Planta regasificadora

Una planta regasificadora es una instalación industrial que existe entre la de extracción del gas natural licuado y la red de distribución de gas natural. En ella se lleva a cabo el proceso que convierte el gas natural licuado en gas natural.

Cuando la planta regasificadora se encuentra a bordo de un buque y el mismo contiene tanques de almacenaje, el conjunto se denomina unidad flotante de almacenamiento y regasificación (UFAR).^[1]

Instalaciones

Se requieren principalmente de tres edificios: el yacimiento natural con su planta de extracción, la planta licuefactora y la regasificadora. Además como medio de transporte, se utilizan cañerías y barcos metaneros.

La planta regasificadora cuenta con un muelle de atraque, ya que se suele situar cerca de la costa. Este muelle cuenta con tuberías que transportan el gas licuado a los tanques criogénicos y de allí el gas natural licuado pasa por dentro de lo que es la central. La central cuenta con tres aparatos fundamentales: relicuadores, vaporizadores y estaciones de regulación, cada una con una función distinta.

Funcionamiento

Desde el yacimiento, se extrae el gas natural, al que se le extrae el calor hasta llegar a -160 °C. Tras este proceso se carga en barcos metaneros, que transportan la carga a las instalaciones de destino.

En la regasificadora, se reintroduce la carga de los metaneros en los tanques de criogénicos, en los que se mantiene la temperatura. Estos tanques están compuestos por el interior de acero criogénico, aislados con perlita y recubiertos con un tanque exterior de acero y hormigón. Estos tanques miden unos 50 metros de altura por 75 de diámetro.

El gas natural licuado se extrae por las tuberías desde arriba.

En el proceso de regasificación, el gas natural licuado es transportado hacia los sistemas de vaporización, donde se eleva la temperatura del gas licuado utilizando el agua de mar, convirtiendo así el líquido en gas. El gas natural licuado a -145 °C se hace pasar por los vaporizadores de agua de mar, saliendo de éstos en estado gaseoso y a 0-10 °C. El vaporizador está formado por unas serie de tubos por los que se hace pasar el GNL, bañados por grandes cantidades de agua de mar. En este proceso el agua de mar baja su temperatura en unos 3 a 5 °C, lo cual genera el mayor impacto ambiental del proceso, alterando el equilibrio ecológico de las aguas marinas costeras, además de la muerte inmediata de cualquier ser vivo que sea succionado por las bombas.

Posteriormente se transporta hacia el relicuador, en él, una cantidad de gas natural licuado se convierte en gas natural. Este se recupera y se mezcla con el gas regasificado en los vaporizadores.

Por último, la estación de regulación, medición y olorización, procesan el gas para hacer posible la detección rápida de fugas.

Puede decirse que las principales funciones que debe proporcionar una planta de regasificación son:

Descarga: La transferencia a los tanques se realiza a través de los brazos de cargas criogénicos, mediante las bombas de los metaneros.
Almacenamiento: Unos tanques diseñados y construidos especialmente para condiciones criogénicas almacenarán el GNL durante varios días.
El bombeo: Mediante bombas primarias, sumergidas en los tanques de almacenamiento. Se realiza desde el tanque hasta la estación de carga, o hasta el relicuador. Mediante bombas secundarias: Se realiza desde el relicuador hasta la red de gas
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 y se regula la presión de emisión.
Olorización: Con el fin de detectar posibles fugas, se inyecta olorizante.

En rasgos generales, los sistemas fundamentales que componen la planta regasificadora y el equipo de la terminal son:

Brazos de descarga: Aseguran la descarga de combustible y han de permitir seguir los movimientos de las mareas y del barco. Mediante unas válvulas de seguridad, ayudan a evitar derrames.
Almacenamiento del GNL: Cuya función general gira en torno a la retención del líquido, la estanqueidad del gas y el aislamiento térmico. La permanencia del GNL en los tanques varía desde días en las plantas de regasificación europeas y americanas hasta un mes en las japonesas.
Relicuador: En el relicuador se mezcla el gas de “boil-off” (vapor) con el GNL. Gracias a esta mezcla, todo el “boil-off” se convierte en líquido. Es una forma de aprovechar el gas natural almacenado al máximo.
Vaporización: El gas natural licuado a -145 °C pasa por los vaporizadores de agua de mar y se transforma en gas a 0 -10 °C. El vaporizador consiste de una serie de tubos por los que pasa el GNL.

Reservas mundiales de gas natural

Las reservas de gas natural en el mundo se reparten de la siguiente manera.

País	Gas natural - reservas comprobadas (metros cúbicos)	Año de la estimación
Rusia	44.800.000.000.000	2011
Irán	29.610.000.000.000	2011
Arabia Saudí	7.807.000.000.000	2011
Estados Unidos	7.504.000.000.000	2009
Turkmenistán	7.504.000.000.000	2011
Emiratos Árabes Unidos	6.453.000.000.000	2011
Nigeria	5.292.000.000.000	2011
Venezuela	5.065.000.000.000	2011
Argelia	4.502.000.000.000	2011
Irak	3.170.000.000.000	2011
Australia	3.115.000.000.000	2011
Indonesia	3.001.000.000.000	2011
Kazajistán	2.407.000.000.000	2011
Malasia	2.400.000.000.000	2011
Egipto	2.186.000.000.000	2011
Noruega	2.039.000.000.000	2011
Uzbekistán	1.841.000.000.000	2011
Kuwait	1.798.000.000.000	2011
Canadá	1.754.000.000.000	2011
Libia	1.548.000.000.000	2011
Países Bajos	1.387.000.000.000	2011
Ucrania	1.104.000.000.000	2011
India	1.074.000.000.000	2011
Omán	849.500.000.000	2011
Azerbaiyán	849.500.000.000	2011
Pakistán	840.200.000.000	2011
China	800.000.000.000	2011
Yemen	478.500.000.000	2011
Trinidad y Tobago	408.200.000.000	2011
Brunéi	390.800.000.000	2011
Argentina	378.800.000.000	2011
Colombia	377.000.000.000	2011
Brasil	366.400.000.000	2011
Perú	345.500.000.000	2011
México	338.800.000.000	2011
Tailandia	312.200.000.000	2011
Angola	309.800.000.000	2011
Birmania	283.200.000.000	2011
Bolivia	281.500.000.000	2011
Reino Unido	256.000.000.000	2011
Siria	240.700.000.000	2011
Papúa-Nueva Guinea	226.500.000.000	2011
Timor Oriental	200.000.000.000	2006
Israel	198.200.000.000	2011
Bangladés	195.400.000.000	2011
Vietnam	192.500.000.000	2011
Alemania	175.600.000.000	2011
Polonia	164.800.000.000	2011
Camerún	135.100.000.000	2011
Mozambique	127.400.000.000	2011
Etiopía	113.000.000.000	2011
Dinamarca	101.000.000.000	2011
Filipinas	98.540.000.000	2011
Chile	97.970.000.000	2011
Baréin	92.030.000.000	2011
Congo	90.610.000.000	2011
Sudán	84.950.000.000	2011
Cuba	70.790.000.000	2011
Túnez	65.130.000.000	2011
Italia	63.570.000.000	2011
Rumania	63.000.000.000	2011
Namibia	62.290.000.000	2011
Ruanda	56.630.000.000	2011
Corea del Sur	50.000.000.000	2008
Afganistán	49.550.000.000	2011
Guinea Ecuatorial	36.810.000.000	2011
Nueva Zelanda	34.380.000.000	2011
Croacia	31.580.000.000	2011
Costa de Marfil	28.320.000.000	2011
Mauritania	28.320.000.000	2011
Gabón	28.320.000.000	2011
Ghana	22.650.000.000	2011
Japón	20.900.000.000	2011
Austria	16.140.000.000	2011
Eslovaquia	14.160.000.000	2011
Uganda	14.160.000.000	2011
Irlanda	9.911.000.000	2011
Georgia	8.495.000.000	2011
Hungría	8.098.000.000	2011
Ecuador	7.985.000.000	2011
Francia	6.796.000.000	2011
Tanzania	6.513.000.000	2011
Taiwán	6.229.000.000	2011
Turquía	6.173.000.000	2011
Jordania	6.031.000.000	2011
Kirguistán	5.663.000.000	2011
Bulgaria	5.663.000.000	2011
Tayikistán	5.663.000.000	2011
Somalia	5.663.000.000	2011
Guatemala	2.960.000.000	2006
Bielorrusia	2.832.000.000	2011
España	2.548.000.000	2011
Marruecos	1.444.000.000	2011
Benín	1.133.000.000	2011
República Democrática del Congo	991.100.000	2011
Grecia	991.100.000	2011
Albania	849.500.000	2011
Barbados	113.300.000	2011
Sudáfrica	27.160.000	2011
Macao	174.000	2011
Moldavia	0	2011
Mongolia	0	2011
Malaui	0	2011
Montenegro	0	2011
Macedonia	0	2011
Malí	0	2011
Mauricio	0	2011
Madagascar	0	2011
Lesoto	0	2011
Luxemburgo	0	2011
Laos	0	2011
Líbano	0	2011
Lituania	0	2011
Liberia	0	2011
Islandia	0	2011
Corea del Norte	0	2011
Kiribati	0	2011
Kenia	0	2011
Jamaica	0	2011
Malta	0	2011
Nueva Caledonia	0	2011
Níger	0	2011
Vanuatu	0	2011
Paraguay	0	2011
Nepal	0	2011
Nauru	0	2011
Surinam	0	2011
Nicaragua	0	2011
Puerto Rico	0	2011
San Cristóbal y Nieves	0	2011
Seychelles	0	2011
Panamá	0	2011
Portugal	0	2011
Guinea-Bissau	0	2011
Botsuana	0	2011
Bélgica	0	2011
Bahamas	0	2011
Belice	0	2011
Bosnia y Hercegovina	0	2011
Armenia	0	2011
Antigua y Barbuda	0	2011
Burundi	0	2011
Camboya	0	2011
Chad	0	2011
Sri Lanka	0	2011
Islas Salomón	0	2011
Bután	0	2011
Guinea	0	2011
Guyana	0	2011
Haití	0	2011
Hong Kong	0	2011
Honduras	0	2011
Granada	0	2011
Groenlandia	0	2011
Finlandia	0	2011
Fiyi	0	2011
Islas Malvinas	0	2011
Fiyi	0	2011
Gambia	0	2011
Estonia	0	2011
Eritrea	0	2011
El Salvador	0	2011
Yibuti	0	2011
Dominica	0	2011
República Dominicana	0	2011
Cabo Verde	0	2011
Costa Rica	0	2011
República Centroafricana	0	2011
Islas Caimán	0	2011
Comoras	0	2011
Senegal	0	2011
Eslovenia	0	2011
Sierra Leona	0	2011
Singapur	0	2011
Santa Lucía	0	2011
Suecia	0	2011
Tonga	0	2011
Togo	0	2011
Santo Tomé y Príncipe	0	2011
Suiza	0	2011
Sáhara Occidental	0	2011
Suiza	0	2011
Samoa	0	2011
Suazilandia	0	2011
San Vicente y las Granadinas	0	2011
Burkina Faso	0	2011
Uruguay	0	2011
Zambia	0	2011
Zimbabue	0	2011

Referencias

↑ Jens Norrgård (14 de mayo de 2018). «LNG terminals – land-based vs. floating storage and regasification technology». Wärtsilä (en inglés). Consultado el 26 de febrero de 2023. «(FSRUs) as a concept were developed in 2005, driven by the need for a fast delivery LNG storage and regasification solution. The first FSRU was not a new-built unit but a conversion of an existing LNG carrier (LNGC) by a shipyard».

Datos: Q15709854
Multimedia: LNG terminals / Q15709854

[1] Jens Norrgård (14 de mayo de 2018). «LNG terminals – land-based vs. floating storage and regasification technology». Wärtsilä (en inglés). Consultado el 26 de febrero de 2023. «(FSRUs) as a concept were developed in 2005, driven by the need for a fast delivery LNG storage and regasification solution. The first FSRU was not a new-built unit but a conversion of an existing LNG carrier (LNGC) by a shipyard».

[1]