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TECNOLOGÍA DEL GNL

Alimentación del sistema

La exportación de GNL es acometida por países productores de gas natural en funciónde dos modelos distintos, a saber:

1. Producción mixta: uso doméstico y exportación

2. Producción exclusiva para exportación

En el primer caso el país generalmente cuenta ya con un sistema maduro de producción,transporte y distribución de gas natural y, como sus reservas probadas excedenlargamente las necesidades de abastecimiento interno o regional, se toma la decisión deautorizar la exportación de GNL, siempre y cuando se cumplan las condiciones básicasque hacen viable este negocio. La decisión de autorizar exportaciones de gas (no sólocomo GNL sino también por gasoducto a países limítrofes) se toma en función de laprueba que aporta la empresa o el consorcio que solicita la autorización para exportar,casi siempre basada en la demostración de que sus reservas probadas exceden –con unmargen de seguridad que varía de país a país- los compromisos de abastecimiento delargo plazo que tiene contratados.

En cuanto a las condiciones básicas requeridas, la primera es obvia y constituye uno delos aspectos dominantes del presente curso: la terminal exportadora de GNL debe estarubicada a una distancia económicamente viable del mercado real o potencial aabastecer. Además, mirando hacia adentro, la citada terminal debe tenerpreferentemente una localización costera que pueda ser abastecida desde la red gasíferaexistente sin tener que recurrir a costosas inversiones adicionales. Cuando esta últimacondición no se cumple, o sea que el exportador de GNL debe construir y operar ungasoducto dedicado desde su yacimiento a la terminal de exportación, se introduce en elsistema interno existente un elemento nuevo que debe ser cuidadosamente regulado paraevitar que distorsione las expectativas de rentabilidad del conjunto.

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El segundo caso es más simple: en general el país que luego se convertirá en exportadorpuro de GNL no posee consumo interno de gas natural, salvo por supuesto un mercadoincipiente de GLP. Por lo tanto, licita áreas para exploración sin imponer a las empresaso consorcios concesionarios la obligación de desarrollar un mercado interno de gasnatural.Si se descubre un yacimiento importante de gas y se cumple la condición de laubicación geográfica favorable antes mencionada, la empresa o el consorcio quedetentan la concesión exitosa desarrollan un proyecto exportador que incluye lasinstalaciones necesarias para asegurar el abastecimiento de la terminal exportadora.

Dado que el objetivo de cualquier exportador de GNL es el de minimizar loscomponentes de la cadena de valor para lograr que su negocio sea económicamenteviable, resulta válido mencionar los avances tecnológicos que han reducidodramáticamente los costos de exploración y producción de gas en los últimos años. Enefecto, la aplicación de tecnologías tales como símica 3D (tridimensional), coiledtubing, perforación con diámetro reducido, MWD – evaluación de perforación,perforación y producción costa-afuera, etc., han acortado los tiempos de desarrollo eincrementado los rendimientos de yacimientos, lo cual ha incidido en menores preciosde gas en boca de pozo y esto, a su vez, ha contribuido a viabilizar económicamente laexportación de GNL en áreas marginales. Lamentablemente una explicación detalladade estos avances tecnológicos cae fuera del contenido de este curso, pero bastemencionar que su influencia ha resultado decisiva en no pocos desarrollos de negociosde exportación exitosos en los últimos años.

Licuefacción

El gas que llega a la planta de licuefacción debe estar libre de contaminantes yacondicionado para cumplir con las especificaciones del mercado de destino. Elloimplica procesar el gas del yacimiento de origen para deshidratarlo, remover de lacorriente de gas natural crudo las impurezas clásicas: CO2, azufre, compuestosnitrogenados, mercurio y mercaptanes y además, en algunos casos, retirar los líquidosque contiene la corriente: etano, propano, butano y gasolina. El gas así contiene laproporción de contaminantes que admite la especificación del mercado al cual estádestinado. Si esta especificación es muy estricta y exige la remoción de contaminantesmás allá de los valores clásicos imperantes en los principales países del mundo y por

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otra parte el gas crudo de origen contiene un alta proporción de impurezas, entonces elcosto de acondicionamiento se incrementará desmedidamente pudiendo poner enpeligro la ecuación económica del sistema.

El acondicionamiento y la remoción de líquidos de la corriente de gas húmedo se llevacabo en instalaciones propias de la planta de licuefacción en los casos en que lacorriente de gas llega directamente desde el yacimiento, como ocurre en los paísesexportadores netos de GNL. Pero cuando existen sistemas de gas operando en el país, escomún que la separación de líquidos se realice en plantas en cabecera de gasoducto –junto con el acondicionamiento- o en “saddle-plants” en puntos de confluencia de variosgasoductos (tipo Gral. Cerri en nuestro país), de manera que el gas llega seco y enespecificación a la planta de licuefacción. Sólo si la tolerancia a una impureza o el puntode rocío que exige el país de destino es más estricta que la imperante en el país deorigen será necesario someter al gas seco a un acondicionamiento extra, previo a suingreso a la planta de licuefacción.

La planta de licuefacción está diseñada para enfriar la corriente de gas acondicionadopor medio de refrigerantes y consiste en una instalación en batería de varias unidades enparalelo (denominadas trenes), que rebajan la temperatura del gas a –161° Caproximadamente, reduciendo su volumen unas 600 veces.

Existen tres procesos disponibles en el mercado para la licuefacción de GNL, a saber:

• El proceso simple de mezcla de refrigerantes;• El proceso de mezcla de refrigerantes con propano pre-enfriado;• El proceso en cascada.

Los tres procesos están basados en un principio común: enfriar el gas natural hasta queadopte su fase líquida a la presión ambiente, es decir hasta la temperatura anteriormentemencionada. Los procesos básicamente difieren en el método por el cual se produce elenfriamiento del gas, aunque tienen en común el siguiente procedimiento: para enfriar elrefrigerante, que a su vez enfriará la corriente de gas natural seco, se reduce la presión ala que está sometido haciéndolo pasar por una válvula parcialmente abierta, denominadaválvula de expansión. Esta súbita caída de presión (flashing) enfría el refrigerante poracción del denominado efecto Joule-Thompson.

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Veamos en detalle cada uno de los procesos antes mencionados:

El proceso SMR o de mezcla simple de refrigerantes utiliza un refrigerantemúltiple compuesto de nitrógeno, metano, etano, propano, butano y pentano. Laproporción en que cada componente entra en la mezcla es elegida para hacercoincidir su curva de punto de ebullición con la curva de licuefacción de la cargade gas natural a tratar. Cuanto más coincidan estas dos curvas, más eficiente seráel proceso. La mezcla de refrigerantes es comprimida y parcialmente condensadaantes de que entre en la “caja fría” (cold box), un recinto aislado y dotado de unsistema de intercambio de calor muy eficiente, generalmente de aletas. Antes depasar por la válvula de expansión, la mezcla de refrigerantes es completamentecondensada; allí se produce una violenta reducción de temperatura, la mezclaenfriada entra a la caja fría y comienza el intercambio de calor entre el refrigerantey la carga de gas. Luego de pasar por el intercambiador, la mezcla de refrigerantesen fase vapor se envía al compresor para una nueva condensación.

Si la corriente de gas que entra en el intercambiador es de gas húmedo(proveniente del yacimiento), es inicialmente enfriada a cerca de –35° C, lo cual

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permite separar los líquidos del gas natural o condensables, los cuales se puedenfraccionar en sus componentes en la misma planta o enviar en forma de “sopa”todos mezclados a una planta fraccionadora de terceros. Si en cambio la corrientees de gas seco, el intercambiador es de una sola etapa y la mezcla refrigeranteenfría el gas convirtiéndolo en GNL que va a los tanques de almacenamiento.

El proceso PPMR o de mezcla de refrigerantes con propano pre-enfriado essimilar al anterior en que utiliza un refrigerante de componentes múltiples, el cualsin embargo tiene un peso molecular inferior y está compuesto de nitrógeno,metano, etano y propano. De manera similar a la explicada en el proceso anterior,los líquidos del la corriente de gas natural húmedo son condensados mediante unpasaje previo a través de un enfriador a propano que hace bajar la temperatura dela misma a –35° C aproximadamente, retirados del sistema y enviados a una plantafraccionadora propia o de terceros.

El corazón del proceso PPRM es un gran intercambiador de calor de etapasmúltiples que contiene en su interior una serie de manojos de tubos de pequeñodiámetro que permiten una rápida ecualización de las temperaturas decondensación y de evaporación de ambas corrientes, o sea de mezcla refrigerante yde gas natural seco.

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La particularidad de este proceso –y la razón de su eficiencia- es la presencia deenfriadores extra a propano, tanto en la entrada de la corriente de gas alintercambiador, cuanto en la entrada de la mezcla refrigerante, lo cual reduce latemperatura de ambos componentes antes de iniciar la etapa de intercambiocalórico.Las corrientes separadas -en fase líquida y en fase vapor- ya suficientementeenfriadas sufren expansiones violentas al pasar por válvulas de efecto Joule-Thompson, lo cual provee el enfriamiento adicional necesario para licuar el gas yobtener GNL.

El Proceso en cascada está compuesto por 3 unidades enfriadoras separadas, cadauna de las cuales opera con un solo elemento refrigerante puro, en general:propano, etileno y metano. En cada circuito, una porción del refrigerante esexpandido en tres etapas y a tres diferentes presiones de arranque, lo cual producereducciones graduales de temperatura y presión.

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El circuito de propano enfría el etileno, el metano y la corriente de gas naturalhúmedo a –35° C aproximadamente, lo cual permite separar los líquidos de estaúltima en una planta de fraccionamiento. La corriente de gas seco y el metanorefrigerante pasan a la unidad de enfriamiento por evaporación de etileno, quereduce la temperatura de ambos hasta –100° C aproximadamente. Finalmente, elgas natural es tratado en la etapa de evaporación de metano, hasta alcanzar la faselíquida a-161° C.

Cualquiera sea el proceso de licuefacción utilizado, el GNL obtenido debe serbombeado a tanques de almacenamiento adecuados, a la espera de su embarque paraexportación (ver punto Almacenamiento más adelante). Los tanques de GNL sonconstruidos con doble pared, o sea que son un tanque dentro de otro. El espacio entreambos se rellena con material aislante, de manera que el tanque exterior se encuentrasometido a presión atmosférica. El tanque interior, que se encuentra en contacto con elGNL, se construye con materiales apropiados para servicio criogénico, aptos parasoportar grandes presiones, usualmente acero al 5% de níquel, aluminio y hormigón pre-tensado. El exterior, en cambio, se contruye con acero al cabono y hormigón pre-tensado.

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Transporte marítimo

El GNL es transportado en buques de doble casco, diseñados para impedir fugas orupturas en la eventualidad de un accidente. En la actualidad se utilizan básicamente dosdiseños clásicos: contenedores de GNL de doble membrana diseñados especialmentepara ser alojados dentro del casco interior de los buques metaneros o bien tanquesesféricos de acero de un espesor de ¾ de pulgada, también alojados en el casco interiorde los mismos. En el primer caso, el espacio entre las dos membranas posee equiposdetectores de fugas de metano, sumamente sensibles.

Los primeros buques a membrana tenían dos revestimientos construidos en acero 36%invar de 0.5 mm de espesor, complementados por una tercera capa de acero inoxidabletipo nido de abeja de 1,2 mm de espesor, conjunto que en la actualidad se ha reducido asólo dos, uno de cada clase. Los materiales aisladores entre capas más frecuentementeutilizados son la perlita para los sistemas de acero invar y los bloques de PVC en loscasos de membranas de acero, los cuales también actúan como estructuras portantes.

Los tanques esféricos de Moss tuvieron tanto éxito en los años 70 que dominaron eldiseño de buques metaneros hasta mediados de los 90, al punto de que hoy en díatodavía los buques con tanques esféricos Moss constituyen la mitad de la flota mundial.Sin embargo, los avances en el diseño y construcción de buques a membrana han hechovolcar las preferencias de los armadores hacia estos últimos, y en la actualidad los 2/3de las nuevas embarcaciones puestas en servicio son del tipo membrana.

Obviamente, los buques metaneros representan un gran riesgo en alta mar y en lospuertos, por lo cual se los provee de sistemas de radar y posicionamiento globalsumamente sofisticados que permiten monitorear constantemente la posición del buque,el tráfico marítimo en su ruta y los posibles obstáculos identificables. Un sistema dealarma marítima global transmite automáticamente señales si se produce unaemergencia a bordo que requiere asistencia externa, limitadores automáticos develocidad durante la maniobra de atraque aseguran una operación segura y, una vezamarrados, sensores de cables de amarre garantizan que el buque no se recueste sobre elmuelle o sobre las boyas. Durante la carga o descarga de GNL, se interconectan lossistemas de transvase de producto que normalmente se operan desde el buque o desdetierra, de manera que funcionan como una sola unidad en caso de cortes de emergencia.

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Tal vez por todas estas precauciones, los buques metaneros han establecido unenvidiable record de seguridad y confiabilidad a nivel mundial. La percepción públicade los desastres potenciales que derrames de metano podrían producir el alta mar o entierra ha dado lugar a la emisión de normas sumamente estrictas a nivel mundial que losastilleros deben respetar. Otro factor que impulsa el cuidado de la seguridad en losdetalles de diseño, construcción y operación de los buques es la incidencia de las primasde seguros marítimos, que incentivan fuertemente la incorporación de elementosadicionales de seguridad.

Hoy, casi 200 buques oceánicos transportan 130 millones de toneladas anuales de GNLpor los mares del mundo.

Ha habido muy poca variación en el tamaño de los buques metaneros en los últimos 25años. Después de los primeros 10 años de desarrollo comercial del transporte marítimodel producto, durante los cuales la capacidad media de los buques puestos en serviciopasó de 27.000 m3 a 125.000 m3 de capacidad de carga, ha habido sólo un crecimientogradual hasta los 140.000 m3 que presentan los navíos de hoy. Lo que básicamente hapermanecido sin mayores cambios son las dimensiones generales de los cascos, pero los

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astilleros han logrado aumentar la capacidad útil de carga aprovechando todo el espaciodisponible, por ejemplo reduciendo de 5 tanques a 4 más grandes, construyendomembranas que se proyectan hacia el combés de proa o de popa de los cascos y en elcaso de tanques esféricos, aumentando la manga útil para acomodar esferas de mayordiámetro.

Los diseños de buques metaneros han estado limitados por la eslora y el calado quepermitían los puertos de carga y descarga, sobre todo en la época en que se construíanespecíficamente para hacer el tráfico entre puntos predeterminados. Las limitaciones detamaño impuestas por las teminales receptoras de GNL de Japón y Corea influyerondurante mucho tiempo en las dimensiones de los buques, impidiendo que los tonelajesde desplazamiento de esta categoría se incrementara de la misma manera que lo hicieronlos cruceros de placer o los buques porta-contenedores en igual período. El canal deSuez, por ejemplo impone restricciones a la manga de los buques, que no puedensobrepasar los 21 o 22 m.

Aunque, como se dijo antes, los buques actualmente en servicio tienen capacidades de130.000 m3 de GNL (o 76 MMm3 de gas natural regasificado), existen hoy en eltablero de los diseñadores unidades de 200.000 m3 encargadas por Qatar e Indonesia,no descartándose que en un futuro próximo se hable de capacidades de hasta 250.000m3. Si bien la inversión inicial aumenta considerablemente, la economía de escala sehace sentir especialmente en los menores costos operativos por tonelada de productotransportado.

Almacenamiento

Tanto en las terminales emisoras como en las receptoras, el GNL debe ser almacenadoen estado líquido, a la espera de la carga en el primer caso y luego de la descarga en elsegundo. Esto se hace en tanques criogénicos de gran capacidad, los cuales sontípicamente recipientes de doble pared aptos para contener el GNL a una presión internade ....... mientras que exteriormente soportan sólo la presión atmosférica. En realidad,se trata de un tanque dentro de otro tanque, con material aislante entre ambos. El tanqueinterior, que se mantiene en contacto con el GNL, se construye de acero al níquel al 9%sobre una plataforma de hormigón pre-tensado. El exterior se construye de acero alcarbono u hormigón pre-tensado.

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Debido a que los tanques de almacenamiento de GNL son instalaciones costosas, esnecesario dimensionar el volumen de almacenamiento cuidadosamente a fin de evitartanto la falta de capacidad como la inversión en exceso. Como regla general, unaterminal de recepción debe contar con capacidad de almacenamiento equivalente a trescargas de buques metaneros promedio, mientras que una terminal emisora debe contarcon una capacidad equivalente a cuatro cargas de buques promedio. Por supuesto queesto depende de la regularidad con que arriben o zarpen los buques, de si el sistemacuenta con una flota propia o cautiva, de si se trabaja con contratos de largo plazo o sepueden intercalar compras o ventas spot, etc.

Recepción

El último eslabón de la cadena del GNL es la terminal de recepción ubicada en lascostas del país que planea utilizar el gas importado para abastecer su sistema domésticode distribución.

Una típica terminal receptora consta de los siguientes elementos:

• Muelle capaz de acomodar a buques metaneros del tamaño previsto;• Sistemas de descarga dotados de dispositivos de seguridad adecuados;• Tanques de almacenamiento capaces de sostener el flujo normal

descarga/emisión;• Planta de regasificación con capacidad para abastecer la demanda pico del

mercado;• Sistemas de control de vaporización.

Si la planta está construída sobre la costa y diseñada para manejar grandes volúmenesde recepción, necesita un muelle de suficiente capacidad para amarrar buques de granporte y profundidades de 30 o 36 pies (10 a 12 m) ya sea naturales o por canal deacceso. El muelle está dotado de modernos sistemas de descarga que incluyenmangueras de alta presión, bombas para GNL, medidores de caudal e instalaciones deseguridad con detectores de fugas.

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Uno o varios tanques de almacenamiento –de diseño similar a los utilizados en lasplantas de licuefacción- hacen las veces de reguladores del stock de GNL, balanceandorecepciones intermitentes con una emisión constante. El dimensionamiento de dichostanques es crítico: como están sometidos al típico régimen de variación de stockdenominado “diente de sierra”, a emisión constante serán tanto más grandes cuantomayor sea la capacidad de los buques que abastecen a la planta. Como regla general,una planta de recepción de GNL requiere una capacidad de almacenamiento equivalentea 5/6 veces la emisión (si esta es relativamente constante y el abastecimiento se realizacon buques de gran porte).

La instalación de regasificación consiste básicamente en una batería deintercambiadores de calor que constan de una serie de haces de tubos interiores por loscuales fluye el GNL a presión proveniente de los tanques de almacenamiento, ubicadosdentro de contenedores longitudinales en los cuales se lo somete a un calentamientoprogresivo bajo condiciones controladas de presión y temperatura. El diseño y eltamaño de estos intercambiadores varía según el elemento calefaccionante que seutilice: quemadores a gas directos, agua previamente calentada o agua marina atemperatura ambiente. Como consecuencia de este tratamiento, el GNL vuelve aadquirir estado gaseoso y como gas natural es inyectado en la red de distribución delpaís receptor, previa regulación de su presión para que coincida con la imperante en lamencionada red.

En una instalación receptora como la descripta existen varias etapas en las cuales elGNL almacenado o en circulación puede vaporizar, formando burbujas de gas en unestado intermedio entre el líquido y el gaseoso, que pueden obstaculizar el flujo. Tantola vaporización como las posibles fugas de producto en puntos críticos del sistema debeser escrupulosamente controlada mediante detectores que dan la alarma a la sala centralde control de la planta cuando los niveles de vaporización exceden valores permitidos ocuando se observan fugas peligrosas. Es condición esencial para que una plantareceptora sea certificada, que dichos controles funcionen adecuadamente.

Plantas receptoras offshore

Pese a que no se han registrado en el mundo accidentes graves en plantas de GNL,existe en muchos países un rechazo generalizado hacia la instalación de tales plantas en

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la cercanía de centros poblados. Esta actitud no es tan frecuente en los paísesexportadores, ya que las plantas de licuefacción pueden ser localizadas en lugaresaislados de la costa, que tengan buen acceso marítimo. Pero las plantas receptoras debenestar ubicadas lo más cerca posible de los grandes mercados de gas natural del paísreceptor para evitar costosos cargos de transporte antes de ingresar al gas en la red dedistribución.

Las dificultades para obtener los permisos necesarios para construir dichas plantas enpuertos existentes o en emplazamientos costeros cercanos a los mercados, así como losnuevas exigencias de seguridad que continuamente plantean las autoridades pararenovar las habilitaciones, han contribuido a buscar otras soluciones económicamenteviables. Entre ellas, se destaca la tendencia a construir las plantas de recepción de GNLcosta afuera en lugar de emplazarlas en tierra, sobre la costa. Una alternativa laconstituyen las islas cercanas al litoral, pero esta solución no es frecuente ni fácil deencontrar.

La otra alternativa que está teniendo cada vez más aceptación es la estructura GBS(Gravity Based Structure), que consiste en una base de hormigón tipo caisson ancladacerca de la costa o en una plataforma apoyada sobre el lecho marino mediante pilotes osoportes de gravedad. Sobre dicha base se montan los tanques y las instalaciones deregasificación a una distancia segura de la costa. El vínculo con tierra firme puede serun puente o un servicio de transferencia mediante embarcaciones, además de la cañeríasubmarina que conduce el gas hasta el punto de entrega en la red de distribución.

Existen dos opciones diferentes de diseño de plantas GBS. Una de ellas se basa en laconstrucción de una única gran plataforma destinada a soportar los tanques y lasinstalaciones de regasificación. Si bien esta solución es económicamente más racional,tiene el inconveniente de su rigidez frente a la necesidad de expansiones futuras. La otraes modular: cada plataforma contiene un tanque y su correspondiente planta deregasificación. A medida que la capacidad del conjunto necesita crecer, se agregannuevos módulos al conjunto original.

Un concepto aún más reciente para solucionar el problema de la resistencia de laopinión pública a las terminales de GNL es el FSRU (Floating Storage andRegasificaction Unit) que, como su nombre lo indica, es una barcaza que sirve deplataforma para los tanques y la planta de regasificación y que se amarra cerca de la

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costa. Las plataformas GBS y FSRU deben ser construídas en astilleros especiales yremolcadas por mar hasta su lugar de destino, pero esta última tiene la ventaja de quepuede ser entregada completa, con todos sus tanques e instalaciones, por el astilleroconstructor.

Requisitos de seguridad

El conocimiento del público con respecto al GNL es en general limitado, y ellocontribuye a crear una percepción negativa con relación a la seguridad de susinstalaciones.

En verdad, el GNL en sí no es una sustancia peligrosa. No arde porque no contieneoxígeno y sólo lo hace cuando su concentración en el aire se ubica en el estrecho rangodel 5 al 15%, es decir, por debajo del 5% no arde porque no hay suficiente combustibley por encima del 15% tampoco lo hace porque no hay suficiente oxígeno. En suma, paraque el GNL arda, es necesario que escape del contenedor, que se vaporice y mezcle conel aire en la estrecha proporción del 5 al 15% y, una vez alcanzado esto, que encuentreuna fuente de ignición.

Los principales factores de riesgo son: su temperatura criogénica (-162° C), suinflamabilidad y las características de dispersión de sus vapores. Como líquido, el GNLno arde ni explota, pero cuando se lo expone a fuentes de calor tales como el agua,vaporiza rápidamente produciendo 620/630 veces su volumen en gas natural. Alderramarse sobre agua, el GNL produce inicialmente una nube de difusión negativa, esdecir, al ser sus vapores más fríos que el aire se mantienen cerca del la superficie; si nose inflaman, siguen desparramándose hasta que los efectos de la dispersión diluyen losvapores y ellos alcanzan una concentración por debajo del punto de inflamación.

La distancia en la dirección del viento hasta la cual los vapores se pueden dispersardepende del volumen del derrame, el caudal del mismo y las condiciones climáticasexistentes. Resulta obvio resaltar que en todo el espacio ocupado por la nube no debehaber ningún punto de ignición. Si esto ocurre, se produce una bola de fuego que vaextendiéndose como un frente hacia el punto de derrame, siempre y cuando laconcentración de gas en todo el trayecto se mantenga dentro de la banda de ignición. Lavelocidad de propagación del frente de fuego depende de factores externos, pero en

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general la mezcla gas-aire quema lentamente en espacios abiertos. En ambientescerrados la mezcla puede producir explosiones.

En sus 45 años de historia, el transporte marítimo de GNL ha cubierto más de 60millones de millas náuticas sin accidentes mortales. Ha habido ocho casos de derramesprovocados por colisiones y encallamientos, sin un solo incendio. En tierra, en cambio,se registra la mayor incidencia de accidentes, siendo el más reciente el ocurrido enArgelia, en la planta de licuefacción de Skikda, en 2004, cuando una pérdida de GNL sefiltró en una caldera produciendo una explosión que se extendió como incendio hacia elresto de la planta, matando a 27 personas.

Estos casos han agudizado la prevención pública en contra de este tipo de plantas,haciendo que en los países industriales avanzados la aprobación de la construcción denuevas plantas o de ampliaciones de las existentes se convierta en un proceso complejoy largo, plagado de obstáculos, con audiencias públicas, innumerables requisitostécnicos y aún medidas cautelares para frenar los proyectos.

Una vez habilitadas y en operación, las plantas de GNL están sujetas a constantesinspecciones por autoridades portuarias, la Guardia Costera, las compañías de seguros yla comisión regulatoria energética del respectivo país para asegurar que los sistemas dedetección y protección contra fugas, la integridad de los materiales o equipos y elentrenamiento del personal operativo y de mantenimiento cumplan con las normasvigentes en materia de seguridad.

La posibilidad de actos de terrorismo ha complicado recientemente aún más elpanorama para el negocio del GNL. En efecto, aparte de las medidas de seguridadintrínsecas de la industria, ha debido adoptar estrictos procedimientos de prevencióncontra ataques terroristas no sólo provenientes de tierra o aire, sino también desde elmar. Entre otras cosas, éstos incluyen patrullajes y cercos perimetrales, sistemas deidentificación de embarcaciones en el puerto o en el radio de aproximacióncorrespondiente, sistemas de control de ingreso de personas y cargas, etc., aparte de unvigoroso entrenamiento del personal para que tome conciencia de esta nueva amenaza.