad de

almacenamiento. La tendencia actual es construir tanques de gran tamaño,

acorde con el crecimiento del tamaño medio de los buques.

Los tanques pueden ser aéreos (los más comunes) o enterrados. En la segunda

modalidad, se construyen de tamaños mayores (hasta 200.000 m3).

La duración de la construcción es de aproximadamente 30 meses.

Las funciones que debe cumplir un tanque de almacenamiento son:

− Retención del líquido

− Estanqueidad del gas

− Aislamiento térmico

− Seguridad del entorno

Además, el almacenamiento debe regular las discontinuidades de la carga /

descarga de buques, permitiendo un tasa estable de producción.

1 Pieza metálica con dos roscas internas en sentido inverso, que sirve para unir tubos y otros perfiles cilíndricos.

-43-


La permanencia media del GNL en los tanques varía desde días en las terminales

europeas y americanas hasta un mes en las terminales japonesas.

La función de retención requiere una estructura capaz de soportar la carga

hidrostática del líquido, densidad próxima a 0,5 Kg/m3, y además soportar las

bajísimas temperaturas1.

Para asegurar la resistencia estructural al peso del líquido, se realiza una prueba

hidráulica con agua.

La estanqueidad del gas se garantiza con una prueba de estanqueidad con N2.

Los hormigones, que son más porosos que el acero, llevan una capa metálica

como barrera de vapor.

El aislamiento térmico se consigue con aislantes como perlita, foamglas y fibra

de vidrio.

La seguridad se garantiza con condiciones muy estrictas en el diseño del tanque,

las cuales consideran el efecto sísmico, el impacto de proyectiles y el incendio.

La nueva tecnología de tanques ha evolucionado a que la entrada y la salida del

GNL se realice por la parte superior, que lleva a disponer de bombas de GNL

sumergidas dentro del tanque.

En el mundo hay construidos aproximadamente 240 tanques, de los cuales 140

pertenecen a Japón2.

En la siguiente tabla pueden observarse los tamaños de los tanques de GNL

actualmente en servicio:

Tabla 7: Capacidades de tanques de GNL

VOLUMEN [m3] CANTIDAD

+ de 140.000 2

120.000 – 140.000 8

80.000 – 100.000 31

60.000 – 80.000 32

- de 60.000 27

1 En el apartado 4.3. se nombran y explican los materiales utilizados a fin de soportar las temperaturas criogénicas. 2 La cantidad de tanques aumenta constantemente, el número 240 pertenece al pasado, pero vale para tener una idea aproximada de cantidad.

-44-


Cada tanque está formado por un tanque interior abierto en la parte superior, y

fabricado en acero de 9% de níquel con una pared exterior de hormigón. Entre

las dos paredes se dispone material aislante para reducir la entrada de calor. Una

plataforma aislada suspendida proporciona el cierre criogénico del GNL en el

tanque interior. Un tejado domo de hormigón proporciona el cierre del gas de

evaporación. Todas las conexiones de instrumentación y de tuberías se realizan a

través del tejado del tanque.

En el interior de los tanques se montan bombas criogénicas, montadas en pozos

de bombeo individuales. A estas bombas se las conoce como “bombas primarias”

y en general se instalan cuatro por tanque.

El rango de presión relativa de diseño de los tanques es de: 290 mbar a -6,5

mbar.

Los tanques pueden llenarse por el fondo o por la parte superior. Se elige el

punto de llenado superior o inferior para evitar el efecto roll-over. Si la carga

entrante presenta una densidad mayor que la del tanque se llena éste por la

parte superior. Si la densidad de la carga entrante es menor a la del GNL

contenido en el tanque, se elige llenar por la sección inferior. De este modo, el

líquido más denso bajará y el más liviano subirá y finalmente tenderá a

homogeneizarse la densidad del GNL en el tanque. Si no se respetara este

procedimiento de carga, podrían generarse dos capas con densidades muy

distintas que finalmente darían lugar a una mezcla brusca (roll-over) con la

producción de una gran cantidad de boil-off. Esta situación es peligrosa, por lo

tanto, totalmente indeseable.

El espacio de aislamiento del tanque se purga continuamente con nitrógeno

gaseoso.

La placa del fondo de los tanques está provista de elementos calefactores

eléctricos (con valor de potencia alrededor de 90 kw) que evitan la congelación

del terreno, llamada “hinchamiento por congelación”, que podría dañar la

cimentación de los tanques.

La regulación de presión de funcionamiento de los tanques se realiza por la

recuperación del gas de evaporación utilizando los “compresores de boil-off”.

Estos compresores mantienen la presión en los tanques ya que envían el gas de

boil-off hacia el relicuador, los vaporizadores de combustión sumergida (en caso

-45-


-46-

de que estén funcionando), la antorcha, o bien el tanque de GNL del metanero, si

se está en una operación de descarga.

La presión de trabajo normal de los tanques puede oscilar entre 100 mbar

(normal) a 250 mbar (máximo).

Figura 22: Varios esquemas de tanques de GNL


Figura 23: Fotos de tanques de GNL

Las presiones altas en los tanques se evitan por:

− Venteo de la antorcha

− Válvulas de seguridad con descarga a la antorcha

− Finalmente por medio de válvulas de seguridad con descarga a la

atmósfera

Las presiones bajas en los tanques se evitan por:

− Paro de las bombas primarias y del compresor de boil-off (30 mbar)

− Inyección de gas de emisión

− Inyección de nitrógeno gaseoso (15 mbar)

− Válvulas de seguridad de vacío, en condiciones de vacío de emergencia

permiten la entrada de aire en el espacio del domo

Normalmente, la eliminación de vapores de GNL del tanque de almacenamiento

se realiza como sigue:

− Retorno de vapor al buque (durante la operación de descarga)

− Envío de vapor al compresor(es) de gas de boil-off, para luego dirigirlo

al relicuador

-47-


− Envío del vapor al compresor(es) de gas de boil-off, para luego dirigirlo

a la unidad de gas combustible (pilotos de la antorcha y vaporizadores

de combustión sumergida)

− Vapor enviado a la antorcha

• Compresores de gas de evaporación (boil-off)

El boil-off que se genera en los tanques de almacenamiento puede enviarse al

relicuador o bien a la unidad de gas combustible. Para dirigirlo a cualquiera de

estos destinos se utilizan compresores criogénicos, denominados compresores de

boil-off.

• Relicuador

Actúa como tanque de aspiración para las bombas secundarias de GNL (las

bombas del alta presión –AP- que impulsan el GNL con dirección al equipo

vaporizador). Normalmente, todo el GNL que fluye a las bombas de AP pasa a

través del relicuador. El vapor de los compresores de boil-off se condensa por

efecto del contacto en contracorriente con la corriente de GNL de las bombas

primarias (las que están dentro de los tanques de GNL).

El relicuador funciona a una presión de alrededor de 7 bar.

• Vaporizadores

Los equipos que vaporizan al GNL pueden utilizar el calor contenido en el agua

de mar (“Vaporizadores de Agua de Mar”) o bien parte del gas de boil-off como

combustible para generar el calor necesario para la vaporización (“Vaporizadores

de Combustión Sumergida”).

En operación normal se utilizan los vaporizadores de agua de mar y se reservan

los de combustión sumergida para situaciones de pico de emergencia o de

mantenimiento de los primeros.

En el caso de los vaporizadores de agua de mar, el GNL es distribuido por un

colector en tubos verticales, embebidos en paneles a lo largo de los cuales el

agua se desliza. El agua entra por la parte superior y el GNL por dentro de los

tubos, desde abajo hacia arriba. El agua se devuelve al mar. Normalmente se

necesita clorar el agua de mar.

-48-


Figura 24: Vaporizador de agua de mar

En los vaporizadores de combustión sumergida un haz tubular conteniendo el

GNL se sumerge en una cuba metálica o en hormigón relleno de agua dulce. Un

quemador de combustión sumergida se instala en el fondo de la cuba y es

alimentado por gas combustible y el aire que actúa como comburente con cierta

sobrepresión.

El autoconsumo de gas es del orden del 1,5 al 2 %, con respecto al gas emitido.

Figura 25: Vaporizador de combustión sumergida

Los vaporizadores están provistos de una línea de recirculación de GNL para

mantener fría la entrada, cuando el equipo no está en funcionamiento.

• Bombas primarias

Las bombas primarias son las que están sumergidas en los tanques de

almacenamiento.

El GNL es un buen dieléctrico y puede utilizarse como lubricante y refrigerante,

por lo que es posible sumergir la bomba y su motor en el mismo depósito.

Los tanques de almacenamiento no tienen tuberías de salida por la parte inferior.

Las bombas pueden sacarse del tanque y cambiarse sin interrumpir la

-49-


explotación del mismo. La boca de salida es por el mismo conducto de impulsión

hacia la zona superior del tanque.

Éstas se utilizan normalmente para emisiones al relicuador a baja presión

(máximo 17 bar). Sin embargo, también se utilizan para circulación con objeto

de mantener temperaturas criogénicas en las líneas que no se usan, como son la

línea de descarga a espigón, sistema de carga de camiones.

Las bombas primarias son verticales, están totalmente sumergidas (incluyendo el

motor), alimentándose la corriente desde la parte superior del pozo de la bomba.

Descarga el GNL desde su posición en el fondo del poza hasta una línea de

descarga conectada a la parte superior del pozo, por encima del techo. La válvula

de pie se mantiene abierta por el peso de la bomba, los conductos eléctricos y de

instrumentación se purgan continuamente con nitrógeno desde el techo del

tanque.

La purga de nitrógeno debe funcionar todo el tiempo, incluso cuando se detiene

la bomba. La función de la purga es evitar cualquier entrada de aire en los

conductos de cable y detectar cualquier fuga de GNL o GNL, evitando así

situaciones potencialmente peligrosas.

Figura 26: Bombas primarias

• Bombas secundarias

-50-


Las bombas secundarias, también denominadas de Alta Presión (AP) alimentan la

corriente de GNL a los vaporizadores.

Éstas aspiran desde el relicuador, a una presión aproximada de 9 bar.

También son bombas criogénicas, verticales, y totalmente sumergidas.

El motor es solidario con la misma y totalmente sumergido en GNL dentro de la

cápsula de la bomba. La lubricación de bomba y motor se consigue por el flujo de

GNL a través de la bomba y el estator.

Los conductos de cables eléctricos se purgan continuamente con nitrógeno,

descargándolo a la atmósfera.

El número de bombas secundarias en funcionamiento es función de la tasa de

emisión de gas.

• Instalación de carga de camiones cisterna

El GNL que llega a los camiones es impulsado directamente por las bombas

primarias, no pasa por el relicuador.

El vapor generado y desplazado durante la operación de carga de camiones se

reingresa a la línea de gas de boil-off.

• Sistema de antorcha

En condiciones normales, no se envía gas a la antorcha excepto por el flujo de

purga permanente. Los pilotos de la antorcha están prendidos todo el tiempo.

El panel de control de encendido y vigilancia del piloto se sitúa lejos de la

antorcha, en un área segura, libre de cualquier radiación calorífica.

El extremo de la antorcha está provisto de sensores de temperatura para indicar

el estado del quemador del piloto.

Se dispone de un sistema de extinción por nitrógeno para apagar la llama y

enfriar el extremo de la antorcha en caso de emergencia. Esta operación es

manual.

4.2. Diseño y construcción

Para componer la ingeniería básica de la futura planta, se necesitan inicialmente

la siguiente información de diseño:

• Emplazamiento

-51-


En este apartado deben considerarse aspectos náuticos y marítimos, referidos a

las mareas, los vientos, la profundidad, etc.

Debe evaluarse si el terreno se adecua a la futura planta, si hay suficiente

espacio, si es zona sísmica o no, etc. También resulta importante analizar el

coste de alquiler (concesión) o compra del terreno.

Habrá que considerar también la compatibilidad entre la plana y el entorno, el

impacto medioambiental y las condiciones de seguridad. Deben estudiarse los

datos climatológicos generales como temperatura, humedad, precipitaciones,

presión barométrica, y otros fenómenos.

Anticipándose a la etapa de operación, habrá que analizar la proximidad de

suministros y la cercanía a la red básica de gasoductos.

Figura 27: SAGGAS, Planta de Regasificación de Sagunto (España)

• Producción y condiciones de emisión

Los niveles de producción esperados (nominal, máxima y mínima) definirán el

tipo de vaporizadores a utilizar.

También se necesitarán datos de presión y temperatura de emisión.

• Origen del GNL

El origen del GNL determinará la composición del mismo y, en consecuencia, el

peso molecular, la densidad y el poder calorífico.

• Buques metaneros

-52-


La capacidad de los buques determinará en principio el tamaño del muelle de

atraque (también conocido como “Yeti”).

También tendrá impacto en la definición de la capacidad de almacenamiento de

los tanques de GNL.

• Número y tipo de tanques de almacenamiento

Estos valores se relacionan fuertemente con la capacidad de producción de los

trenes de licuación, con el tamaño de los buques metaneros esperados, y con la

frecuencia de despacho de buques.

• Límites de batería de la planta

En este apartado se analizan las necesidades de: tratamiento del terreno,

alimentación eléctrica, agua potable y de servicios, agua contra incendios,

gasoducto de conexión con la red básica de gas natural, comunicaciones,

accesos, conexión a red de alcantarillado.

4.3. Materiales utilizados

La propiedad fundamental para el uso criogénico de un material es su

comportamiento a baja temperatura.

Muchos metales y aleaciones presentan a cierta temperatura una transición de

rotura dúctil a frágil.

Esta zona de transición fija la temperatura por encima de la cual el material es

aceptable para la construcción. Sin embargo, algunos metales y aleaciones

permanecen dúctiles a muy baja temperatura.

El acero al 9% Níquel es un material utilizado, cuya zona de transición se sitúa

por debajo de los -196 °C.

Otros materiales utilizados no presentan zona de transición, a saber:

− El cobre y sus aleaciones

− El aluminio y sus aleaciones

− El níquel y sus aleaciones

− Aceros austeníticos, como el acero INVAR al 36% níquel

-53-


Hay que tener en cuenta que el coeficiente de dilatación es doble para el

alumnito que para el acero al 9% níquel, y prácticamente nulo para el acero

INVAR.

Hormigones

Son materiales criogénicos, pero sensibles a los ciclos térmicos de calentamiento

y enfriamiento.

Actualmente se utilizan en la construcción de la barrera secundaria en los

tanques de contención total.

Plásticos

Para juntas, se utilizan mezclas de elastómeros y amianto como Klingerit o el

Polytetrafluoruro de etileno (teflón).

Aislantes

Los aislantes que se utilizan en criogenia tienen generalmente un coeficiente de

conductividad térmica inferior a 0,05 W/m°K, característica que varía con la

temperatura.

La humedad atmosférica tiene tendencia a penetrar en el calorifugado y formar

nieve o hielo, los cuales presentan altos coeficientes de conductividad térmica.

Como aislantes se utilizan:

− Perlita. Obtenida a partir de roca volcánica del tipo silicato de aluminio

calentado a 800°C, formando bolsas del orden de 0,5 mm.

− Foamglas. Se obtiene por inyección de SH2 en pasta de vidrio. Es

estanco al agua y resistente al calor. Es pesado y frágil.

− Fibra de vidrio.

− Espumas de poliuretano. Su conductividad térmica varía entre 0,03 y

0,04 W/m°K. se fabrica por la reacción de isocianato y de polioles en

presencia de un agente expansor, generalmente el freón.

4.4. Costos de las plantas de regasificación

La inversión necesaria para construir una planta de regasificación con capacidad

de emisión de 4.000 (n)m3/año puede oscilar entre 200 y 260 millones de

dólares norteamericanos, dependiendo de los trabajos necesarios en

-54-


infraestructura portuaria y acondicionamiento del terreno. Este valor de inversión

supone la construcción de dos tanques de almacenamiento.

Una estimación de la distribución de inversiones se puede observar en la

siguiente tabla. En ésta puede verse que los tanques de almacenamiento de GNL

absorben casi la mitad de la inversión.

Tabla 8: Distribución de inversiones en una planta de regasificación

ITEM % de la Inversión Ingeniería y supervisión 9

Materiales y equipos 25

Construcción y montaje 16

TANQUES DE GNL 45

Puesta en marcha 2

Otros 3

Los costos operativos, sin incluir amortizaciones, representan alrededor del 4~6

% de la inversión total.

Las pérdidas y autoconsumos de gas pueden significar el 0,5~1 %.

Los costos de las instalaciones de seguridad y el mantenimiento de los equipos

pueden oscilar entre el 1~3 % del valor de la inversión.

4.5. Consideraciones medioambientales

El proceso de regasificación del GNL se reduce a un simple cambio de estado

físico desde el estado líquido a la fase gas.

Normalmente este cambio de estado se logra por el aporte de calor cedido desde

un caudal de agua de mar captado por bombeo a un flujo de GNL que circula por

unos intercambiadores denominados vaporizadores.

En éstos se produce la transferencia de calor entre ambos fluidos, circulando en

contra corriente.

No se produce ningún elemento contaminante, retornando el agua salada al mar,

convenientemente canalizada por medio de tuberías de retorno.

-55-


El único impacto al medio ambiente consiste en que el agua de retorno presenta

3~4 °C menos que la temperatura media del agua recogida. Esto se debe a que

durante el proceso de vaporización cedió parte de su calor al GNL.

El proceso global de regasificación no genera contaminantes, ni residuos sólidos.

Más allá que los normales asociados a la gestión de cualquier instalación

industrial (aceites de lubricación, piezas obsoletas, trapos, grasas, etc.)

-56-


5. Caso Práctico: Análisis técnico y económico de una cadena completa de GNL

FUNDAMENTOS DEL PROYECTO

El proyecto de ALEXANDRIA Group comprende la construcción, puesta en

funcionamiento y operación de una cadena de licuación, transporte y

regasificación de gas natural licuado (GNL) procedente de Egipto. La cadena

completa incluirá las siguientes infraestructuras:

1. Planta de licuación: se ubicará en el puerto de El Dekheila, junto a la

ciudad egipcia de Alexandria. Tendrá una capacidad de licuación nominal

de 6 bcm (4,43 millones de toneladas de gas al año) y contará con una

instalación para carga de buques metaneros de transporte.

2. Transporte marítimo: se realizará el transporte marítimo mediante tres

buques metaneros con capacidad para 145.000 m3 de GNL cada uno. La

distribución se realizará a tres países diferentes: España (2,5 bcm), Reino

Unido (2 bcm) e Irlanda (1,5 bcm).

3. Planta de regasificación en Irlanda: se construirá en la bahía de Galway,

en la costa oeste del país, y abastecerá a la red de gas de Irlanda.

La planta de licuación podrá utilizar para su proceso el gas natural procedente de

los yacimientos off-shore de North Alexandria y Abu Qir, situados en la cercana

región productora del Mediterráneo, a una distancia de entre 100 y 200 km al

nordeste. En caso de ser viable la ampliación de la planta, podría abastecerse

también desde las regiones del Desierto Occidental y Delta del Nilo, con las que

también se encuentra comunicada.

Está previsto que la ingeniería básica de los proyectos de las plantas de licuación

y regasificación comiencen en septiembre y en noviembre, respectivamente, del

año 2005. La primera producción de GNL en Egipto se prevé realizarla en marzo

de 2011, y la primera descarga en la terminal de regasificación de Irlanda en

mayo del mismo año.

DESCRIPCIÓN DE LAS INFRAESTRUCTURAS

• PLANTA DE LICUACIÓN

Ubicación

-57-


Se ha realizado un estudio a lo largo de la línea de costa de Egipto, con el fin de

identificar la localización apropiada para el proyecto.

Tras observar las principales ventajas e inconvenientes de cada uno de los

puertos se ha decidido escoger la opción de Alexandria / El Dekheila, ya que es el

puerto que menos problemas puede presentar, salvo por la dificultad de

encontrar terrenos, dada su elevada población, o por la posibilidad de encontrar

restos arqueológicos.

Como principales puntos a favor pueden nombrarse la cercanía del lugar a las

principales regiones de producción del país, así como el disponer de

infraestructuras adecuadas por encontrarse en las cercanías de una ciudad

importante.

La planta de licuación se ubicará en una parcela tomada al mar en el extremo

norte del puerto de El Dekheila, con una superficie total de 27,3 ha. Ésta

permitiría una futura ampliación de la capacidad de producción y

almacenamiento propuesta hasta el doble de su valor actual proyectado. El

puerto dispone de un adecuado canal de acceso y de zona de reviro aptos para

su utilización por parte de los buques metaneros que cargarán en la planta.

La planta utilizará el proceso de licuación de Air Products and Chemicals, Inc

(APCI) que utiliza tanto propano como un refrigerante mixto preenfriado para

licuar el gas natural. Tendrá capacidad para licuar seis mil millones de metros

cúbicos de gas natural al año (6 bcm).

Proceso

La planta contendrá las siguientes unidades de proceso:

• Unidad de recepción, compresión de gas y separación de condensados.

• Eliminación de gases ácidos (CO2 y H2S) mediante lavado de aminas.

• Deshidratación del gas con lechos adsorbentes de malla molecular.

• Eliminación de mercurio en torres de adsorción con carbón activado.

-58-


• Licuación.1- una vez realizado el pretratamiento del gas natural, éste se

preenfría usando propano como refrigerante en cuatro etapas diferentes. A

continuación el gas natural, a una presión de 60 bar y temperatura de 35 ºC

bajo cero, se introduce en el intercambiador de calor criogénico principal (IC

de donde, mediante sucesivos enfriamientos con un refrigerante mixto (formado

por nitrógeno, m

CP)

etano, etano y propano), sale con una presión de 4 bar y

temperatura de 150 ºC bajo cero, condiciones en las cuales se encuentra ya en

• Almacenamiento del GNL obtenido en dos tanques criogénicos de contención

• Separación por fraccionamiento de los gases licuados (propano y butano)

Pantalán de atraque para buques metaneros de hasta 145.000 m3 de

capacidad, dotado de cuatro brazos criogénicos para carga del GNL.

das, vallado de seguridad,

instalación contra incendios y todos los demás medios de seguridad necesarios

ión segura de la planta.

•

e los viajes según los destinos, planificación de la carga de los buques

estado líquido.

total, de 160.000 m3 de capacidad cada uno.

extraídos durante el proceso preenfriamiento del gas natural.

•

La planta contará también con edificios para administración, control, almacén,

taller, mantenimiento, etc, así como con calza

para asegurar una explotac

TRANSPORTE MARÍTIMO

Contratación de los buques

Se realizó un estudio del número de buques a utilizar, además de la capacidad

necesaria en cada uno de ellos para conseguir suministrar las cantidades

solicitadas por los clientes. Los factores principales tenidos en cuenta fueron,

entre otros: capacidad de carga, velocidad y boil-off generado de cada barco,

duración d

y disponibilidad de reserva en los tanques de almacenamiento de la planta de

licuación.

El fundamento del proceso de licuación se basa en el efecto Jou

la temperatura de un gas a presión disminuye notablemente al

1 le-Thompson por el cual expandirlo o laminarlo a

través de una válvula reguladora.

-59-


Se llegó a la decisión final de utilizar tres buques iguales con una capacidad

nominal de 145.000 m3 de GNL cada uno, similar a la que utilizan otros buques

metaneros en la actualidad. Con esta flota será posible distribuir toda la

producción con la holgura suficiente para poder hacer frente a esporádicos

Las modalidades de contratación tenidas en cuenta fueron el contrato de

Time-Charter, y la adquisición de los buques mediante

d

S uques necesarios, principalmente debido a:

•

s de vapor tradicionales es la

en cuanto a economía

operativa (mucha mayor eficiencia) y comportamiento ecológico de los buques

(menores emisiones de CO2 y casi nulas de SOx).

Así pues, cada uno de los buques estará propulsado por 3 motores Wärtsila 50DF

d s y otro más de 6 cilindros, que suministrarán una potencia total de

39,90 MW, para una velocidad de crucero de 19 nudos.

imprevistos (mal tiempo, mantenimiento de buques, etc.)

arrendamiento temporal o

compra de los mismos, dadas las características de larga duración y continuidad

e la explotación a realizar.

e optó por la compra de los tres b

Su menor coste total.

• En vista de las posibilidades de expansión del negocio global, la adquisición del

conocimiento de gestión de una flota propia de transporte marítimo supone una

importante ventaja estratégica.

Elección de tecnología

En cuanto a la tecnología elegida para la propulsión de los buques de transporte,

la alternativa más atractiva frente a las turbina

propulsión eléctrica con motores duales, que pueden funcionar con el boil-off

generado durante el viaje o con Marine Diesel Oil, asociados con una planta de

propulsión eléctrica, que proporciona más ventajas

e 12 cilindro

• PLANTA DE REGASIFICACIóN

Ubicación

Se realizó un análisis de posibles emplazamientos en Irlanda, en base a

poblaciones costeras portuarias cerca de centros de consumo potenciales, para la

localización apropiada del proyecto.

-60-


Tras observar las principales ventajas e inconvenientes de cada uno de los

puertos se decidió escoger la opción de la bahía de Galway, en la costa oeste del

país. Esta localización reforzará el suministro de gas a la zona sur del país ante el

al mar en la orilla

a el doble de su valor actual proyectado, de mil quinientos

millones de metros cúbicos de gas natural al año (1,5 bcm).

P seguridad durante el atraque de los barcos, se construirá un espigón

proteger de los vientos

predominantes de la zona, las maniobras de acercamiento, atraque y alejamiento

•

.000 m3 de capacidad cada uno, con los que poder regular el nivel

• s

miento y durante las maniobras de descarga de los buques

• para conseguir aumentar la presión del gas

•

uado.

progresivo agotamiento del yacimiento de Kinsale en los próximos años. Además,

permitirá el desarrollo de la infraestructura gasista en la zona oeste del país,

facilitando además el acceso al gas natural a miles de habitantes y comercios en

zonas alejadas de la red gasista mediante la construcción de plantas satélites y

facilitará el posible desarrollo futuro de centrales de ciclo combinado.

La planta de regasificación se ubicará en una parcela frente

norte de la bahía de Galway, a unos 25 km de distancia de esta ciudad. La

superficie necesaria es de 15,2 ha. Esta superficie permitiría una futura

ampliación de la capacidad de regasificación y almacenamiento de GNL

propuesta hast

ara mayor

de abrigo al oeste del emplazamiento del pantalán, para

de los barcos.

Proceso

La planta contendrá las siguientes unidades de proceso:

Almacenamiento del GNL recibido en dos tanques criogénicos de contención

total, de 105

de producción de gas.

Compresores de boil-off y relicuador, para gestión del gas evaporado en lo

tanques de almacena

metaneros.

Bombas primarias y secundarias,

de salida de la planta hasta los niveles de transporte de la red nacional de

Irlanda (72 bar).

Vaporizadores de agua de mar y de combustión sumergida, para producir la

regasificación del gas lic

-61-


• Estaciones de medida y odorización del caudal de gas natural emitido

planta, una para cada nivel de presión de salida. De las mismas parten los dos

gasoductos que in

por la

troducen el gas en las redes de transporte y distribución

sta 145.000 m3 de

capacidad, dotado de cuatro brazos criogénicos para descarga del GNL y retorno

ORGANIZACIÓN DEL NEGOCIO

ALEXANDRIA Group se compondrá de tres unidades de negocio –Licuación,

Transporte y Regasificación- y un sector de Actividades Comerciales que se

encargará de realizar la gestión necesaria para acordar un precio óptimo del GNL

o GN en los distintos mercados destino, y de detectar oportunidades de

expansión.

nacionales.

• Cargadero de camiones cisterna, para la distribución del gas a plantas satélite.

• Pantalán de atraque para buques metaneros de ha

del gas al barco.

La planta contará también con edificios para administración, control, almacén,

taller, mantenimiento, etc, así como con calzadas, vallado de seguridad,

instalación contra incendios y todos los demás medios de seguridad necesarios

para asegurar una explotación segura de la planta.

ALEXANDRIA Lic. Dirección Licuación

ALEXANDRIA Trans. Dirección Transporte

ALEXANDRIA Reg. Dirección Regasificación

ALEXANDRIA Com. Dirección Comercialización

ALEXANDRIA Group

DIRECCIÓN GENERAL

a del negocio

En el análisis del proyecto de inversión, a las unidades de Licuación y Transporte

Figura 28: Estructur

se les exigió una rentabilidad mínima para ser consideradas como negocios

viables, calculada sobre la base de precios estándar del mercado.

-62-


La Unidad de Regasificación recibirá un pago por el servicio prestado, fijado de

modo que el negocio resulte rentable.

Las actividades comerciales representarán un coste fijo para el Grupo.

Por otro lado, en lo que al negocio global se refiere, se consideraron de forma

diferenciada los tres destinos de GNL que se plantean en el negocio, utilizando en

ratégicamente por la Dirección General y será la

Dirección de cada Unidad la encargada de evaluar la posibilidad de ampliar su

negocio icialmente establecida.

viabilidad considerando como criterio de decisión el impacto que aquélla pudiera

producir en el negocio global.

del GNL, como para el transporte del mismo, existen precios de mercado a los

referencia sólida a la que recurrir.

ificación es

ios. En este caso, se optó por evaluar

la retribución que debe exigir la planta, teniendo en cuenta la inversión necesaria

r

Los b lobal incluirán los siguientes conceptos:

el análisis económico los precios Ex-Ship del GNL en España y Reino Unido, y un

precio de venta de gas regasificado en Irlanda.

El Grupo estará conducido est

más allá de la línea in

La nueva inversión será propuesta a la Dirección General, la cual estudiará su

ANÁLISIS ECONÓMICO

Se procedió a evaluar la viabilidad, tanto de cada unidad, como del negocio

global, determinando para ello, tras realizar el análisis económico, los distintos

indicadores que muestran la rentabilidad del proyecto.

A la hora de estudiar esta rentabilidad, ha de decirse que el negocio de

regasificación presenta una particularidad, que lo diferencia de los otros negocios

estudiados en este proyecto en lo siguiente: mientras que, tanto para la licuación

que recurrir como referencia a la hora de establecer el plan de negocio,

estudiando la rentabilidad de dichos negocios en base a ellos, en regasificación

no ocurre lo mismo, ya que la retribución de esta actividad no está estipulada en

un país como Irlanda donde actualmente no existe ninguna planta de estas

características, por lo que no existe una

Por este motivo, el enfoque que se utilizó en la planta de regas

distinto del utilizado en los otros dos negoc

para su construcción y sus costes operativos, para que resulte un negocio

entable y atractivo para el accionista.

eneficios del negocio g

-63-


• la suma de los beneficios de cada unidad

en los casos de España y Reino Unido, la diferencia entre el precio Ex-Ship del

GNL en destino y los costes de transporte, licua

•

ción (incluyendo Raw Gas) y

actividades comerciales.

• so de Irlanda, la diferencia entre un precio de venta del GN estimado

sobre la base de distin eográficamente a la

planta de regasificación, y los costes de transporte, licuación (incluyendo Raw

Gas) n y er

Las in ecesarias ar s sigu

en el ca

tos precios de mercados cercanos g

, regasificació actividades com ciales.

versiones n para realiz el proyecto son la ientes:

Tabla 9: Inversiones del proyecto

Licuación Transporte Regasificación GLOBAL

934 MM€ 705 MM€ 200,4 MM€ 1.839,4 MM€

devolución de la deuda fue diferenciado,

en lo que a niveles de inversión se refiere, como a las

condiciones socioeco or ello que

ara este negocio la tasa de interés exigida por el banco es de un 6%, mientras

que para el resto se lim

La tabla siguiente muestra los indicado ómicos d unidad

negocio global.

Tabla 10: Indicadores económicos del proyecto

Para realizar el análisis de rentabilidad se usó, en cada negocio individual, un

coste de capital medio ponderado (WACC) basado en una estructura de

financiación como la que sigue: el 40 % de la inversión total es financiada con

capital propio y el 60 % con deuda.

La rentabilidad exigida por el accionista es, en todos los casos, un 10 %. El

interés exigido por el banco para la

considerando el mayor riesgo que implica la instalación de una planta de

licuación, tanto

nómicas del país en el que se sitúa (Egipto). Es p

p

ita a un 4%.

res econ e cada y del

LICUACIÓN TRANSPORTE REG ÓN ASIFICACI GLOBAL

Proyecto WACC 7,6 % 6,4 % 6,4 % 7,0 %

-64-


TIR 14,9 8,7 17,9 % % 9 % %

VAN 7 1 5 MM€

31 MM€ 74 MM€ 1,2 MM€2687

Payback 4,3 años 8,6 años 7,9 años 3,9 años

Rent.Acc. 10 % 10 % 10 % 10 %

TIR 24,4 % 12,4 % 12,3 % 29,9 %

VAN 683 MM€ 59 MM€ 1112

15,5 MM€ MM€

A

Payback 2,5 años 6,9 años 6,2 años 2 años

ccionista

Los indicadores económicos obtenidos muestran que, si bien las unidades

individuales de negocio ya son rentables por sí mismas, es el negocio global el

que representa un mayor atractivo para los accionistas.

Las rentabilidades resultantes en el análisis justifican la inversión en un proyecto

de esta magnitud.

-65-


6. Bibliografía

• Asociación Chilena de Distribuidores de Gas Natural

• CEDIGAZ – The international association for natural gas _

www.cedigaz.org

• Cornot-Gandolphe, S. et al, The challenges of further cost reductions for

new supply options (pipeline, lng, gtl) (International Energy Agency –

CEDIGAZ)

• ENI: Ente Nazionale Idrocarburi _ www.eni.it

• IEA – International Energy Agency _ www.iea.org

• IFP: Institut Français du Pétrole _ www.ifp.fr

• ISE, Curso estrategia y desarrollo de proyectos de GNL (ISE Madrid,

2005)

• Nexant ChemSystem, Perp Report: Advances in LNG Technologies

(Octubre 2004)

• University of Houston Law Center, Introducción al GNL (Institute for

Energy, Law & Enterprise, 2003)

-66-

http://www.cedigaz.org/

http://www.eni.it/

http://www.iea.org/

http://www.ifp.fr/


7. Lista de acrónimos

BTU: British Thermal Unit

ENI: Ente Nazionale Idrocarburi _ www.eni.it

IFP: Institut Français du Pétrole _ www.ifp.fr

MBTU = MMBTU : Millón de BTUs

MTPA = MTA : Millones de toneladas anuales de GNL

PERP: Process Evaluation / Research Planning

8. Equivalencias útiles

• 1 MTA = 1,38 bcm de GN / año

• 1 bcm GN = 36.000 MBTUs

• 1 MTA = 52.000.000 MBTUs / año

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http://www.eni.it/

http://www.ifp.fr/


9. Anexos

9.1. Anexo 1: Tabla de conversión de unidades

9.2. Peak Shaving en Argentina

Las plantas de almacenamiento criogénico surgieron como una respuesta a la

necesidad de garantizar con importantes reservas de gas natural licuado (GNL) el

abastecimiento de redes de gas natural. Actualmente son 77 en todo el mundo y

una de ellas, -la única en su tipo de América Latina-, es la que opera Gas Natural

BAN desde octubre de 1995.

Las plantas de gas natural licuado, usadas para el abastecimiento de gas durante

los períodos de demanda máxima, son conocidas como Peak Shaving (en inglés

“afeitando picos”), ya que fueron concebidas para afrontar con éxito los picos de

consumo en aquellos sistemas con alta incidencia de clientes residenciales y

comerciales, una situación que genera curvas de consumo con marcadas

diferencias entre los máximos y mínimos, dependiendo de la temperatura

ambiente.

Contar con una Planta de este tipo reduce la necesidad de disponer de capacidad

de transporte desde las zonas de producción de gas, y con ello las dimensiones

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de los gasoductos involucrados, que son utilizados en forma estacional. La

existencia de estas plantas es una alternativa eficaz para disminuir el costo total

de ese transporte desde la producción hasta los centros de consumo, con alta

demanda en la temporada invernal.

Estas plantas están situadas estratégicamente cercanas a dichos centros de

consumo, y generalmente lejanas de las zonas de producción gasífera. La mayor

parte de las veces, se utiliza la temporada extra- invernal (200 a 300 días) para

licuar y llenar los tanques de almacenamiento, en tanto que se vaporiza y

entrega gas a las redes de distribución en los días más fríos del invierno (no más

de 20 cada año).

De las 77 plantas de Peak Shaving que existen hoy en el planeta, 65 se

encuentran en América del Norte, nueve en Europa, dos en la región Asia -

Pacífico y una sola en América Latina. Esta planta, que pertenece al Grupo Gas

Natural, fue habilitada en octubre de 1995 y desde entonces respalda el

suministro invernal de los clientes de Gas Natural BAN (que hoy suman más de

1.200.000) en la populosa y extensa provincia de Buenos Aires.

¿Por qué una planta en Argentina?

La República Argentina posee una gran riqueza gasífera, a partir de la cual en el

último medio siglo se extendieron grandes redes de gas domiciliario e industrial,

lo que llevó la participación de este combustible a más de un 40% en el menú

energético nacional, una de las más altas del planeta. Pero en su sistema de

producción, transporte y distribución sobresalen tres caractertísticas singulares:

la alta oscilación estacional de la demanda, la fuerte concentración del consumo

en el área metropolitana de Buenos Aires y la lejanía de ese conglomerado y de

los otros grandes centros de consumo - como Rosario, Córdoba y Mendoza - con

las cuencas productoras de Neuquén y la Patagonia, en el Sur y de Salta, en el

norte del país.

Este carácter marcadamente invernal de la demanda es el que indujo al Estado

Nacional a poner como condición, a Gas Natural BAN, como concesionario de la

zona norte de Buenos Aires, la obligación de construir una planta de Peak

Shaving. La obra fue ejecutada en un plazo record de 22 meses, y demandó una

inversión de 51 millones de dólares - financiados en su mayor parte por el Banco

Europeo de Inversiones - y más de 600.000 horas hombre de ingeniería,

inspección y construcción.

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Equilibrio para el sistema

La planta Peak Shaving de General Rodríguez es fundamental para el equilibrio

del sistema de distribución de gas en la Argentina, cuya capacidad de transporte

limitada es superada en los picos de consumo invernal. En diversas

oportunidades su operación evitó un déficit de suministro en más de 3.000.000

de hogares metropolitanos, una situación que en cascada hubiera afectado a

otras distribuidoras vecinas.

Hasta hoy, el récord de emisión de la planta se registró el 11 de julio de 2000,

cuando aportó 3.700.000 m3 al despacho de 17.200.000 de la compañía.

Precisamente el año 2000 significó hasta ahora la temporada record de emisión

en la corta vida de la planta. La bajas temperaturas de ese invierno y la

ampliación de la capacidad diaria de vaporización de 2.574.000 m³/día a

3.861.000 m³/día hicieron posible la inyección de gas almacenado en la red

durante un total de 17 jornadas, en los que la planta emitió 20,8 millones de m³.

¿Cuándo entra en funcionamiento la planta?

La decisión se toma en el Control de Explotación, en el marco de un menú de

opciones alternativas o complementarias como son el corte a aquellos clientes

que reciben un servicio interrumpible o el uso de acuerdos de asistencia con

otros actores del sistema. La planta es el último recurso y de uso inmediato, ya

que en cuatro horas, lo que dura el proceso de enfriamiento de la unidad de

vaporización, se puede estar aportando gas a la red.

La planta tiene una alta automatización: sólo precisa 13 personas para funcionar

(un responsable, un supervisor de mantenimiento, un administrativo y diez

operadores).

El invierno es el gran desafío de la Peak Shaving. Cada año, cuando la

temperatura cambia de signo y los vientos del Atlántico Sur o de la Cordillera de

los Andes hacen caer las temperaturas 8 o 10° C en pocas horas, el anillo

metropolitano argentino mira a la reserva criogénica de General Rodríguez,

siempre disponible porque para eso almacenó, silenciosamente, durante todo el

año.

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Cómo funciona la planta

Una planta de “Peak Shaving” es un conjunto de instalaciones que permiten

licuar el gas para almacenarlo y utilizarlo en los picos de demanda. El gas se

almacena a una temperatura de -160°, lo que reduce unas 600 veces su

volumen. La licuefacción, el almacenamiento y la posterior vaporización son

procesos que se realizan, cada uno, en una unidad o módulo.

La Unidad de Licuefacción necesita 290 días, licuando gas las 24 horas del día,

para efectuar el llenado del tanque de almacenamiento. El proceso comienza con

el pre tratamiento del gas de alimentación, la eliminación de dióxido de carbono

y el agua que contiene y la separación de los hidrocarburos pesados por

condensación parcial. Y continúa con el proceso de licuefacción, que produce el

enfriamiento del gas por medio de un lazo refrigerante, un compresor e

intercambiadores de calor, hasta alcanzar los -160 grados centígrados.

El Tanque de Almacenamiento es una de las más avanzadas obras de ingeniería

en la industria del gas. Se trata de un cilindro de 43,7 metros de diámetro y 44,4

de alto, de doble pared metálica. La pared interna está construida en chapa de

acero al 9% de níquel, para que pueda resistir sin inconvenientes las bajas

temperaturas y la externa fue trabajada en chapa de acero al carbono, de

máxima resistencia. Entre ambas paredes se instaló una aislación térmica de

material perlítico, que permite mantener la temperatura del gas licuado.

La Unidad se completa con todas las conexiones de llenado y vaciado de GNL,

válvulas de venteo y seguridad, accesorios, instrumentación y escalera. El

tanque tiene una capacidad de almacenamiento de 43.470 m3 de GNL, volumen

equivalente a 27.380.000 m³ de gas.

La Unidad de Vaporización y Emisión entra en funcionamiento cuando la

demanda así lo requiere, para inyectar el gas en la red de distribución de Gas

Natural BAN.

Por medio de un sistema de bombas criogénicas de GNL, el gas es descargado

del tanque de almacenamiento y conducido a los vaporizadores a una presión de

aproximadamente 33 bar, lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una

Estación de Regulación y medición, a fin de adecuar las condiciones de presión a

las requeridas para su inyección a la red de distribución.

La operación de la planta está a cargo de personal especialmente capacitado en

España y Argentina por Gas Natural BAN para asumir esa responsabilidad.

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Peak Shaving en cifras

• Caudal de Licuefacción: 101.000 Sm3/día

• Período de Licuefacción: 290 días

• Capacidad del Tanque: 43.470 m3/GNL

• Caudal Máximo de Emisión: 3.861.000 Sm3/día

• Máxima emisión continua : 7 días

• Inversión de la obra: U$S 51.000.000

• Tiempo de construcción: 22 meses

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intro gnl doc

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