Imagen óptica de gases (OGI): compendio para plantas de biogás, biometano y vertederos

La imagen óptica de gases (OGI, del inglés Optical Gas Imaging) es una técnica en la que una cámara especial de infrarrojos muestra en la pantalla una nube de gas invisible, como el metano, en forma de estela de humo. Permite detectar fugas rápidamente en una instalación grande sin necesidad de acercarse a la fuente ni detener el proceso. Para los operadores de plantas de biogás, plantas de biometano y vertederos, es una de las herramientas más prácticas dentro del programa de detección y reparación de fugas (LDAR). Este texto explica cómo funciona la OGI, qué no puede hacer, cuánto puede ahorrar y qué normativas la regulan.

Qué es la OGI y en qué se diferencia de la termografía convencional

Una cámara termográfica convencional registra la radiación infrarroja emitida por los objetos y la convierte en temperatura superficial. Por tanto, muestra si una tubería está caliente o si hay una barra sobrecalentada en un cuadro eléctrico. La cámara OGI utiliza el mismo tipo de detector, pero incorpora además un filtro espectral que solo deja pasar un estrecho rango de longitudes de onda en el que el gas seleccionado absorbe la radiación.

El efecto es que la imagen no muestra la temperatura del gas, sino cuánta radiación de fondo ha absorbido el gas en su camino hacia la cámara. Allí donde hay una nube de gas, el fondo aparece más oscuro o más claro, y el movimiento de la estela se aprecia en vídeo. Por eso, para buscar fugas se utiliza la imagen en tiempo real, no fotografías individuales.

En la práctica, la cámara OGI ofrece tres ventajas que no proporcionan ni una termografía convencional ni un sensor puntual:

• Visión a distancia: varios o incluso una decena de metros desde la fuente, incluso en lugares inaccesibles (techos de depósitos, tuberías bajo el techo de la nave);
• Rapidez: una sola inspección abarca cientos de puntos (bridas, válvulas, pasamuros) en lugar de medir cada uno por separado;
• Documentación: grabación en vídeo de la fuga con localización y hora.

Cómo funciona: física sin fórmulas

Cada molécula de gas absorbe infrarrojos solo en «colores» (longitudes de onda) muy específicos, que dependen de su estructura. El metano absorbe con intensidad en varias bandas. Según una revisión de 2026, estas son: la banda de onda corta de 2,31–2,39 µm, la banda de onda media (MWIR) de 3,2–3,55 µm, en la que vibran los enlaces carbono-hidrógeno, y la banda de onda larga (LWIR) de 7,2–8,3 µm.

El esquema de funcionamiento es el siguiente:

1. Detrás de una posible fuga hay un fondo (suelo, pared, cielo) que emite radiación infrarroja por sí mismo.
2. La radiación atraviesa la nube de gas, y el gas absorbe las longitudes de onda que «prefiere».
3. El filtro de la cámara elimina todo excepto la banda del gas.
4. El detector percibe la diferencia: el lugar con gas aparece más oscuro o más claro que el entorno.

Bandas, filtros y tipos de cámaras

Las cámaras refrigeradas tienen un detector enfriado a baja temperatura e incorporan un filtro estrecho que deja pasar de 3,2 a 3,55 µm. Esta solución es la más sensible al metano y otros hidrocarburos, por lo que predomina en las inspecciones LDAR. Las cámaras no refrigeradas (microbolométricas) funcionan en una banda ancha de onda larga de 6,5–14 µm, y para el metano se utiliza un filtro en torno a 7,0–8,75 µm. Son más económicas y no requieren refrigeración, por lo que son adecuadas para un funcionamiento continuo durante muchos años, pero su sensibilidad es menor: en una comparación, el límite de detección (NECL) con una diferencia de temperatura de 10 K era de 14 ppm·m para la cámara refrigerada y de 105 ppm·m para la no refrigerada.

Para gases que absorben en el rango de unos 10 µm, la situación es la inversa. Según un estudio basado en la base de datos espectrales HITRAN, el hexafluoruro de azufre (SF₆) tiene un pico único a 10,57 µm, y el amoníaco (NH₃) picos a 10,35 y 10,73 µm. Para estos gases se necesitan cámaras ajustadas a la banda de onda larga en torno a 10,3–10,7 µm, no una cámara típica «para metano».

Qué determina si se ve la estela

La cámara no ve el gas, sino el contraste. En el contraste influyen varios factores:

• Diferencia de temperatura entre el gas y el fondo (ΔT). Cuando el gas está a la temperatura del fondo (ΔT cercano a cero), el contraste desaparece. Los estudios indican que se ve mejor el gas más caliente que el fondo, y el mejor fondo es un cielo frío y despejado. El Apéndice K (punto 6.1.2) exige que la cámara ofrezca una imagen detectable de una emisión de metano de 19 g/h (y de n-butano de 29 g/h o propano de 22 g/h) desde una distancia de 2,0 m con ΔT = 5,0 °C y viento en calma (aprox. 1 m/s o menos); este es un requisito de especificación de la cámara que se verifica una sola vez, no una garantía de detección de tal fuga en campo.
• Fondo. Un fondo uniforme y duro (hormigón, pared) favorece la detección. La vegetación densa, los reflejos y los brillos dificultan la detección, y en un estudio experimental varias liberaciones no pudieron evaluarse cuantitativamente debido a la nubosidad o a las malas hierbas en el fondo.
• Distancia. Según un modelo de 2017, este es el parámetro más importante: desde 10 m se puede detectar más del 80% de las emisiones en una ubicación simulada, pero el límite de detección aumenta rápidamente con la distancia (relación potencial).
• Viento. Un viento fuerte diluye y estira la estela antes de que pueda formar una imagen clara. Por eso, las condiciones de referencia en los protocolos (por ejemplo, el Apéndice K) asumen un viento de alrededor de 1 m/s o menos, y en el estudio QOGI los resultados fueron mejores con viento muy débil.
• Humedad y otros gases en el aire. El vapor de agua absorbe infrarrojos en parte del rango y perturba la detección en cámaras de banda ancha, y los gases fuertemente absorbentes (amoníaco, propileno) pueden «saturar» la absorción, lo que dificulta la evaluación cuantitativa.
• Composición del gas. La imagen la forma el metano (y otros hidrocarburos). El biogás suele contener alrededor del 50–65% de metano, y el resto es CO₂, por lo que la estela es más débil que con gas natural puro. En el modelo de 2017, el límite de detección era más bajo para un gas con una fracción significativa de hidrocarburos más pesados.

Qué gases se pueden ver

El tipo de cámara determina qué gases se pueden detectar. La siguiente tabla resume los casos más importantes; para cada dispositivo, consulte la banda en la documentación.

Dos observaciones prácticas. En primer lugar, en una planta de biogás, una cámara «para metano» también muestra otros hidrocarburos, pero no mostrará CO₂ (otra banda); el sulfuro de hidrógeno suele monitorizarse con sensores. En segundo lugar, la visibilidad depende de la cantidad de gas en el campo de visión (concentración por longitud de trayecto, ppm·m), no solo de la concentración en la fuente.

Tipos de sistemas OGI

Las cámaras manuales refrigeradas son el estándar en las inspecciones LDAR. El operario recorre la instalación con la cámara y graba los posibles puntos de fuga, registrando las estelas junto con el contexto. Las cámaras refrigeradas MWIR ofrecen la mayor sensibilidad y se eligen para localizar fugas con precisión.

Las cámaras no refrigeradas son más económicas y duraderas, y su sensibilidad al metano es menor. Son adecuadas para instalaciones fijas, ya que no requieren refrigeración del detector y, según una revisión, pueden funcionar en modo 24/7 durante años.

Los sistemas fijos (monitorización continua) son cámaras montadas en un mástil o pared que vigilan una parte concreta de la instalación: un depósito, una estación de regulación, una antorcha. Detectan fugas en el momento en que se producen (por ejemplo, la liberación de gas por una válvula), no una vez al año, y pueden enviar una alarma. Sin embargo, requieren una buena configuración del campo de visión y se limitan al área observada.

Los drones con cámara OGI permiten inspeccionar grandes superficies (vertedero, laguna, planta de biogás extensa) y lugares de difícil acceso. El soporte suele ser una cámara refrigerada MWIR. Sus limitaciones son el clima (viento, lluvia), la normativa aeronáutica, el peso del equipo y el hecho de que, desde una posición elevada, el fondo (el suelo) suele ser menos favorable que el cielo. Un modelo de 2017 indica que la detección con fondo de cielo o de baja emisividad es más eficaz que desde arriba.

OGI cuantitativa (QOGI) y sus limitaciones

Una cámara OGI convencional responde a la pregunta «¿dónde?». La variante cuantitativa (QOGI) intenta responder también a «¿cuánto?». El software calcula para cada píxel de la estela la llamada concentración de trayecto (ppm·m) en función del contraste con el fondo y estima el caudal de la fuga, teniendo en cuenta la velocidad del viento.

Los resultados de estudios controlados son prometedores, pero cautelosos. En una prueba single-blind (simple ciego) de 357 mediciones para liberaciones de 0,1–2,9 kg CH₄/h, se obtuvo el siguiente resultado: el 75% de las mediciones se situaron dentro de un factor de 3 respecto al valor real (error entre −67% y +200%), y los errores individuales oscilaron entre −90% y +831%. La precisión aumentaba con el caudal de la fuga, con un cielo despejado como fondo y con viento muy débil (≤1 mph, es decir, aprox. 0,45 m/s), y promediar desde varias posiciones de la cámara reducía el error. Por tanto, la QOGI se considera una estimación de orden de magnitud para priorizar reparaciones, no una medición para liquidación.

Qué no puede hacer la OGI

• No proporciona concentración ni caudal sin QOGI. Se ve la estela, pero no se sabe si escapan 5 g/h o 500 g/h.
• Pierde fugas pequeñas en malas condiciones. En pruebas de 2018, la mediana de detectabilidad (50% de probabilidad) para una cámara popular era de aprox. 20 g CH₄/h desde una distancia de 6 m, es decir, según los autores, un orden de magnitud superior a las estimaciones anteriores. La detectabilidad disminuye de forma potencial con la distancia.
• No ve gases sin banda en el rango de la cámara (hidrógeno, nitrógeno, oxígeno; CO₂ y H₂S en una cámara para metano).
• Depende de las condiciones meteorológicas y del fondo. Con un ΔT pequeño, viento fuerte o fondo complejo, aumenta el riesgo de pasar por alto una fuga.
• No sustituye la evaluación humana. La interpretación de la imagen (vapor de agua, aire caliente de una chimenea, movimientos de polvo) requiere experiencia.

Los autores del estudio de 2018 relacionan estos resultados con la política de reducción de emisiones: indican que el beneficio marginal de las inspecciones periódicas, evaluado en condiciones reales, disminuye a medida que mejora la sensibilidad de la detección. Para la práctica, se puede extraer de aquí una conclusión cautelosa (nuestra interpretación): detectar fugas grandes es más importante que perseguir cada gramo.

La OGI frente a otros métodos

El mejor programa combina varios de ellos: OGI para la inspección y localización, detector o sniffing para confirmar y verificar la reparación, y medición de toda la instalación de vez en cuando para comprobar si la suma de las pérdidas coincide. En Europa, para las emisiones no organizadas de COV existen normas: la EN 15446 (mediciones de concentración en la fuente y conversión a emisión) y la EN 17628 (métodos para determinar emisiones difusas de COV, incluyendo OGI, lidar DIAL y otros).

Aplicaciones en plantas de biogás y biometano

Las mediciones en distintos países no dejan lugar a dudas: las fugas son reales y medibles. En un estudio de 23 plantas de biogás (método de trazador), las pérdidas oscilaban entre el 0,4% y el 14,9% de la producción de metano, con una media del 4,6%; en las plantas de biogás agrícolas, la media era del 2,4%, y en las de depuración, del 7,5%. El caudal de emisiones se situaba en el intervalo de 2,3–33,5 kg CH₄/h, y las instalaciones más grandes solían perder menos.

La OGI no detectará todas estas pérdidas (parte son emisiones de los depósitos de digestato y metano no quemado en los gases de escape), pero ayuda a identificar las que se pueden reparar de inmediato.

Lugares típicos de fugas

• Techo de membrana del digestor o depósito de gas: fijaciones, costuras, pasamuros, juntas. En un estudio de dos plantas de biogás agrícolas, las pérdidas por fugas y ventilación en una instalación se redujeron del 3,8% al 0,6% tras reparar la membrana de la cúpula.
• Válvulas de sobrepresión (de alivio) de los depósitos de gas: se abren cuando la presión del gas es demasiado alta. En mediciones de dos plantas de biogás agrícolas alemanas, la pérdida a través de la válvula fue del 0,06% en una instalación y del 3,6–3,9% en otra (452 aperturas en 66 días en temporada de verano), y los autores relacionan las emisiones principalmente con el estado de funcionamiento de la instalación y la disponibilidad de una antorcha automática, así como con la presión atmosférica.
• Válvulas, bridas, juntas de bombas y soplantes, purgadores en la instalación de gas.
• Antorcha: fuga durante el encendido y apagado de la llama (gas no quemado).
• Estaciones de purificación e inyección: sistemas de compresión y secado, ventilaciones, válvulas de regulación y accesorios.
• Depósito de digestato: aquí la OGI ayuda menos, ya que las emisiones se generan en la superficie y suelen estar dispersas. En un estudio de dos plantas de biogás agrícolas, el depósito de digestato fue la mayor fuente de pérdidas (5,8% y 10,7%).

Las bases de las pérdidas de metano y las formas de reducirlas se describen en la guía Pérdidas de metano y emisiones fugitivas en plantas de biogás; sobre el plan de acción en caso de emergencia, escribimos en la entrada Plan de emergencia para plantas de biogás: fuga, incendio, derrame, fallo de alimentación.

Otros objetos

• Vertederos de residuos: control de la desgasificación, pozos, tuberías de gas y superficies; para inspeccionar grandes áreas, son útiles los drones.
• Estaciones depuradoras de aguas residuales: cámaras de digestión, depósitos de gas, instalaciones de gas.
• Redes y estaciones de gas: bridas, válvulas, estaciones de regulación, puntos de inyección de biometano.
• GNL y bio-GNL: instalaciones de licuefacción, depósitos, estaciones de carga; la diferencia de temperatura entre el gas frío y el entorno puede favorecer el contraste, pero depende de las condiciones.
• Refinerías y industria química: campo clásico de aplicación de la OGI en programas LDAR (lo explicamos en la sección sobre normativas).
• Energía: fugas de SF₆ en subestaciones y disyuntores, importantes por el alto potencial de calentamiento global de este gas.
• Refrigeración: instalaciones de amoníaco y con gases fluorados.

Beneficios de la implementación

1. Menos metano perdido y emisiones: cómo calcularlo

El metano es un producto que usted vende o quema en cogeneración (CHP). Cada pérdida es energía desperdiciada y emisión de un gas de efecto invernadero. El cálculo es sencillo:

Pérdida (m³ CH₄/año) = producción de CH₄ (m³/año) × porcentaje de pérdidas (el porcentaje se refiere al metano producido, no al biogás total) Energía (MWh) = pérdida × aprox. 9,97 kWh/m³ (poder calorífico inferior del metano en condiciones normales) ÷ 1000 Masa (t CH₄) = pérdida × aprox. 0,72 kg/m³ ÷ 1000 Emisión (t CO₂e) = masa de CH₄ × GWP₁₀₀; se ha adoptado 27,0 (IPCC AR6 WG1, cap. 7, tabla 7.15, metano no fósil, ya que el metano del biogás tiene origen biógeno; para el metano fósil, por ejemplo, del gas natural, la tabla indica 29,8; la incertidumbre de ambos valores es de ±11)

Ejemplo orientativo (cifras hipotéticas, no datos de ninguna instalación): una planta de biogás produce 500 Nm³/h de biogás con un contenido del 55% de metano y funciona 8000 horas al año.

• Producción de metano: 500 × 0,55 × 8000 = 2 200 000 m³ CH₄/año.
• Pérdida del 1% del metano producido: 22 000 m³ CH₄, es decir, aprox. 219 MWh de energía y aprox. 15,8 t de metano.
• Con un precio orientativo de 300 €/MWh, esto supone aprox. 65 800 € al año.
• Emisión: 15,84 t × 27,0 = aprox. 428 t CO₂e al año (con GWP₁₀₀ = 29,8 serían aprox. 472 t).
• Una pérdida del 2,4% (media para plantas de biogás agrícolas en el estudio de 23 instalaciones) supone ya aprox. 526 MWh y aprox. 158 000 € al año con el mismo precio supuesto.
• Una sola fuga de 1 kg CH₄/h, no detectada durante todo un año, supone aprox. 8,76 t de metano, aprox. 12 200 m³, aprox. 121 MWh y aprox. 36 400 € con el precio supuesto. En comparación, una fuga en el límite de detección de la OGI (20 g/h) supone en un año solo aprox. 2,4 MWh.

Conclusión: conviene detectar las fugas grandes, no las más pequeñas, y una inspección OGI suele amortizarse con una sola «superemisión» detectada y reparada. El precio de la energía, el valor de las garantías de origen o el coste de los derechos dependen de los contratos, así que utilice sus propias cifras.

2. Seguridad

El biogás y el biometano forman con el aire mezclas explosivas. La OGI permite inspeccionar lugares a los que no es recomendable o es incómodo acceder, a distancia, sin acercar la cara a la válvula ni quitar las cubiertas. El propio dispositivo en zona de riesgo de explosión debe contar con la certificación adecuada, y siguen vigentes los procedimientos de zona Ex; en caso de duda, consulte la documentación de la cámara y el manual de la instalación. Cada fuga detectada reduce también el riesgo de formación de una atmósfera explosiva.

3. Rapidez

La cámara inspecciona la instalación al ritmo de la marcha. Medir con un detector portátil requiere acercarse a cada punto por separado, mientras que la cámara abarca muchos puntos de una sola vez. En grandes complejos (planta de biometano con purificación, estación de compresión y punto de inyección), la diferencia está entre una inspección que se realiza y otra que se pospone.

4. Documentación para el servicio técnico, la aseguradora y la auditoría

La grabación de la estela, la localización, la fecha, las condiciones meteorológicas y la confirmación de la reparación crean un registro que será útil para el servicio técnico (qué reparar), la aseguradora y el auditor (que la instalación se mantiene en buen estado) y el inversor o banco financiador.

5. Requisitos legales y contractuales

Para la mayoría de las plantas de biogás de la UE, la obligación de inspección OGI no se deriva directamente de la normativa (véase más abajo), pero puede derivarse del permiso, del contrato con el cliente o el operador de la red, de las condiciones de financiación o de los requisitos de certificación.

Normativas y estándares: situación actual

Reglamento (UE) 2024/1787 (Reglamento sobre el metano)

El Reglamento entró en vigor en 2024. Según el artículo 1, apartado 2, se aplica a: la prospección y extracción de petróleo y gas fósil y la recogida y procesamiento de gas fósil; pozos cerrados y abandonados; el transporte y distribución de gas natural (con exclusión de los sistemas de medición en los puntos de consumo final), los almacenamientos subterráneos y las instalaciones de GNL; y las minas de carbón. El texto del acto no menciona las palabras «biogás» ni «biometano».

Qué implica esto para el sector:

• Planta de biogás o biometano como productora: el Reglamento no le impone directamente obligaciones LDAR. Si los requisitos del Reglamento afectan a los elementos de la infraestructura que conectan al productor con la red, y en qué medida, depende de la interpretación de las normas y del operador; en caso de duda, consulte al operador de la red y a un abogado.
• Operadores de transporte, distribución, almacenamientos e instalaciones de GNL: sí, para ellos el Reglamento establece calendarios de controles LDAR.
• Buena práctica: aplicar principios similares en una planta de biogás es razonable y cada vez más esperado por los financiadores.

Los principios más importantes del LDAR según el Reglamento, para contextualizar:

• El operador presenta el programa LDAR a las autoridades antes del 5 de mayo de 2025 (instalaciones existentes; para las nuevas, en un plazo de 6 meses desde el inicio de la actividad), y realiza la primera inspección de tipo 2 como muy tarde el 5 de agosto de 2025.
• Se distinguen dos tipos de inspecciones. Tipo 1: reparación de elementos que emiten al menos 7000 ppm o 17 g CH₄/h; tipo 2 (más sensible): al menos 500 ppm o 1 g CH₄/h para elementos aéreos (otros umbrales se aplican, entre otros, a elementos subterráneos y marinos).
• La reparación debe realizarse inmediatamente tras la detección; si no es posible, el primer intento se realiza como muy tarde a los 5 días, y se finaliza en un plazo de 30 días desde la detección.
• Frecuencias mínimas (Anexo I): por ejemplo, para estaciones de regulación y medición y estaciones de compresión, tipo 1 cada 4 meses y tipo 2 cada 8 meses; para estaciones de válvulas, cada 9 y 18 meses, respectivamente. Para redes con presión de diseño de hasta 16 bar (tipo 2), son 9 meses para estaciones de regulación y medición y 21 meses para estaciones de válvulas; para el resto de elementos, tipo 1 cada 6 meses y tipo 2 cada 12 meses.
• El Reglamento no menciona la OGI por su nombre; exige el uso de las mejores tecnologías disponibles conforme a las especificaciones del fabricante, y las tecnologías avanzadas requieren la aprobación de la autoridad en el marco del programa LDAR. La Comisión debía especificar los detalles (límites de detección y técnicas) en un acto de ejecución y en normas; consulte su estado actual.

Tratamos el Reglamento con más detalle en la entrada Reglamento sobre el metano de la UE 2024/1787: obligaciones para el sector energético y el biogás.

EN 17628 y EN 15446

La EN 17628:2022 (CEN/TC 264) establece métodos para determinar las emisiones difusas de COV en instalaciones industriales, como la petroquímica y las refinerías, e incluye, además de la OGI, el lidar DIAL, el SOF, la correlación con trazador y la modelización inversa (de dispersión). Según las descripciones en los catálogos de normas, los métodos se validaron en instalaciones terrestres (petroquímica, refino, industria química, procesamiento y almacenamiento de gas natural), principalmente para COV no metánicos; la norma no prejuzga su aplicación en plantas de biogás. La complementa la EN 15446, que describe la medición de la concentración en la fuente y su conversión en emisión para elementos individuales (válvulas, bridas, juntas). Ambas se refieren a los COV en la industria, no a las plantas de biogás como tales, pero son un punto de referencia para los principios de trabajo.

BAT/BREF

En las conclusiones BAT para el refino de petróleo y gas (Decisión 2014/738/UE), la técnica BAT 6 recomienda el seguimiento de las emisiones difusas de COV de toda la instalación mediante: métodos de sniffing con curvas de correlación, técnicas OGI y cálculos periódicamente validados con coeficientes de emisión; el DIAL y el SOF son un complemento. Esta es una de las pruebas más sólidas de que la OGI es una técnica reconocida, no una novedad.

EE. UU.: EPA OOOOa/OOOOb y el Apéndice K como punto de referencia

En EE. UU., la normativa EPA para el sector del petróleo y el gas (NSPS OOOOb, en vigor desde el 7 de mayo de 2024) prevé inspecciones periódicas OGI: semestrales para ubicaciones de perforación con múltiples pozos, trimestrales para instalaciones de producción y estaciones de compresión más grandes (más inspecciones sensoriales AVO, mensuales en las estaciones de compresión) y anuales para Alaska North Slope. El Apéndice K es un protocolo técnico de OGI (requisitos para la cámara, formación y auditoría del operador, el llamado operating envelope); se aplica donde lo especifica una normativa concreta. No es un método de medición del caudal de la fuga. Los principios mencionados son solo un punto de referencia; no son de aplicación en la UE.

Biometano, certificación y huella de carbono

En la metodología de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de la RED II (Directiva 2018/2001, Anexo VI), los valores por defecto para el biometano distinguen, entre otros, el digestato abierto y cerrado y la combustión del gas residual de la purificación. Un depósito cerrado significa un depósito estanco al gas, del que se recupera el biogás, y para él no se asigna ninguna emisión adicional. Por tanto, la influencia de las pérdidas de metano en el resultado de una instalación concreta se calcula con la metodología GHG; unas pérdidas bajas bien documentadas facilitan la defensa del resultado. No afirmamos que los sistemas de certificación exijan OGI; consulte los requisitos del sistema elegido (por ejemplo, ISCC o REDcert) y de su entidad certificadora. La metodología se describe en la entrada Reducción de emisiones de GEI en la RED II: umbrales, valores por defecto, cálculos.

Inspección LDAR con OGI paso a paso

1. Preparación e inventario. Registre los puntos potenciales de fuga (válvulas, bridas, pasamuros, depósitos, válvulas de seguridad, antorcha) y asígneles números. Planifique la ruta.
2. Condiciones. Elija un día con poco viento, buen contraste (el sol no debe dar directamente en el objetivo) y, en la medida de lo posible, un fondo despejado. Anote la temperatura, el viento y la nubosidad.
3. Verificación de la cámara. Compruebe el funcionamiento de la cámara y el rango (filtro para metano); preste atención a los mensajes de calibración.
4. Exploración. Recorra la instalación grabando cada punto desde varios ángulos y a la distancia adecuada para la cámara y el objeto. En los techos de los depósitos, mire desde distintos ángulos hacia el fondo.
5. Confirmación. Grabe la estela detectada, localice la fuente y, si es necesario, verifíquela con un detector portátil (concentración en la fuente). Diferencie la fuga del vapor de agua y del aire caliente.
6. Clasificación. Asigne prioridad (fuga grande/pequeña, riesgo para la seguridad, valor de las pérdidas).
7. Reparación. Establezca un plazo: el Reglamento sobre el metano exige para sus destinatarios la reparación inmediata o un primer intento en 5 días y la finalización en 30 días; para las plantas de biogás, recomendamos el mismo esquema como modelo (recomendación, no requisito legal). Para la reparación, utilice procedimientos seguros (vaciar a la antorcha en lugar de a la atmósfera).
8. Verificación tras la reparación. Repita la inspección con OGI o con un detector y registre el resultado.
9. Informe. Registre: fecha, condiciones, lista de puntos, fotos/vídeo, resultados, reparaciones, plazos y personas responsables.

Con qué frecuencia

La normativa de la UE no establece un intervalo para las plantas de biogás. La recomendación de la redacción (no es un requisito ni resultado de investigaciones) es el siguiente esquema: inspección completa una vez al año, control de puntos críticos (membranas, válvulas de seguridad, antorcha) con más frecuencia, por ejemplo, cada trimestre o tras averías y reparaciones, e inspección inmediata tras señales de desequilibrio en el balance de gas. Para las estaciones de regulación y medición cubiertas por el Reglamento sobre el metano, se aplican los intervalos mencionados anteriormente. Lo mejor es determinar la frecuencia en función del análisis de riesgos y de los primeros resultados.

Quién puede realizarla y cómo formarse

La inspección puede realizarla un empleado propio o una empresa de servicios. No conocemos ninguna normativa nacional que exija una licencia separada para manejar una cámara OGI (no hemos realizado una revisión completa de la legislación, así que en caso de duda consulte a un abogado o a la administración), pero la fiabilidad de los resultados depende de la formación. Los fabricantes y centros de formación ofrecen cursos sobre el manejo de cámaras y la interpretación de imágenes (los ofrecen, entre otros, los fabricantes de equipos y centros independientes), y la norma ISO 18436-7 describe las cualificaciones del personal de termografía (se refiere a la termografía en general, no a la OGI). El protocolo EPA Apéndice K describe la formación y auditoría de los operadores de OGI, lo que es un modelo útil para sus propios procedimientos. También recomendamos que el operador conozca las particularidades de las plantas de biogás (zonas Ex, instalaciones de gas).

La elección entre equipo propio o servicio y la información sobre el mercado se tratan por separado: Tecnologías y soluciones OGI, Fabricantes y distribución de OGI en España y OGI: implementación, compra o servicio.

Documentación

Un buen registro de control incluye: identificador del punto, grabación, hora y lugar, condiciones meteorológicas, tipo de cámara y ajustes, resultado de la confirmación (si la hubo), reparación asignada, fecha de reparación y resultado de la nueva inspección. Estos registros facilitan la comunicación con la aseguradora y el auditor y permiten ver si el número de fugas disminuye año tras año.

Resumen

La OGI no es un dispositivo milagroso, pero sí una herramienta probada: permite detectar rápidamente grandes fugas de metano, documentarlas y repararlas antes de que cuesten miles de euros al año. Hay que conocer sus limitaciones (falta de concentración, sensibilidad a las condiciones, imposibilidad de detectar algunos gases) y complementarla con otros métodos. En una planta de biogás, los mayores beneficios se obtienen en: el techo y las membranas, las válvulas de seguridad, la antorcha y la estación de purificación, y la obligación legal se deriva más de los contratos y la financiación que del Reglamento sobre el metano, que se refiere principalmente a los combustibles fósiles y a la infraestructura del gas natural.

Este texto tiene carácter informativo y no constituye asesoramiento jurídico ni técnico. Antes de tomar una decisión de inversión o formal, consulte el texto actualizado de la normativa y los requisitos de su operador de red, autoridad y sistema de certificación. Las imágenes del artículo son ilustraciones orientativas generadas por IA, no grabaciones reales.