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Estudio de Impacto Ambiental para la Ampliación de las Unidades de Procesamiento y Almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural- Playa Lobería – Pisco

Capítulo 2: Descripción del Proyecto

Febrero 2010

www.erm.com

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CAPITULO 2

PLUSPETROL PERU CORPORATION S.A.

Estudio de Impacto Ambiental para la Ampliación de las Unidades de Procesamiento y Almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Playa Lobería, Pisco

Descripción del Proyecto

Febrero 2010

Ref. PLU_09_852

Por cuenta de ERM Perú S.A.

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Este documento tiene carácter reservado para el Cliente. ERM Perú no asume ninguna responsabilidad ante terceros que lleguen a conocer este informe o parte de él.

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ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT 2 - i PLU_09_852

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1

2 DISEÑO DEL PROYECTO ....................................................................................... 2

2.1 LOCALIZACIÓN ....................................................................................................... 2

2.2 CRONOGRAMA ........................................................................................................ 2

2.3 COSTOS .................................................................................................................... 3

3 DESCRIPCIÓN DEL DISEÑO DEL PROYECTO ................................................ 4

3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA AMPLIACIÓN......................................................... 4

3.2 DESCRIPCIÓN PARTICULAR DE LAS UNIDADES DE PROCESO................................. 4

4 DESCRIPCIÓN DE LAS FASES DEL PROYECTO ............................................. 9

4.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN ........................................................................................ 9

4.1.1 Recursos Humanos....................................................................................... 9

4.1.2 Movilización de Equipos y Materiales.......................................................... 9

4.1.3 Requerimiento, Servicios e Insumos Necesarios......................................... 10

4.1.3.1 Abastecimiento de Agua.................................................................. 10

4.1.3.2 Abastecimiento de Energía.............................................................. 10

4.1.3.3 Manejo de Residuos Sólidos ............................................................ 10

4.1.4 Obras Civiles .............................................................................................. 11

4.1.5 Montaje Electromecánico ........................................................................... 12

4.1.6 Desmovilización ......................................................................................... 12

4.2 FASE DE OPERACIÓN............................................................................................. 12

4.2.1 Descripción de Procesos y Sistemas ........................................................... 12

4.2.1.1 Medición, Filtrado de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación................................................................................... 13

4.2.1.2 Unidad de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural................ 13

4.2.1.3 Unidad de Destilación Primaria ..................................................... 15

4.2.1.4 Sistema de Refrigeración ................................................................. 17

4.2.1.5 Almacenamiento Refrigerado .......................................................... 19

4.2.1.6 Unidad de Recuperación de Vapor .................................................. 20

4.2.1.7 Almacenamiento Presurizado ......................................................... 23

4.2.1.8 Almacenamiento Atmosférico ......................................................... 24

4.2.1.9 Terminal de Camiones..................................................................... 25

4.2.1.10 Instalaciones de Apoyo.............................................................. 25

4.2.2 Aspectos Ambientales................................................................................. 28

4.2.2.1 Recursos Humanos.......................................................................... 28

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4.2.2.2 Sistemas de Drenaje y Tratamiento de Aguas Residuales............... 29

4.2.2.3 Sistemas de Almacenamiento Temporal y/o Tratamiento de Residuos Sólidos.............................................................................. 33

4.2.2.4 Emisiones Gaseosas: Fuentes Potenciales y Emisiones Previstas ... 35

4.2.2.5 Nivel Sonoro en la Planta ............................................................... 36

4.2.2.6 Iluminación ..................................................................................... 36

4.2.2.7 Abastecimiento de Agua.................................................................. 37

4.2.2.8 Abastecimiento de Energía.............................................................. 37

4.2.3 Aspectos de Seguridad................................................................................ 37

4.2.3.1 Seguridad en la Planta .................................................................... 37

4.2.3.2 Sistema de Cierre............................................................................. 38

4.2.3.3 Sistema de Detección de Incendio y Gas ......................................... 39

4.2.3.4 Sistema de Extinción de Incendios .................................................. 39

4.2.4 Operaciones y Filosofía de Control............................................................. 41

4.2.4.1 Generalidades .................................................................................. 41

4.2.4.2 Sistema de Seguridad de Procesos ................................................... 41

4.2.4.3 Cierre a Distancia desde el Sistema de Control Central.................. 42

4.2.4.4 Niveles Múltiples de Cierre que Incluye un ESD........................... 42

4.2.4.5 Filosofía de Control ......................................................................... 46

4.3 FASE DE ABANDONO............................................................................................. 47

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LISTA DE TABLAS

TABLA 1 UBICACIÓN GEOREFERENCIADA DE LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE

LGN ............................................................................................................................ 2

TABLA 2 CRONOGRAMA DEL PROYECTO.................................................................................. 2

TABLA 3 VOLUMEN DE RESIDUOS A GENERARSE EN LA ETAPA DE CONSTRUCCIÓN............... 11

TABLA 4 RÉGIMEN DE RECUPERACIÓN DE VAPOR................................................................. 18

TABLA 5. PARÁMETROS DE DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............................ 19

TABLA 6 CÁLCULOS DE REMOCIÓN DE VAPOR DE LOS TANQUES DE

ALMACENAMIENTO .................................................................................................. 22

TABLA 7 PARÁMETROS DE DISEÑO DEL SISTEMA DE ACEITE CALIENTE ................................ 26

TABLA 8 COMPOSICIÓN MOLAR DEL GAS COMBUSTIBLE ...................................................... 26

TABLA 9 EQUIPOS PARA DRENAJE FRÍO.................................................................................. 31

TABLA 10 GENERACIÓN MENSUAL ESTIMADA DE RESIDUOS EN LA ETAPA DE

OPERACIÓN ............................................................................................................... 34

TABLA 11 EMISIONES GASEOSAS ESTIMADAS PARA CADA FUENTE DE EMISIÓN DE LA

PLANTA ..................................................................................................................... 35

TABLA 12 NIVELES TÍPICOS DE ILUMINACIÓN EN LA PLANTA .............................................. 36

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1 DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE EFLUENTES

LÍQUIDOS...................................................................................................................32

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 2A MAPA DE UBICACIÓN DEL PROYECTO

ANEXO 2B PLANO PCSE-500-CR-C-003_B (AMPLIACIÓN DE LA PLANTA DE

FRACCIONAMIENTO Y LAS INSTALACIONES YA EXISTENTES)

ANEXO 2C CRITERIOS DE DISEÑO Y CÓDIGOS DE APLICACIÓN

ANEXO 2D DIAGRAMA DE LOS PROCESOS DE LA AMPLIACIÓN DE LA PLANTA

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1 INTRODUCCIÓN

Pluspetrol Perú Corporation S.A. propone realizar la ampliación de las unidades de procesamiento y almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (PFLGN). Cabe mencionar que la Planta de Fraccionamiento de LGN cuenta con un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), el mismo fue aprobado con R.D. N° 284-2003-EM/DGAA el 11 de julio del 2003; así como con un EIA del Proyecto de Ampliación de la Planta, aprobado con R.D. N° 403-2007-EM/AAE el 04 de mayo de 2007.

El presente capítulo (“Descripción del Proyecto”) se aboca a la descripción de las diferentes etapas necesarias para la ejecución del Proyecto, el cual ha sido diseñado en conformidad con los requerimientos estipulados en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S. Nº 015-2006-EM), donde se incluye lo siguiente: localización, etapas, procesos, unidades de sistemas de la planta, sistemas de drenaje, sistemas de manejo de residuos sólidos, emisiones, vertimientos, sistemas de seguridad y sistemas de control.

La descripción del proyecto representa una parte fundamental en toda Evaluación de Impacto Ambiental y Social. En ella se basa el diseño integral del estudio, la planificación del trabajo de campo y, fundamentalmente, sirve como base para la identificación temprana de los posibles impactos ambientales y sociales que las diferentes actividades del proyecto podrían producir, así como el establecimiento de las medidas de mitigación correspondientes.

Este capítulo pretende ser lo más detallado y claro posible para un buen entendimiento del proyecto. Si bien en algunos casos ha sido necesario emplear términos técnicos asociados a las etapas del proyecto, se procura explicarlos de una forma que permitan el entendimiento del público en general.


2 DISEÑO DEL PROYECTO

2.1 LOCALIZACIÓN

La Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural se ubica en el distrito de Paracas, provincia de Pisco, región Ica y se superpone a la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Nacional de Paracas (Ver Anexo 2A: Mapa de Ubicación del Proyecto). Cabe mencionar que, la ampliación de las unidades de procesamiento y almacenaje se realizará dentro del predio de la actual planta.

El acceso a la planta se realiza desde la Carretera Panamericana Sur, a la altura del Km. 231 y luego a través de la vía Fermín Tangüis, continuando por la Av. Las Américas y la Carretera Pisco-Paracas; y desde el Océano Pacífico a través del Puerto San Martín, continuando en tierra por la carretera Pisco-Paracas.

En la siguiente tabla se indica la ubicación georeferenciada de la Planta de Fraccionamiento de LGN.

Tabla 1 Ubicación Georeferenciada de la Planta de Fraccionamiento de LGN

Coordenadas UTM WGS 84-Zona 18 Punto Referencial

Norte Este

A 366652.966 8477955.55

B 368254.065 8477346.477

C 367860.385 8475933.435

E 366244.571 8476393.065

2.2 CRONOGRAMA

La ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural tendrá una duración estimada de 2 años, 12 meses para la etapa de ingeniería y suministros y 17 meses para la etapa de obras civiles y montaje electromecánico y puesta en marcha (pre-comisionado y comisionado). A continuación se muestra el Cronograma del Proyecto:

Tabla 2 Cronograma del Proyecto

ETAPA INICIO FINAL

Movilización de materiales y equipos 15-mayo-2010 30-abril-2012

Obras civiles 01-setiembre-2010 30-junio-2011

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Montaje electromecánico 01-diciembre-2010 28-febrero-2012

Puesta en marcha 01-noviembre-2011 31-mayo-2012

Desmovilización 01-junio-2012 15-agosto-2012

La operación de la Planta se realizará por el período de Contrato de la actual Planta de Fraccionamiento, estimada en 35 años.

La etapa de abandono se realizará cuando se de por culminado el Contrato de Licitación o cuando se determine necesario.

2.3 COSTOS

El costo estimado para la Ampliación de las Unidades de Procesamiento y Almacenamiento de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, se estima en 156 MMUS$.


3 DESCRIPCIÓN DEL DISEÑO DEL PROYECTO

3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA AMPLIACIÓN

La Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural de Pisco será objeto de obras correspondientes a la ampliación de su capacidad de procesamiento y almacenaje de productos (finales e intermedios).

La ampliación de la planta incluirá una tercera unidad de fraccionamiento de LGN a partir de la cual se obtiene propano y butano, y una tercera unidad de destilación primaria (“topping”) de la que se obtendrá nafta, diesel o su derivado como MDBS, alternativamente, según el modo operativo de los equipos.

Además, se construirá una nueva esfera de almacenaje de LGN, idéntica a las dos existentes, para compensar eventuales fluctuaciones ó interrupciones que pudieran ocurrir en el gasoducto de transporte que proviene de Malvinas. Se incorporará un nuevo tanque de condensado de carga a Topping de 13 MBbl (Miles de barriles) y un nuevo tanque de almacenaje de diesel de 80 MBbl.

Se agregará una tercera unidad de recuperación de vapores de propano y un tren de refrigeración para ampliar la capacidad de este sistema en virtud del incremento en la producción de propano.

Todas las ampliaciones de unidades serán dentro del predio de la planta actual, es decir que este nuevo proyecto no requiere extender la superficie del área industrial impactada.

Las instalaciones del terminal marítimo (ó Plataforma de Carga de Hidrocarburos) para transportar propano refrigerado, butano refrigerado, nafta y diesel desde tierra hasta los buques en espera, no serán ampliadas.

En el plano presentado en el Anexo 2B: Plano de la Ampliación de la Planta de Fraccionamiento (PCSE-500-CR-C-003_B), se indican las unidades existentes y las unidades que serán ampliadas.

Las nuevas instalaciones de procesamiento serán con tecnología idéntica a la utilizada actualmente y, en general, sus características técnicas serán muy similares a las de las instalaciones existentes.

3.2 DESCRIPCIÓN PARTICULAR DE LAS UNIDADES DE PROCESO

El proceso de fraccionamiento que se realiza en la actual planta se divide en 10 Unidades de Proceso, además de las Instalaciones de Apoyo (Ver Anexo 2B:

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Plano de la Ampliación de la Planta de Fraccionamiento), tal como se indica a continuación:

Unidad de Medición de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación

Unidad de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural

Unidad de Destilación Primaria

Unidad de Refrigeración

Tanques de Almacenamiento Refrigerados

Recuperación de Vapor

Almacenamiento Presurizado

Unidad de Carga de Camiones

Almacenamiento Atmosférico

Unidad de Carga Marina y Amarre

Instalaciones de Apoyo

A continuación se describe cada una de las Unidades de Proceso, indicándose el alcance de las ampliaciones ó modificaciones que corresponden específicamente al Proyecto de la Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Playa Lobería–Pisco. Es importante señalar que en muchos casos, los equipos de la planta actual ya cuentan con capacidad extra y/o los sistemas fueron diseñados y construidos para recibir la producción adicional.

Los criterios de diseño y los códigos de aplicación del proyecto de ampliación, serán análogos a los que se han utilizado en el proyecto de las actuales instalaciones y que, por otra parte, constituyen un estándar en la industria (Ver Anexo 2C: Criterios de Diseño y Códigos de Aplicación del Proyecto). Además el diseño del proyecto será en un todo de acuerdo con las normativas nacionales vigentes que rigen en la materia.

Unidad de Medición de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación (Áreas 505 y 510, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

El propósito de esta unidad es amortiguar las fluctuaciones de caudal de líquido (LGN) transportado por el ducto desde la Planta de Separación de Gas de Malvinas y medir la cantidad de producto que llega a la Planta de Fraccionamiento.


Debido al incremento de caudal de líquidos provenientes de la planta de Malvinas, que pasará de 85 a 120 MBBl por día, se prevé instalar una nueva esfera de 25 MBbl, idéntica a las dos existentes. Asimismo se ampliará y mejorará el sistema de medición de LGN.

Unidad de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural (Área 520, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

La ampliación del sistema de fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural constará de una nueva torre depropanizadora y otra debutanizadora de aproximadamente 35 MBbl por día de capacidad total.

En estas torres se produce la separación del propano y butano (en ese orden) que luego se almacenan a presión atmosférica en tanques refrigerados. La alimentación de estas torres es precalentada, fraccionada en dos columnas en serie y, posteriormente, condensada por aire en intercambiadores de calor.

Unidad de Destilación Primaria (Área 525, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

La Unidad de Destilación Primaria consta de torres de destilación, equipos de intercambio térmico y acumuladores. La alimentación es precalentada, destilada y posteriormente enfriada en intercambiadores de calor que producen la condensación del compuesto deseado.

En esta ampliación se incorporará una nueva unidad de destilación primaria de aproximadamente 25 MBbl de capacidad que podrá operar en Modo Diesel ó Modo MDBS, según se requiera, además de obtenerse nafta por el tope.

Unidad de Refrigeración (Área 523, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

El propósito del sistema de refrigeración es preenfriar los productos provenientes de las torres de fraccionamiento (propano y butano) que son conducidos hacia los tanques de almacenamiento respectivos, así como los líquidos condensados provenientes de la unidad de recuperación de vapor.

Se ha previsto la ampliación del sistema actual con la inclusión de una nueva unidad de refrigeración que operará en paralelo con las dos existentes.

Tanques de Almacenamiento Refrigerados (Área 533, Ver Plano Anexo 2B PCSE-500-CR-C-003_B).

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Estos tanques de almacenamiento aislados contienen los productos propano y butano en forma líquida. Dado que estos tanques operan a presión atmosférica, se deben lograr temperaturas muy bajas (– 45°F para el propano y +25°F para el butano) para mantener los productos en estado líquido. No se prevé la ampliación de estas instalaciones.

Recuperación de Vapor (Área 534, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

El propósito de los sistemas de recuperación de vapor es el de recobrar los vapores de propano y butano generados en los tanques de almacenamiento respectivos, condensarlos y devolverlos al tanque de almacenamiento correspondiente.

Se ha previsto la ampliación del sistema actual con la inclusión de una nueva unidad de recuperación de vapores de propano, la cual, sumada al sistema existente, operará con la totalidad de los tanques.

Almacenamiento Presurizado (Área 538, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

Luego del proceso de fraccionamiento, el propano y el butano destinados al mercado interno peruano se almacenan en tanques presurizados que operan a temperatura ambiente. Dado que el almacenamiento de estos productos líquidos se produce a temperatura ambiente, se requiere que los mismos se encuentren a una presión de almacenamiento moderada, del orden de los 17kg/cm2, para poder mantenerlos en ese estado hasta su carga en los camiones cigarro que los transportarán. Se agregaran 2 bullets y nuevas bombas de propano.

Unidad de Carga de Camiones (Área 540, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

La instalación de carga de camiones está destinada a cargar propano, butano ó una mezcla de ambos y también diésel en camiones tanque, con un caudal de de hasta 214 Bbl /hora (34 m3/hora) por estación de carga. No se prevé la ampliación de estas instalaciones.

Almacenamiento Atmosférico (Área 535, Ver Anexo 2B Plano PCSE-500-CR-C-003_B).

Los tanques de almacenamiento atmosférico están destinados a almacenar los productos de la etapa de destilación primaria constituidos por nafta, diésel/MDBS. Estos tanques trabajan a presión atmosférica y a temperatura ambiente ya que el estado de estos productos es líquido y no se necesitan condiciones especiales de almacenamiento para mantenerlos en dicho estado. Se instalará un nuevo tanque de diesel idéntico al existente.


Instalaciones de Apoyo

A continuación, se mencionan las instalaciones de apoyo con la que cuenta actualmente la planta de fraccionamiento:

- Sistema de Aceite Caliente (610)

- Acondicionamiento y Distribución de Gas Combustible (615)

- Sistemas de Generación de Potencia, Distribución Eléctrica y MCC (620)

- Sistemas de Iluminación y UPS (690)

- Sistemas de Comunicaciones (675)

- Sistemas de Agua Potable y Sanitario (680)

- Sistemas de Detección de Incendio y Espuma (660)

- Sistemas de Drenaje (665)

- Sistemas de Aire de las Instalaciones e Instrumentos (650)

- En esta ampliación se incorporarán dos nuevos turbogeneradores idénticos a los existentes de modo de asegurar la disponibilidad de energía eléctrica.

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4 DESCRIPCIÓN DE LAS FASES DEL PROYECTO

El proyecto de Ampliación de la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, Playa Lobería–Pisco, comprenderá tres (3) fases, las cuales se pueden identificar en términos generales de la siguiente manera:

Fase de Construcción,

Fase de Operación,

Fase de Abandono.

4.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN

En esta sección se detallan las actividades de construcción necesarias para la instalación de las nuevas unidades de procesamiento, así como de almacenamiento.

4.1.1 Recursos Humanos

Se estima que durante la etapa de construcción de las ampliaciones de la planta se emplearán aproximadamente 750 trabajadores y se estima que un 30% corresponderá a mano de obra local.

Los trabajadores serán alojados en viviendas existentes en Pisco y Paracas, por lo que no se prevé la necesidad de construir un campamento temporal para su alojamiento, en la obra o en áreas adyacentes.

Previo al inicio de los trabajos, todo el personal recibirá entrenamiento e inducciones en aspectos de salud, seguridad y medio ambiente, así como aspectos sociales, de acuerdo al Plan de Manejo Ambiental y Social de este estudio.

4.1.2 Movilización de Equipos y Materiales

En la etapa de construcción los equipos y materiales se trasladarán por vía terrestre por la Carretera Panamericana Sur y/o vía marítima desde el Océano Pacífico a través del Puerto San Martín.

La logística y traslado de los trabajadores será asimismo por las vías de acceso públicas existentes.


4.1.3 Requerimiento, Servicios e Insumos Necesarios

4.1.3.1 Abastecimiento de Agua

El agua para consumo en la etapa de construcción se obtendrá de la empresa de servicios de agua potable EMA-PISCO, en cisternas, así mismo se contará con agua envasada (caja, botellas, etc.) para consumo humano directo.

Con respecto al volumen de agua requerido para la construcción se estima en 50,000 m3.

4.1.3.2 Abastecimiento de Energía

La energía necesaria durante la etapa de construcción para las áreas de trabajo será provista a través de un estimado de cinco generadores de capacidad de 200 MVA cada uno.

4.1.3.3 Manejo de Residuos Sólidos

Durante la etapa de construcción de la ampliación de la planta se proyecta la generación de los siguientes residuos sólidos:

Residuos No Peligrosos.- Son aquellos residuos domésticos y/o industriales que no tienen efecto sobre personas, animales y plantas, y que en general no deterioran la calidad del ambiente. Estos son de dos tipos: domésticos e industriales.

Los residuos no peligrosos domésticos están compuestos principalmente por los restos de alimentos (biodegradable), los que serán almacenados temporalmente en tambores de plásticos o de metal que estén adecuadamente identificados (pintados y rotulados).

Entre los residuos no peligrosos industriales se incluyen: vidrio, plástico, restos de metal, y cualquier otro material generado que no estuviera contaminado con hidrocarburos, solventes entre otros. Estos residuos serán almacenados en contenedores adecuadamente identificados y posteriormente trasladados al área de almacenamiento temporal existente en la planta.

Residuos Peligrosos.- Son los residuos que presentan características corrosivas, inflamables, combustibles y/o tóxicas, que tienen efecto en las personas, animales y/o plantas, y que deterioran la calidad del ambiente. Se debe tener en cuenta la sensibilidad de ignición, reactividad y la toxicidad de los residuos con la calidad de peligrosos.

Entre los residuos considerados peligrosos se tiene: envases vacíos de aceite, latas de pintura, grasa, trapos impregnados de aceite, paños absorbentes usados y otros materiales contaminados con hidrocarburos, solventes, pinturas o cualquier producto peligroso. Estos residuos serán

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almacenados en contenedores sellados de plástico o metal adecuadamente identificados (pintados y rotulados) y posteriormente trasladados al área de almacenamiento temporal existente en la planta.

En la siguiente tabla se indica la proyección de generación de residuos estimada durante la etapa de construcción, en función a las actividades de ampliación previamente realizadas.

Los residuos serán entregados a una EPS-RS para su traslado fuera de la Planta hacia los lugares de disposición final autorizados, como son el Relleno Sanitario Portillo Grande y Relleno para Residuos Peligrosos de BEFESA.

Los residuos que puedan ser reaprovechados, como la chatarra, serán manejados a través de EC-RC o de manera directa, de acuerdo al marco legal de residuos.

Tabla 3. Volumen de Residuos a Generarse en la Etapa de Construcción

Tipo Acumulado

No peligroso doméstico 20 ton

No peligroso industrial 100 ton

Peligroso sólido 30 ton

Peligroso líquido 500 galones

4.1.4 Obras Civiles

Las obras civiles para la ampliación de la planta, corresponden principalmente a excavaciones para cimentaciones y cimentaciones de hormigón para la instalación de los equipos. A continuación se presenta un listado de las principales actividades que se prevé realizar:

- Instalación de oficinas y áreas de servicio: para apoyar al personal de construcción durante los trabajos, brindará servicios transitorios (vestuario, duchas, etc.).

- Nivelación de las áreas destinadas a la ampliación.

- Obras y cimientos de hormigón.

- Ampliación de los caminos dentro del área destinada a la ampliación.

- Acondicionamiento de los caminos y accesos de modo que se pueda acceder con seguridad a las nuevas instalaciones.

- Ampliación del sistema de agua contra incendio.


- Construcción de fundaciones para equipos y torres de fraccionamiento y destilación, tanques de almacenamiento, tuberías, etc.

4.1.5 Montaje Electromecánico

Esta fase consiste en la instalación de equipos e instrumentos adicionales a los existentes en la Planta de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural, incluirá la recepción de equipos, montaje en las cimentaciones realizadas, conexión mecánica y eléctrica, e interconexión de instrumentos y sistemas de control y seguridad.

4.1.6 Desmovilización

Al finalizar la fase de construcción de la ampliación de la planta, todas las instalaciones temporales serán retiradas del lugar y el terreno será nivelado y acondicionado de acuerdo con los documentos del diseño de detalle. Se evaluará la permanencia de instalaciones fijas a fin de que sean usadas en la operación (oficinas, talleres y almacenes).

Las facilidades temporales a ser retiradas incluyen:

- Oficinas,

- Almacenes,

- Soportes provisorios de tubería,

- Caminos de acceso,

- Cruces.

4.2 FASE DE OPERACIÓN

El Proyecto de Ampliación de la Planta si bien permitirá ampliar la capacidad de procesamiento, no modificará en modo alguno los aspectos básicos de la operación actual. En consecuencia la descripción de los puntos siguientes responde, en general, a la correspondiente a los proyectos anteriores, excepto donde así se indique.

4.2.1 Descripción de Procesos y Sistemas

A continuación se describen los procesos y sistemas que se desarrollan en la Planta de Fraccionamiento.

En el Anexo 2D se muestra el flujo de proceso de la ampliación de la Planta de Fraccionamiento.

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4.2.1.1 Medición, Filtrado de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación

La medición de la alimentación proveniente de Malvinas se efectúa mediante el sistema conformado por 2 medidores del tipo ultrasónico.

Previo a la medición se efectúa el filtrado del líquido de gas natural. Luego se almacena en los recipientes de sobrecarga de alimentación existentes y en el nuevo recipiente que se instalará con una capacidad total de 75,000 Bbl.

El sistema de medición contará con un nuevo medidor ultrasónico de características similares a los existentes. Luego se bombeará mediante las bombas de alimentación hacia las torres depropanizadoras.

4.2.1.2 Unidad de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural

La nueva unidad de fraccionamiento será capaz de procesar el flujo creciente de material de alimentación producto del aumento de la capacidad de producción de la planta de Malvinas en un caudal adicional de 35 MBld de LGN, con lo que se incrementará la capacidad instalada de fraccionamiento hasta 120 MBld. Las tres unidades de fraccionamiento toman el líquido de gas natural y lo separan en propano, butano y materiales producto de alimentación a la unidad de destilación primaria, llamado condensado intermedio.

El nuevo tren de fraccionamiento será de características similares al existente.

Depropanización

La siguiente descripción es de aplicación a todos los trenes de fraccionamiento.

Los Líquidos de Gas Natural (LGN) provenientes del sistema de medición de alimentación pasan al precalentador de alimentación de la torre depropanizadora, donde se calientan hasta 140 °F para ingresar a la torre depropanizadora. Este precalentamiento se produce en el intercambiador de calor a partir de los fondos calientes de la torre debutanizadora. El propósito de la torre depropanizadora es producir un producto líquido de cabeza de torre de propano puro y un producto de fondo formado por butanos y componentes más pesados.

La corriente obtenida por el fondo de la torre se sobrecalienta en el reboiler utilizando aceite caliente como medio calefactor. Este líquido se elimina del fondo de la torre mediante control de flujo y se lo envía a la torre debutanizadora, a una temperatura de alrededor de 330 °F. Parte del líquido caliente del fondo de la torre depropanizadora se envía al reboiler lateral de la torre con el fin de recuperar el calor y ahorrar energía.

Los vapores del tope de la torre depropanizadora se condensan completamente en el condensador de la torre y se envían al acumulador de


reflujo de la torre. El líquido proveniente a 120 °F y 245 psig se dirige a la succión de las bombas de reflujo de la torre y es bombeado hasta la bandeja superior de la torre depropanizadora como reflujo, con el propósito de mantener la temperatura de la torre en algunas bandejas, a partir de la parte superior, en aproximadamente 128 °F.

La corriente principal de propano líquido proveniente de la descarga de las bombas de reflujo de la torre se envía al sistema de enfriamiento de propano, mientras que los vapores no condensables que se forman en el acumulador de reflujo de la torre se eliminan a través de una línea de vapor del tope de la torre y se dirigen a la antorcha de alta presión.

El propano proveniente de las bombas de reflujo de la torre depropanizadora se enfría con aire en el enfriador de propano, hasta aproximadamente 120 °F. El propósito de este aeroenfriador es aprovechar completamente las posibilidades de enfriamiento ambiente, corriente arriba del sistema de refrigeración, reduciendo así la carga para el mismo.

El propano líquido se vuelve a enfriar hasta alrededor de 45 °F en el enfriador de producto de propano de alto nivel y nuevamente es sometido a enfriamiento en el enfriador de producto de propano de bajo nivel hasta aproximadamente -25 °F. El propano del sistema de refrigeración de propano es el medio de enfriamiento.

El producto de propano enfriado a -25 °F se envía hacia el tanque refrigerado de almacenamiento de propano. Las válvulas de cierre en la línea de propano líquido se han diseñado de modo que si el propano sale de especificación, pueda ser dirigido automáticamente al sistema de almacenamiento presurizado de propano.

Se proveerá además una segunda línea de conducción hacia el depósito presurizado de propano, para dirigir el producto dentro de especificación con fines de carga en camiones y entrega.

Debutanización

El líquido subenfriado y depropanizado proveniente del reboiler lateral de la torre depropanizadora, se dirige a la sección media de la torre debutanizadora. El propósito de esta torre debutanizadora es producir un producto puro de butano en cabeza de torre y un producto de fondo libre de butano, que contenga los componente más pesados que luego serán enviados a la unidad de destilación primaria para la producción de nafta, diésel, y destilados medios.

La corriente obtenida en el fondo de la torre debutanizadora se sobrecalienta en el reboiler de la torre, utilizando aceite caliente como medio calefactor. Este líquido se elimina de la torre a través de un control de nivel y se envía al tanque pulmón de condensado intermedio. Parte del líquido caliente del

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fondo de la torre debutanizadora se envía en serie hacia el reboiler lateral de la torre y luego al calentador de alimentación de la torre depropanizadora.

El vapor del tope de la torre debutanizadora se condensa completamente en el condensador de la torre y se envía al acumulador de reflujo de la torre debutanizadora. Posteriormente, parte de este líquido (a 120 °F y 70 psig) se dirige a la succión de las bombas de reflujo de la torre y es bombeado hasta la bandeja superior de la torre. Esta corriente reingresa a la torre debutanizadora en forma reflujo. Los vapores no condensables que se forman en el acumulador de reflujo son venteados hacia la antorcha de alta presión.

El butano líquido proveniente de las bombas de reflujo de la torre debutanizadora se enfría hasta alrededor de 120 °F en el enfriador de butano. El propósito del enfriador de butano es el mismo que el de propano, es decir, reducir al mínimo la carga en el sistema de refrigeración. El butano líquido se vuelve a enfriar hasta cerca de 45 °F en el enfriador de producto de butano, enviándose este butano subenfriado al tanque refrigerado de almacenamiento de butano.

Se cuenta con una segunda línea de butano hacia el sistema de almacenamiento presurizado, para que envíe el producto de butano dentro de especificación al sistema de almacenamiento de butano para efectuar la carga en camiones.

4.2.1.3 Unidad de Destilación Primaria

La nueva unidad de destilación primaria será capaz de procesar el flujo creciente de material de alimentación producto del aumento de la capacidad de producción de la planta de Malvinas.

El nuevo tren de destilación primaria será de características similares a los existentes, pero con capacidad para producir Nafta y Diesel/MDBS y mayor flexibilidad para adecuarse a las variaciones en las características del fluido de ingreso, debido a la natural pérdida de residuos pesados en el NGL.

El condensado obtenido en el fondo de las torres debutanizadoras es conducido a un nuevo tanque pulmón de condensado intermedio. De allí, es bombeado para ingresar a las unidades de destilación primaria ó Unidades de Topping.

La siguiente descripción es de aplicación a todos los trenes de destilación.

El caudal de Condensado proveniente de los tanques pulmón de condensado intermedio es calentado hasta aproximadamente 240 °F en el intercambiador de cabeza de la torre de nafta, que utiliza como medio calefactor los vapores que se producen en el tope de la torre de nafta.


La alimentación precalentada proveniente del intercambiador de nafta se envía al intercambiador de alimentación a la torre de diésel, donde se calienta aproximadamente hasta 425 °F mediante intercambio cruzado con el producto de la torre de diésel.

Torre de Nafta

El propósito de la torre de nafta es obtener un producto líquido de cabeza de torre con una Presión de Vapor Reid no mayor de 7 psia y un producto de fondo que contenga una baja fracción de componentes livianos, de modo que pueda volver a fraccionarse en diésel y/u otros destilados medios (MDBS) según los requerimientos del mercado y las características variables de esta fracción en la alimentación.

El líquido del fondo de la torre de nafta se sobrecalienta en el reboiler de la torre de nafta y se envía a la succión de las bombas de este reboiler, a través de las cuales retorna al fondo de la torre de nafta en forma de reflujo. Una parte de la corriente de líquido proveniente de la descarga de las bombas del reboiler de la torre de nafta se envía al calentador de la alimentación de la torre de diésel.

El vapor del tope de la torre de nafta se condensa parcialmente mediante intercambio cruzado con la alimentación de la torre de nafta en el intercambiador y luego se condensa completamente en el condensador de la torre de nafta.

La nafta líquida proveniente del condensador de la torre de nafta se envía al acumulador de reflujo de la torre de nafta (a 140 °F y 5 psig) y se dirige a la succión de las bombas de reflujo de la torre de nafta, las cuales bombean parte de esta corriente hacia la bandeja superior de la torre de nafta como reflujo. Esto permite que la temperatura en la parte superior de la torre se mantenga por encima de aproximadamente 275 °F.

El resto de la nafta líquida proveniente de las bombas de reflujo de la torre de nafta se enfría desde aproximadamente 140 °F hasta 120 °F en el enfriador del producto de nafta y luego se envía al tanque de almacenamiento de nafta.

La corriente proveniente del intercambiador de alimentación diésel se envía a través del enfriador de diésel, donde se enfría desde 270 °F a 120 °F y, posteriormente, se envía hacia el tanque de almacenamiento de diésel.

El líquido residual proveniente de las bombas de reciclado de líquido residual se envía a través del enfriador de producto residual, donde se enfría desde 585 °F a 120 °F y, posteriormente, se envía al tanque de Hidrocarburos Residuales.

En caso de que el producto (nafta) no se encuentre en especificación, se cerrará la válvula de alimentación al tanque de nafta y se abrirá la válvula de alimentación al tanque de condensado para su reprocesamiento.

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Torre de Diésel/MDBS

El fluido del fondo de la torre de nafta proveniente del reboiler de la torre de nafta se mezcla con el líquido residual bombeado por las bombas de reciclado residual y se envía al calentador de alimentación de la torre de Diésel, y luego ingresa a la torre de Diésel a través del fondo de la misma. El calentador de alimentación de la torre de Diésel suministra la entrada de calor hacia la torre, con el fin de permitir múltiples modos de operación en la torre.

El líquido proveniente del fondo de la torre de Diésel se envía a la succión de las bombas de reciclado residual, las cuales recirculan parte de este líquido al calentador de alimentación de la torre Diésel y al fondo de la esta torre, en forma de reflujo. La restante parte de esta corriente de líquido se envía al enfriador de producto residual.

La bandeja de la torre de combustible Diésel es una bandeja de extracción parcial en la que el diésel es extraído para ser enviado a la succión de las bombas de extracción de diésel, las cuales lo bombean hacia el sistema de enfriamiento de diésel y, posteriormente, hacia el sistema de almacenamiento de diésel.

El vapor del tope de la torre de Diésel es casi completamente condensado en el intercambiador de alimentación de cabeza de torre mediante el intercambio cruzado con la alimentación de la torre de nafta. El fluido proveniente del intercambiador se envía a través del condensador de la torre de Diésel, donde cualquier vapor remanente está completamente condensado, y posteriormente se envía al acumulador de reflujo de la torre de Diésel. El exceso de vapor en el tope de la torre de Diésel se envía a la antorcha.

El líquido de cabeza de torre es bombeado por las bombas de reflujo de la torre de Diésel, en parte a la bandeja superior de la torre (lo que permite mantener la temperatura en la parte superior de la torre en alrededor de 495 °F).

4.2.1.4 Sistema de Refrigeración

El propósito del sistema de refrigeración es suministrar un medio de enfriamiento al enfriador de propano (producto) de bajo nivel y a los condensadores de recuperación de vapor, el cual se logra a partir de propano a una temperatura de aproximadamente -25°F. Además, este sistema de refrigeración proveerá enfriamiento a través de propano a una temperatura más alta (38 °F) al enfriador de butano (producto) y al enfriador de propano (producto) de alto nivel.

El vapor de propano (producto) caliente proveniente de los compresores se enfría y condensa en el condensador. El líquido condensado (propano producto) y enfriado a 120 °F y 240 psi se envía al acumulador, lo que implica aproximadamente 15 minutos de tiempo de residencia. En caso de existir


vapores de propano (producto) que no hayan condensado o presencia de gases no condensables (N2 o CO2), éstos se eliminan del acumulador mediante una válvula de control de presión y se envían al sistema de antorcha.

Una parte del líquido proveniente del acumulador de refrigerado (propano producto) se envía al enfriador de propano (producto) de alto nivel y al enfriador de butano (producto), respectivamente, mientras que la porción restante de líquido se envía a los depuradores intermedios.

El líquido proveniente del chiller (propano producto) se envía al enfriador de propano (producto) de bajo nivel. El vapor proveniente del chiller se envía a los depuradores refrigerados intermedios.

El propano líquido proveniente de los depuradores refrigerados intermedios se envía a los condensadores de recuperación de vapor.

Se contará con cuatro (4) trenes compresores de propano refrigerante paralelos e idénticos, (tres existentes y uno nuevo). Cada compresor refrigerante poseerá su propio depurador refrigerante de succión y su depurador refrigerante intermedio. Los vapores de propano de baja presión se depuran en los depuradores refrigerantes de succión y se envían a la primera etapa de los compresores. El propano de presión intermedia proveniente del enfriador de propano (producto) y del enfriador de butano (producto) se depura en los depuradores refrigerados intermedios y se envía a la segunda etapa de los compresores de propano refrigerante.

Los regímenes de refrigeración que aparecen en la siguiente tabla, tienen fines informativos únicamente. En la etapa de diseño en detalle se verificarán estos regímenes según las nuevas necesidades del proyecto de ampliación.

Los regímenes que se muestran suponen además, que los productos propano y butano salen de las unidades de fraccionamiento a 120 ºF y se enfrían a 60 ºF por medio del nuevo sistema propano refrigerante independiente. El producto propano se vuelve a enfriar a 45 °F por medio de propano refrigerante de alto nivel y finalmente a -25 ºF, por medio de propano refrigerante de bajo nivel. El régimen de recuperación de vapor que aparece abajo supone que están operando dos unidades de recuperación a máximo nivel.

Tabla 4 Régimen de Recuperación de Vapor

Refrigerante Régimen de Alto

Nivel (MMBtu/hora)

Régimen de Bajo Nivel

(MMBtu/hora)

Pre-enfriador de propano/butano 15.7 ---

Enfriador de producto de propano de alto nivel + vapores de VRU’s

2.5 ---

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Refrigerante Régimen de Alto

Nivel (MMBtu/hora)

Régimen de Bajo Nivel

(MMBtu/hora)

Enfriador de producto de propano de bajo nivel

--- 10.6

Enfriador de producto de butano + vapores de VRU’s

1.24 ---

Subtotal 19.44 10.6

Margen de diseño 10% 1.94 1.06

Total 21.38 11.66

4.2.1.5 Almacenamiento Refrigerado

Se cuenta con tres tanques de almacenamiento refrigerado por producto. Dichos tanques son verticales y cilíndricos, y tienen c/u la siguiente capacidad de almacenamiento:

- Almacenamiento de propano: 184 MBbl

- Almacenamiento de butano: 92 MBbl

Esto representa una capacidad total de almacenamiento de 567,000 Barriles (90,000 m3) de propano y de 283,500 Barriles (45,000 m3) de butano, lo cual permite contar con aproximadamente 6-7 días de producción máxima de las unidades de fraccionamiento, estimándose que la producción máxima diaria comenzará en 2012.

Los tanques refrigerados de almacenamiento de propano y butano cuentan con diques de tierra de contención secundaria que son capaces de contener hasta un 110% de la capacidad de cada tanque hasta que ocurra la vaporización de los mismos. Los mencionados diques están impermeabilizados con una membrana textil de HDPE para impedir las filtraciones hacia el subsuelo o el agua subterránea.

Estos tanques se diseñan mediante la aplicación de la siguiente tabla:

Tabla 5. Parámetros de Diseño de Tanques de Almacenamiento

Parámetro Propano Butano

Temperatura de diseño (°F) -50 -20*

Presión de diseño (Psig) 2.0 2.0

Temperatura operativa (°F) -45 +30/-10

Presión operativa (Psia) 14.7 14.7


Parámetro Propano Butano

Capacidad activa (Neta) (m3) 30.000 15.000

Composición del producto (mol%)

C2 2.0 -

C3 96.6 4.6

iC4 1.1 31.1

iC4 0.3 63.2

nC5+ 1.1

Depósito Refrigerado de Propano

El producto propano que proviene de los enfriadores de propano de bajo nivel situados en las Unidades de Fraccionamiento, se almacena en los tanques de almacenamiento refrigerado de propano. Los vapores generados en los tanques se envían al sistema de recuperación de vapor, donde se comprimen, condensan y son devueltos a los tanques refrigerados. El producto propano almacenado en los tanques refrigerados se bombea a la plataforma de carga a buques mediante bombas de carga para embarque.

Almacenamiento Refrigerado de Butano

El producto butano proveniente de los enfriadores de butano situados en las Unidades de Fraccionamiento, se almacena en los tanques de almacenamiento refrigerado de butano. Los vapores generados en los tanques se envían al sistema de recuperación de vapor, donde los vapores se comprimen, condensan y son devueltos al tanque refrigerado.

El producto de butano se bombea a la plataforma de carga a buques, mediante bombas de carga para embarque.

4.2.1.6 Unidad de Recuperación de Vapor

El propósito del sistema de recuperación de vapor es recolectar los vapores de los tanques de almacenamiento refrigerado, luego comprimirlos, condensarlos y devolver los líquidos condensados a los tanques de almacenamiento refrigerados.

La siguiente descripción es de aplicación a ambos sistemas (Propano y Butano), haciendo salvedad a las distintas temperaturas y caudales que se presentan en los dos diferentes casos.

Diversos factores contribuyen a la producción de vapor en los tanques de almacenamiento refrigerado:

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1. Desplazamiento debido al llenado: a medida que entra alimentación nueva al tanque, se desplaza el vapor generado en el mismo. El sistema de recuperación de vapor debe remover suficiente cantidad de vapor como para impedir el aumento de presión. El volumen de vapor que debe removerse es igual al flujo volumétrico de la corriente de alimentación de entrada al tanque, más el flujo volumétrico de la corriente que retorna de la unidad de recuperación de vapor. Debe considerarse el volumen total de vapor y líquido que entra al tanque. Las capacidades que figuran en la tabla que se presenta más abajo corresponden a las producciones máximas de propano y butano, suponiendo un preenfriado a -25ºF y a 45°F, respectivamente.

2. Ganancia de calor del ambiente circundante: los tanques de almacenamiento refrigerados operan sustancialmente por debajo de la temperatura ambiente. Aunque el sistema está aislado, hay una ganancia de calor sustancial proveniente del ambiente circundante. La ganancia de calor hace que el líquido del tanque se vaporice. El sistema de recuperación de vapor debe remover una cantidad suficiente de vapor para impedir cualquier aumento de presión. El diseño se basará en una ganancia de calor total de 1.000.000 BTU/hora, que es la estimación actual de la ganancia de calor máxima dentro del tanque de propano y las tuberías y equipos asociados.

3. Reciclado de la bomba de carga de producto: antes de comenzar una operación de carga de buque, las bombas de carga se ponen en funcionamiento con poco o ningún flujo anticipado. En consecuencia, las bombas reciclan nuevamente hacia el tanque de almacenamiento, a través de la derivación de flujo mínimo.

A medida que las bombas se ajustan para lograr la capacidad de carga de propano y de butano en la etapa inicial y a su máxima capacidad, se agrega una cantidad considerable de calor al sistema de tanques. Esto tiene el mismo efecto que la ganancia de calor proveniente del ambiente circundante. El diseño se basa en una ganancia de calor total mayor debido al reciclado de la bomba.

4. Reducción de la presión atmosférica: ciertas condiciones climatológicas causan descensos rápidos en la presión atmosférica. Aunque la presión absoluta en el tanque permanece constante, la presión manométrica aumenta en estas circunstancias. El sistema de recuperación de vapor debe ser capaz de remover la suficiente cantidad de vapores para impedir el aumento de la presión manométrica. Dado que esta acción causa una disminución en la presión absoluta del tanque, la cantidad de vapor que debe eliminarse es igual a la expansión del espacio de vapor en el tanque, más el vapor debido a la reducción de la presión del líquido contenido en el tanque. El diseño se basará en una velocidad máxima de cambio de la presión barométrica de 1.0 hPa/hora (0.0145 psi/hora).


5. Todo lo anterior ocurre simultáneamente: todos los fenómenos antes mencionados pueden ocurrir simultáneamente. La capacidad máxima del sistema de recuperación de vapor será capaz de manipular el vapor producido para ese escenario.

6. Recalentamiento: el diseño asume que el vapor que ingresa al compresor de recuperación de vapor está sobrecalentado 25ºF por encima de la temperatura del tanque.

7. Enriquecimiento de fracciones ligeras: el vapor producido como resultado de los fenómenos antes mencionados se enriquece en las fracciones ligeras en comparación con la composición del líquido del tanque. Este fenómeno se tomará en cuenta en el diseño de los sistemas de recuperación de vapor.

El requisito de capacidad máxima de cada sistema de recuperación de vapor corresponde entonces para el caso de propano a los tres tanques de 30,000 m3

cada uno y, para el caso del butano, para los tres tanques de 15,000 m3 cada uno.

Tabla 6 Cálculos de Remoción de Vapor de los Tanques de Almacenamiento

Fenómeno que Produce Aumento de Vapores en el Tanque Refrigerado de Almacenamiento

Remoción de Vapor de los Tanques de Propano (lb/h)

Remoción de Vapor de los Tanques de Butano (lb/h)

Desplazamiento de vapor debido al llenado

13370 8568

Ganancia de calor del ambiente circundante

5254 2991

Ganancia de calor debido al reciclado de la bomba de embarque

8060 4144

Disminución de la presión atmosférica 788 500

Ganancia de calor desde la base 1492 518

Total 28964 16721

El sistema de recuperación de vapores de propano contará con tres unidades idénticas y el de butano con dos. Una única unidad “dual” será stand by de ambos sistemas.

Cada sistema de recuperación de vapor manipula los vapores provenientes de sus respectivos colectores de vapor, pertenecientes a cada grupo de tanques.

Los vapores de entrada se depuran en los depuradores de succión de recuperación de vapor para el propano y el butano, para ser enviados a los compresores de recuperación de vapor para ambos productos. Los compresores de recuperación de vapor aumentan la presión de los vapores

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desde presión atmosférica hasta alrededor de 263 psig en el caso del propano, y hasta 69 psig en el caso del butano.

Se eligieron compresores de tornillo giratorio para el servicio de recuperación de vapor. El gas de descarga proveniente de los compresores de recuperación se envía a los filtros de aceite del compresor de recuperación de vapor. El propósito de los filtros de aceite del compresor de recuperación de vapor es remover todas las gotas de aceite que midan más de 0.3 micrones. Cada filtro de aceite del compresor de recuperación de vapor se provee con un medio positivo de aislamiento y una derivación para permitir el reemplazo de los elementos coalescentes durante la operación normal.

El vapor de propano/butano libre de aceite proveniente de los filtros de aceite del compresor de recuperación de vapor se envía a los condensadores de recuperación de vapor, donde los vapores se condensan completamente a 120°F. Los líquidos provenientes de los condensadores de recuperación de vapor se envían a los acumuladores de condensado de recuperación de vapor de ambos productos.

Los líquidos provenientes de los acumuladores de condensado de los respectivos productos de recuperación de vapor son bombeados por las bombas de retorno de condensado y se envían a la nueva unidad de refrigeración con propano. Luego, se enfría el propano a -25°F y el butano a 45°F, expandiéndose a través de sendas válvulas a presión atmosférica, para retornar a sus respectivos tanques de almacenamiento. Los no condensables se eliminan de los acumuladores de condensado de recuperación de vapor a través del colector del sistema antorcha de baja presión.

4.2.1.7 Almacenamiento Presurizado

El sistema de almacenamiento presurizado consta de cuatro (4) tanques cilíndricos horizontales de 1,430 Barriles (227m3): dos para propano y dos para butano. A medida que la demanda del mercado local aumente, se instalarán tanques adicionales de almacenamiento presurizado.

Los recipientes de almacenamiento presurizado de propano reciben propano dentro de especificación desde las bombas de reflujo de la torre depropanizadora, de acuerdo a la programación de ventas por camiones, al igual que los recipientes de almacenamiento presurizado de butano lo recibirán desde las bombas de reflujo de la torre debutanizadora.

Desde cada recipiente de almacenamiento, el propano y el butano se bombearán, según sea necesario, al área de carga de camiones mediante las bombas de propano y/o bombas de carga de camiones de butano. También desde cada recipiente de almacenamiento, el butano y el propano pueden volver a destilarse enviando estos líquidos hacia las torres debutanizadora y depropanizadora, a través de las mismas bombas.


4.2.1.8 Almacenamiento Atmosférico

Almacenamiento de Nafta

El producto de cabeza de las torres de nafta es bombeado por las bombas de reflujo de las torres de nafta hacia el enfriador de nafta y, luego, hacia los tanques de almacenamiento de nafta. Posteriormente, el producto es bombeado por las bombas de carga de nafta a buque, hacia la plataforma de carga.

El recinto de contención existente se encuentra forrado con una membrana impermeable para evitar que algún derrame contamine las aguas subterráneas.

Almacenamiento de Diésel/MDBS

El producto proveniente de la porción intermedia de las torres de diésel es bombeado por las bombas de extracción lateral al enfriador de producto de diésel y, luego, hasta los tanques de almacenamiento de diésel. Después de allí, el producto acumulado es bombeado por las bombas de carga de diésel hasta el área de carga de buques en la plataforma, al igual que las líneas de propano, butano y nafta mencionadas.

El almacenamiento de diésel en planta también está conectado, por una tubería, con el área de carga de camiones, donde se cargará en camiones tanque.

La Planta ha sido diseñada de manera que los productos de las unidades de destilación primaria, nafta, diésel y MDBS tengan sus respectivos tanques de almacenamiento cada uno. Estos tanques tienen aproximadamente entre 18 y 24 metros de altura y 30 metros de diámetro cada uno. Los volúmenes de almacenamiento necesarios para los dos productos de las unidades de destilación primaria son:

- Nafta: 880,000 Barriles (140.000 m3)

- Diésel: 160,000 Barriles (25.440 m3)

Los tanques atmosféricos de almacenamiento de nafta son de techos flotantes para reducir al mínimo la formación de gases en la parte superior de los líquidos almacenados en ellos. Desde los tanques de almacenamiento de diésel se puede bombear al área de carga de camiones y la plataforma de carga de barcos, mientras que en el caso de la nafta sólo se realizan transferencias a la plataforma de carga de barcos.

Existe contención secundaria en forma de bermas de tierra y/o zanjas alrededor de estos tanques de almacenamiento, dado que cada uno de estos tres productos serán líquidos a temperatura ambiente. Los recintos de

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contención están cubiertos con una membrana impermeable para impedir las filtraciones en el subsuelo o en el agua subterránea. Cada celda tiene la capacidad de retener 110% del volumen de la capacidad del tanque más grande de la celda.

Cada celda de contención tiene un dique sumidero para la recolección del líquido derramado. Cada sumidero tiene una bomba para transferir los hidrocarburos líquidos hasta el tanque de aceite residual.

4.2.1.9 Terminal de Camiones

El terminal de carga de camiones se ampliará en la medida que el mercado local requiera una capacidad mayor a la que pueden abastecer las instalaciones actuales.

4.2.1.10 Instalaciones de Apoyo

Sistema de Aceite Caliente

El sistema de aceite caliente ha sido diseñado para brindar el régimen requerido a los reboilers de las torres depropanizadoras, a los reboilers de las torres debutanizadoras y al reboiler del stripper de diésel.

El aceite caliente es bombeado aproximadamente a 370°F y 5 psig desde el recipiente de expansión de aceite caliente, por medio de las bombas de aceite caliente.

Una parte de la corriente de aceite caliente en la descarga de las bombas se envía a través del filtro de aceite caliente que sirve para impedir que los sólidos se acumulen en el aceite, manteniendo de esta forma el fluido libre de sólidos. El aceite caliente proveniente de la salida del filtro se combina con una corriente de aceite que no pasa por el filtro y se divide en dos corrientes: aproximadamente un 25% de este fluido se envía a los usuarios anteriormente mencionados y el restante 75% se envía al calentador de aceite, donde se calienta hasta aproximadamente 550°F.

Una parte del líquido proveniente de la salida del calentador de aceite se envía a los dos usuarios de aceite de alta temperatura (reboiler de las torres depropanizadora y debutanizadora), mientras que la parte restante se envía al enfriador de aceite caliente destinado a disipar el calor excesivo cuando el índice de demanda de aceite caliente es menor que los requerimientos mínimos de flujo del calentador de aceite caliente. Este enfriador de aceite ha sido diseñado para descargar la cantidad de calor equivalente a aproximadamente el 30% de la capacidad del calentador de aceite caliente.

Todo el aceite que retorna de los distintos consumos se envía al recipiente de expansión, completando de este modo el circuito. El sistema de aceite caliente fue diseñado utilizando las propiedades térmicas del producto Therminol 55.


Parámetros de Diseño de Sistema

La siguiente tabla consigna los parámetros de diseño del sistema de aceite caliente.

Tabla 7 Parámetros de Diseño del Sistema de Aceite Caliente

Parámetro Valor

Presión mecánica de diseño 150 psig

Temperatura de abastecimiento 550F máximo en la entrada del hervidor

Temperatura de retorno (Usuarios de alto nivel) 25F aproximación al proceso

Temperatura de retorno (Usuarios de bajo nivel) 150F

Tipo de aceite caliente Usar Therminol 55 para las propiedades físicas o similar

Acondicionamiento y Distribución de Gas Combustible

El gas que se utiliza en la planta es tomado del gasoducto ramal de 8” proveniente del gasoducto principal desde la Planta de Gas Malvinas. Este ramal, que posee una capacidad de transporte de 30 MMSCFD (millones de pies cúbicos por día.), puede abastecer el mayor caudal de gas combustible requerido para esta ampliación. Se verificará el diseño en caso que además se deba abastecer a otros consumidores en el tramo intermedio.

Se suministra gas a los siguientes consumos:

- Calentador de Alimentación de las Torres de Nafta,

- Calentadores de Aceite Caliente,

- Generadores de Potencia,

- Piloto para los sistemas de antorcha.

El sistema de gas combustible de alta presión (HP) alimenta a los impulsores de la turbina del generador y el sistema de baja presión (LP) para todos los otros usuarios mencionados anteriormente.

La composición molar del gas combustible es la siguiente:

Tabla 8 Composición Molar del Gas Combustible

Compuesto Porcentaje

Dióxido de carbono 0.57

Nitrógeno 0.54

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Compuesto Porcentaje

Metano 88.54

Etano 10.33

Propano 0.02

Sistemas de Generación Distribución Eléctrica y MCC (Centro de Control de Motores)

La potencia necesaria para satisfacer las necesidades de la ampliación de la planta, al igual que en las instalaciones existentes, se genera en el sitio. Este requerimiento de potencia es satisfecho por equipos generadores con turbina a gas y diésel. El diseño consta de equipos generadores de 4400 kW cada uno, en cantidad necesaria para cubrir la futura demanda total, de los cuales todos, con excepción de uno, serían la fuente de potencia primaria y el último serviría como equipo de reserva, previéndose que así se suministraría potencia ininterrumpida a la Planta. Se estima que el consumo de gas será de 1.2 millones de pies cúbicos por día por generador, durante la operación. La fuente de gas para las turbinas sería el gas proveniente de la Planta Malvinas, como se mencionó en la sección anterior.

En la Planta, la potencia eléctrica está disponible en los siguientes niveles:

Motores, ¼ hp hasta 200: 480V/Trifásico/60Hz,

Motores de más de 150 HP: 4160V/Trifásico/60Hz,

Calefactores de hasta 3000 watts: 220V/Monofásico/60Hz,

Calefactores de más de 3000 watts: 480V/Trifásico/60Hz,

Potencia para control de motores: 120V/Monofásico/60Hz,

Potencia para instalaciones de apoyo: 220V/Monofásico/60Hz,

Potencia para instrumentos: 24 Volt DC,

Sistemas de Iluminación y UPS.

La iluminación exterior será ampliada según las necesidades que surjan de la distribución de los equipos objeto de la ampliación, suministrándola a las áreas necesarias de la Planta para garantizar la seguridad de las condiciones de trabajo nocturno. La iluminación de seguridad se destinará al perímetro de las instalaciones para reducir al mínimo los impactos en las comunidades o sectores residenciales más próximos al sitio.

En la Sección 4.2.2.6 se puede encontrar más información sobre iluminación.


Sistemas de Comunicaciones

Los equipos de comunicación en la planta no sufrirán modificaciones durante el proyecto de ampliación de la planta; y son combinación de lo siguiente:

- Teléfono y fax por línea rígida del proveedor comercial de teléfonos

- Radiocomunicaciones para contacto de emergencia a Lima

- Comunicaciones por fibra óptica con la Planta Separadora de Gas de Malvinas

Sistemas de Agua Potable y Sanitario

El sistema de agua potable y sanitario no será ampliado.

Sistema de Detección de Fuego, Gas y Sistemas de Cierre de Emergencia (ESD)

En la Sección 4.2.3 se puede encontrar información adicional sobre los sistemas de agua contra incendios, sistemas de detección de gas, fuego y ESD.

Sistemas de Procesamiento y Drenaje de Líquidos y Agua con Hidrocarburos

La planta cuenta actualmente con un sistema de conducción y drenaje de líquidos contaminados con hidrocarburos originados en áreas de proceso. La ampliación de la planta de procesamiento requerirá de una extensión de la mencionada red en las áreas a ampliar.

En la Sección 4.2.2.2 se podrá encontrar más información sobre este tema.

Sistemas de Aire para Instrumentos e Instalaciones de Apoyo – Sistema de Generación de Nitrógeno

Las instalaciones de apoyo para el aire requerido por el proceso consta de cuatro (4) compresores y dos (2) recipientes pulmón. Se cuenta con una capacidad de producción de unos 1400 SCFM de aire.

La unidad de generación de nitrógeno, tiene una capacidad de generar 100 SCFM de nitrógeno. El mismo es utilizado para servicios de presurización (blanketing) y de inertización, y será ampliado en este proyecto de ampliación de la planta.

4.2.2 Aspectos Ambientales

4.2.2.1 Recursos Humanos

En la operación de la Planta laboran aproximadamente 300 trabajadores, entre personal propio y Contratistas de servicios especializados, y se estima que con la puesta en marcha de la ampliación el incremento del personal no será

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significativo, debido a que la configuración de las nuevas unidades se incorporará a la operación actual.

4.2.2.2 Sistemas de Drenaje y Tratamiento de Aguas Residuales

Los sistemas de drenaje a implementar para cada unidad a instalar recibirán los líquidos residuales provenientes de las nuevas instalaciones de la planta y los separarán y tratarán (Ver figura 1), para su reuso en el proceso o eliminación como residuo, siendo enviado a lugares autorizados de disposición, como son de recuperación de hidrocarburos.

La función de los distintos sistemas de drenaje es recolectar, almacenar, tratar y eliminar todas las corrientes líquidas industriales recolectadas de los sistemas de procesamiento e instalaciones de apoyo, incluyendo el agua de lluvia o agua de lavado que pudiera contener derrames de los equipos de la planta.

Los sistemas de drenaje existentes en la planta y los residuos líquidos que se generan actualmente pueden categorizarse de la siguiente manera:

Drenaje No Industrial

- Drenajes Pluviales

- Drenajes Sanitarios

Drenaje Industrial

- Drenaje Cerrados de Procesos

- Drenaje Abiertos de Procesos

- Drenajes de Aceites Lubricantes Residuales

- Drenajes Fríos

- Bermas de Contención

- Drenaje de Líquidos de Laboratorio

a. Drenaje No Industrial

Drenaje Pluvial: El drenaje de agua o de precipitaciones pluviales consta de líquido que se origina en el escurrimiento de agua de lluvia desde los edificios, caminos, áreas de la Planta y cualquier otro flujo de agua no contaminada con hidrocarburos. Debido a la ubicación de la Planta y a las características climáticas generales de la región, no se prevén cantidades significativas de agua de lluvia. De todas maneras, tanto el agua de lluvia como el agua residual de un combate de incendio son enviadas a la pileta de retención MZZ-6140 y, de allí, a tratamiento en la pileta API. El agua será


reusada en el riego de áreas verdes, control de polvo de vías de acceso, reuso en las labores de mantenimiento o dispuestos en pozos de infiltración, previo monitoreo y cumplimiento de estándares de referencia.

En caso, no cumplan con los estándares anteriormente indicados, serán dispuestos en las lagunas de oxidación de la empresa autorizada en Pisco (EMAPISCO).

Drenaje Sanitario: Este sistema recoge los desperdicios residuales de baños, lavatorios, duchas, cocinas y vestidores. Debido a que el incremento de personal en la etapa operativa será muy limitado, no se prevé la ampliación del sistema existente.

Las aguas provenientes del drenaje sanitario son tratadas y utilizadas en el riego de áreas verdes y para control del polvo.

b. Drenaje Industrial

El drenaje de agua industrial, es decir el agua que tiene un cierto grado de contaminación, principalmente con hidrocarburos, está compuesto por un sistema de drenaje cerrado y otro de drenaje abierto de proceso.

Drenaje Abierto de Proceso: Este drenaje recolecta todos aquellos líquidos industriales residuales constituidos básicamente por purga de instrumentos y/o equipos y de cualquier agua (de lluvia o lavado) que haya tenido contacto con una o varias de las áreas de proceso.

Los puntos de recolección del drenaje abierto están físicamente conectados desde las áreas de producción y/o despacho hasta el colector de drenaje abierto.

Las áreas de producción y despacho de productos (donde existe una mayor probabilidad de ocurrencia de pequeñas pérdida de hidrocarburos, aceite, o agua de lavado), consta de una losa de hormigón en declive que permite que el escurrimiento de cualquier líquido sea enviado a una fosa sumidero (de hormigón) existente.

Otra posible fuente de agua contaminada es el sistema de extinción de incendios. Para mayores detalles del sistema de eliminación del agua utilizada para sofocar incendios, consultar la Sección 4.2.3.4.

Drenaje Cerrado de Proceso: Los drenajes de la unidad de destilación primaria tienen baja presión y son enviados por medio de un colector subterráneo a un recipiente subterráneo destinado a tales fines, que posee una alarma de cierre por nivel máximo y mínimo de líquido. Los vapores generados en este recipiente son conducidos hacia el quemador de la antorcha de baja presión, mientras que los líquidos se bombean a través de una bomba vertical montada

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en la parte superior del recipiente para transferir los líquidos, ya sea a los recipientes de redestilación o bien al tanque de aceite aguado.

Los puntos de recolección del drenaje cerrado están físicamente conectados desde los recipientes e instrumentos hasta el colector de drenaje cerrado.

En caso de que los líquidos acumulados en el recipiente subterráneo se bombeen a los recipientes de redestilación, éstos se incorporan a la alimentación de la unidad de destilación primaria, mientras que si son bombeados al tanque de aceite aguado, la fase oleosa es transferida como parte de la alimentación de la unidad de destilación primaria y la fase acuosa es almacenada en un tanque destinado (tanque de agua de desecho) a tales fines, hasta que sea recolectada y tratada adecuadamente en instalaciones externas a la planta que se encuentran debidamente habilitadas por las autoridades competentes peruanas.

Drenajes de Aceite Lubricante Residual: Los usuarios más significativos de aceite lubricante son los generadores de energía impulsados por turbinas, los compresores refrigerantes, el generador “blackstart”, los compresores de aire para instrumentos y la bomba diésel de agua para lucha contra incendios. Los drenajes de estos equipos son enviados a los recipientes subterráneos dedicados para cada tipo de aceite lubricante, que están equipados con bombas verticales, destinadas a transferir el contenido (automáticamente, mediante sensores de nivel) al tanque de aceite aguado o a un camión tanque, para disposición final fuera de la Planta.

Drenajes Fríos: Existen diversos equipos donde, cuando los fluidos se drenan a presión atmosférica, se enfrían y flashean debido al cambio de presión. Entre dichos equipos se incluyen los siguientes:

Tabla 9 Equipos para Drenaje Frío

Equipo Drenante Fluido Drenado Temperatura de Drenaje

(F)

Compresores Refrigerantes (drenajes escalonados)

Propano - 45

Acumulador de Reflujo de la Torre Depropanizadora

Propano - 45

Acumulador de Reflujo de la Torre Debutanizadora

Butano 15

Torre Depropanizadora (fondos) Butano y mayores Podría ser tan baja como 0

°F

Área de Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural

Propano y mayores Podría ser tan baja como 0

°F

Unidades de Recuperación de Vapor

Propano, Butano -45 a 15


Estos equipos drenan los mencionados fluidos a través de un sistema de drenaje cerrado hacia un recipiente en el que los vapores flasheados se envían al colector del quemador de la antorcha de baja presión para su posterior combustión, mientras que los líquidos son bombeados a los recipientes de redestilación para ser incluidos como parte de la corriente de alimentación de la unidad de destilación primaria.

Bermas de Contención: Las bermas, recintos y celdas de contención alrededor de los depósitos refrigerados de GLP (propano y/o butano) y atmosférico de hidrocarburos (nafta y diésel) tienen sumideros de hormigón destinados a recolectar el agua de lluvia, lavado y/o cualquier derrame que se produzca dentro de ellos. Estos líquidos son conducidos al sistema de drenaje de aguas contaminadas para su tratamiento, de acuerdo a lo ya expuesto anteriormente.

Figura 1 Diagrama de Flujo del Sistema de Tratamiento de Efluentes Líquidos

Sistema Colector – Red de Drenajes de la Planta de Fraccionamiento de LGN

Agua pluvial y Agua contra incendio

Efluente de Mantenimiento de Equipos

Poza API

Tanque Slop Poza de Retención

Fase acuosa

Reuso en riego de áreas verdes y/o control de polvo

Infiltración Disposición Final como Residuo

Peligroso entregada a EPS-RS

Alimentación de la Planta de Fraccionamiento de LGN Dispuesto como Residuo

Peligroso

Fase hidrocarburo

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4.2.2.3 Sistemas de Almacenamiento Temporal y/o Tratamiento de Residuos Sólidos

Los residuos sólidos que se generan en la Planta de Fraccionamiento de Lobería se pueden dividir en las siguientes categorías:

Residuos No Peligrosos.- Son aquellos residuos domésticos y/o industriales que no tienen efecto sobre personas, animales y plantas, y que en general no deterioran la calidad del ambiente. Estos son de dos tipos: domésticos e industriales.

Los residuos domésticos incluyen los restos de comida, papel, cartón, restos de madera y toda la basura biodegradable que se origina en instalaciones como oficinas y comedores en la Planta.

Estos residuos son almacenados en recipientes que se distribuyen en toda la Planta y se encuentran identificados adecuadamente (pintados y/o etiquetados). Los residuos domésticos serán trasladados por una EPS-RS a un relleno sanitario debidamente autorizado, como son los rellenos sanitarios de Relima Vega Upaca y/o Zapallal o a lugares de reciclaje según la opción identificada.

Los residuos industriales no peligrosos incluyen materiales de descartes generados en los sectores operativos o de mantenimiento, que no hayan estado en contacto con hidrocarburos, solventes, etc.

Estos residuos se almacenan en recipientes adecuados, los cuales están distribuidos en todos los sectores de la Planta donde se generan estos residuos. Los residuos no peligrosos serán almacenados en el área de acopio temporal ubicado en las instalaciones de la Planta.

Los residuos no peligrosos se vuelven a usar y/o se reciclan en la Planta Pisco tanto como es posible, y los restantes son enviados, mediante EPS-RS debidamente autorizados, hacia los lugares de disposición final en rellenos sanitarios autorizados o lugares de reciclaje y reuso autorizados.

Residuos Peligrosos.- Son los residuos que presentan características corrosivas, inflamables, combustibles y/o tóxicas, que tienen efecto en las personas, animales y/o plantas, y que deterioran la calidad del ambiente. Se debe tener en cuenta la sensibilidad de ignición, reactividad y la toxicidad de los residuos con la calidad de peligrosos.

Los residuos industriales peligrosos incluyen latas con restos de pintura, catalizadores agotados, grasa, trapos, guantes y otros materiales impregnados con aceite, hidrocarburos, solvente y/o pintura, aceites usados, solventes usados y cualquier otro material


que contenga residuos de hidrocarburos o que haya estado en contacto con éstos, pintura, solventes, etc.

Los residuos peligrosos se almacenan en recipientes (tambores) de tamaño adecuado, provistos de tapa y zuncho, los cuales se encuentran debidamente identificados (pintada y/o etiquetada). Los recipientes para recolección de residuos peligrosos están distribuidos por toda la planta.

El lugar de almacenamiento temporal de residuos peligrosos se encuentra debidamente acondicionado. El transporte y disposición de los residuos peligrosos se realiza a través de una Empresa Prestadora de Servicios de Residuos Sólidos que se encuentra debidamente autorizada por la DIGESA. El tratamiento y disposición final de los residuos peligrosos se realiza en lugares autorizados, como son el relleno autorizado de BEFESA o mediante entrega a empresas de reciclaje (p. e. aceite usado: Compañía Industrial Lima S.A.-Cilsa o Marte, baterías usadas: Alsa-Record, etc.).

La información de la gestión de residuos es entregada periódicamente a las autoridades correspondientes. En todo momento se cumplirá con la regulación ambiental aplicable a la gestión de residuos.

En la siguiente tabla se aprecia los volúmenes de residuos generados actualmente, así como los volúmenes adicionales estimados que se generarán con la ampliación:

Tabla 10 Generación Mensual Estimada de Residuos en la Etapa de Operación

Tipo Generación

Actual

Incremento Con La

Ampliación

Generación Con

Ampliación

No peligroso doméstico

5.5 ton 1 ton 6.5 ton

No peligroso industrial

8 ton 1 ton 9 ton ton

Peligroso sólido

3.5 ton 0.5 ton 4.0 ton

Peligroso Líquido

1200 galones

300 galones 1500 galones

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4.2.2.4 Emisiones Gaseosas: Fuentes Potenciales y Emisiones Previstas

El proceso de fraccionamiento de líquidos de gas natural no genera ningún tipo de emisión continua, mientras que los sistemas auxiliares necesarios para proveer de energía eléctrica y térmica a la Planta generan emisiones gaseosas de combustión de escasa magnitud.

Las fuentes de emisiones son los equipos de generación eléctrica, los hornos de nafta y los hornos de aceite caliente. Las emisiones son productos de la combustión del gas natural q son principalmente dióxido de carbono (CO2) y agua (H2O), pero con pequeñas trazas de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), y materia particulado (PM). La generación de óxidos de azufre (SOx) es mínima ya que el gas natural que se utiliza como combustible no contiene azufre.

En la siguiente Tabla se indican el número de fuentes de emisión actual y proyectada de la planta, así como las emisiones gaseosas para cada fuente de emisión:

Tabla 11 Emisiones Gaseosas Estimadas para Cada Fuente de Emisión de la Planta

Fuente de Emisión

Número de

Equipos Instalados

Actualmente

Número de

Equipos a instalar

Número Final de Equipos

Condición operativa

Caudal promedio del equipo

m3/s

CO

mg/m3

SO2

mg/m3

NOx

mg/m3

Material particul

ado

mg/m3

Generadores a gas natural

5 2 7 5400HP 9.8 9.8 3.0 31.4 6.3

Hornos de aceite Caliente

2 2 4

Liberación máxima

115.00 MMBTU/

hFactor de Carga

1.0 Eficiencia del 82 %

5.0 6.5 1.9 39.3 9.9

Las emisiones provenientes del Sistema de Antorchas y el generador diésel “black start” no se toman en cuenta, ya que estos sistemas no funcionarán continuamente.


4.2.2.5 Nivel Sonoro en la Planta

Los niveles de ruido más significativos en la Planta corresponden a los producidos por los siguientes equipos:

- Compresores y sus motores eléctricos

- Generadores impulsados por turbina a gas

- Bombas y motores

- Enfriadores de aire (respiraderos y motores)

- Alivio/purga de sobrepresión (no se prevé la purga continua en la planta)

- Válvulas de control en las corrientes de fase gaseosa con grandes reducciones de presión en operaciones de emergencia únicamente

- Cañerías con alta velocidad de flujo

Actualmente, como medidas de mitigación para el posible impacto sonoro que generan estos equipos, los principales equipos generadores de ruido se encuentran situados en un cobertizo cerrado que da la protección necesaria para minimizar el ruido producido (aislamiento acústico).

Se mantendrán las inspecciones y monitoreos a fin de verificar los niveles sonoros y tomar las medidas adecuadas.

El nivel de ruido ambiental será medido en las inmediaciones de la Planta para verificar su cumplimiento con la normatividad vigente.

4.2.2.6 Iluminación

La iluminación prevista para la ampliación de la planta será la necesaria para el funcionamiento apropiado de las instalaciones. Cabe mencionar que, la iluminación por la ampliación de la planta se apreciará en las siguientes áreas: plataformas elevadas, áreas de procesos – Inactivas, área general y sala de baterías.

Los niveles típicos de iluminación dentro de la planta se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 12 Niveles Típicos de Iluminación en la Planta

Ubicación Iluminación

mínima (lux)

Niveles de iluminación de

emergencia Elevación

Área de Planta

Corredores, pasillos que incluyen pasillos de servicio

150 25 Suelo

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Ubicación Iluminación

mínima (lux)

Niveles de iluminación de

emergencia Elevación

en la zona del terminal marino.

Plataformas elevadas 150 Ninguno Nivel de la

parrilla

Áreas de proceso – Activas (Compresores, bombas, área de amarre)1

320 25 Suelo

Instrumentos, Controles, etc.

Áreas de procesos – Inactivas1

150 Ninguno Suelo

Área general 1 65 Ninguno Suelo

NOTA: Nominal se refiere a un nivel mínimo de iluminación necesario para salir del espacio o lugar, generalmente provisto por luces respaldadas por baterías en accesos y vestíbulos.

4.2.2.7 Abastecimiento de Agua

Actualmente la Planta de Fraccionamiento consume un promedio diario de 250 m3 de agua, y, con la ampliación de la planta se prevé consumir 280 m3. El agua para consumo proviene de pozos instalados en el área del predio. Los consumos y la información respectiva seguirán siendo entregados a las autoridades correspondientes.

4.2.2.8 Abastecimiento de Energía

La energía necesaria durante la etapa de operación de la planta será provista por los turbogeneradores de gas existentes a la fecha.

4.2.3 Aspectos de Seguridad

4.2.3.1 Seguridad en la Planta

Con respecto al manejo de contingencias durante la operación de las instalaciones, se anexa un Plan de Contingencias (ver Anexos del Capítulo 6-Plan de Manejo Ambiental), el cual analiza en mayor detalle y profundidad las acciones a tomar en caso de ocurrencia de cada una de las contingencias previstas, además de incluir un análisis de riesgo preliminar para las instalaciones.

En general, el diseño del sistema de cierre y seguridad en el proceso seguirán las normas API RP14C. La intención al seguir las normas API RP14C es reducir al mínimo el riesgo de impactos adversos para el ambiente.


4.2.3.2 Sistema de Cierre

La Planta está diseñada con un sistema de cierre en caso de problemas en el proceso, caídas de tensión y emergencias como incendios o liberación accidental de vapores inflamables.

El sistema de “cierre” en la planta permite las siguientes acciones en respuesta a una pérdida de potencia o a otro servicio esencial, la detección de un valor de alguna variable de proceso anormal o un hecho de emergencia como un incendio, una explosión o la liberación no controlada de vapores inflamables.

La filosofía general de cierre es la siguiente:

- Cerrar el flujo entrante o saliente de los procesos.

- Cerrar el suministro de calor externo (aceite caliente, etc.).

- Detener todos los equipos rotativos de procesos (bombas, compresores, etc.).

- Apagar los calentadores encendidos.

- Poner en marcha generadores de emergencia y transferir UPS (Sistema de Alimentación Ininterrumpida) y colectores de energía críticos.

- Dar señal de alerta a las tuberías de flujo entrantes.

- Mover las válvulas de control a su posición segura.

- Aislar el área afectada de la Planta por medio de las válvulas de aislamiento correspondientes.

El sistema de “cierre” se efectúa a través del sistema de seguridad de la Planta que es realizado en un PLC. Al mismo PLC están conectados, además, los dispositivos de detección de gas, incendio y humo estratégicamente ubicados en toda la Planta para ayudar a detectar los posibles peligros operativos.

Se establecen varios niveles de cierre para aislar un sistema o subsistema, inmediatamente después de la primera detección de situaciones anormales, impidiendo su aumento y reduciendo al mínimo la necesidad del cierre total de la Planta.

Según el hecho que ocurra, los hidrocarburos de la Planta pueden ser purgados parcial o totalmente.

Todos los equipos están diseñados para operaciones automáticas y la mayoría de las señales de los procesos se registran en un sistema SCADA que está ubicado en la sala de control central para permitir al personal operativo monitorear continuamente todas las instalaciones.

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El concepto de seguridad del sistema de alivio y protección de la presión debe impedir las pérdidas peligrosas de contención del fluido del proceso mediante la eliminación controlada por medio del sistema de antorcha y venteo, que disminuye la posibilidad de que la situación problemática incremente los riesgos para el personal.

4.2.3.3 Sistema de Detección de Incendio y Gas

El sistema de detección de incendio y gas, es parte esencial de la seguridad en la planta. Involucra la colocación cuidadosa de sensores y monitores en áreas críticas, como las áreas donde se encuentran los tanques de almacenamiento, todas las unidades de procesamiento y las de carga de producto, e incluso en las zonas de carga en camiones y buques tanque.

El sistema de detección de incendios opera en conjunto con el sistema de extinción de incendios con el fin de indicar al operador dónde está ocurriendo el evento y qué sistemas de respuesta se encuentran en acción.

El sistema de detección de gas funciona de manera similar e indica al operador dónde ha ocurrido o se ha detectado un escape, de modo que el operador pueda tomar las precauciones necesarias para manejar la situación.

4.2.3.4 Sistema de Extinción de Incendios

El sistema de agua contra incendios de la planta cuenta con los elementos requeridos para cubrir las necesidades de la ampliación de la planta.

a. Sistema de Distribución de Agua contra Incendios

El sistema de distribución de agua contra incendios tiene la forma de un anillo que satisface la ampliación de la planta. Las principales líneas de agua contra incendios podrán manejar por lo menos el 115% de la capacidad prevista. Los segmentos del sistema podrán actuar en forma aislada, con fines de mantenimiento por medio de válvulas en bloqueo.

Los principales elementos han sido ubicados (bombas, tanques, válvulas de control, etc.) de forma tal de reducir al mínimo el daño en el caso de incendio o explosión en la Planta.

b. Sistema de Agua contra Incendios

Los dos tanques de agua contra incendios actuales tienen una capacidad de 95,000 Barriles cada uno para abastecer al equipo de bombeo mientras opera a la capacidad máxima de 35,000 gpm durante cuatro (4) horas. Los tanques de agua contra incendios están equipados con alarmas de alto y bajo nivel, y están diseñados de acuerdo con las normas API 650 y NFPA 22.


c. Sistema de Bombeo de Agua para Incendios

El sistema actual cuenta con bombas accionadas eléctricamente y de respaldo accionadas con motores diésel. Se utilizan las eléctricas como bombas principales y las motobombas diésel, como secundarias o auxiliares. La capacidad establecida de cada bomba es de 5000 gpm, compatible con el máximo requerimiento determinado durante el estudio de siniestros de las instalaciones actuales. El sistema también incluye bombas Jockey para mantener la presión del sistema (dos principales y dos en stand by) y posibilitar el arranque automático de las bombas principales. Las bombas de agua contra incendio están diseñadas de acuerdo con la norma NFPA 20.

d. Protección de Áreas de Producción a Ampliar

Área de Planta: Se instalarán hidrantes y monitores de manera que las corrientes de agua de 30 m3/h (mínimo) puedan dirigirse hacia un área con un radio de cobertura de 15 metros. En las áreas donde el proceso funciona con condensado o donde la calefacción se efectúa con aceite térmico, se considerará la instalación de un sistema de espuma con sus correspondientes monitores de espuma, de acuerdo con los requisitos de la norma NFPA 11.

Área de Almacenamiento de Hidrocarburos Líquidos: Se instalarán hidrantes y monitores de manera que las corrientes de agua de 30 m3/h (mínimo) puedan dirigirse hacia cualquier punto. Además, se considerará la inundación de agua del nuevo tanque de condensados zonas, a través de anillos rociadores.

e. Sistema de Espuma

En el nuevo tanque de condensados, se utilizará un sistema de suministro de espuma. Este sistema esta diseñado de acuerdo con los requisitos de la norma NFPA 11. La capacidad de almacenamiento del tanque de espuma se corresponderá con la cantidad de agente espumante necesario para operar durante una (1) hora, a la capacidad establecida.

f. Extinguidores Portátiles

La especificación e instalación de extinguidores de incendio portátiles estará de acuerdo con las normas NFPA 10. Para incendios clase B y C, los extinguidores serán de polvo seco (Monex o equivalente) y se distribuirán en las diferentes nuevas áreas de la Planta. Para las áreas que contengan equipos eléctricos, transformadores, motores, paneles de control, etc., se considerará el uso de dióxido de carbono o producto de sustitución de fluorocarbono como agente extinguidor.

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4.2.4 Operaciones y Filosofía de Control

4.2.4.1 Generalidades

La planta opera en modo automático con indicación de estado de control, alarma y cierre realizado a través del Sistema de Control de Planta (SCP), ubicado en la sala de control central. Todos los controles, indicaciones de alarmas y cierres para las distintas unidades de proceso, se realizan en la sala de control del SCP.

Para la ampliación de las instalaciones de planta, se prevé la ampliación del sistema de control de Planta (SCP) actual.

Todos los nuevos PLCs tendrán una de las siguientes capacidades disponibles para comunicarse con el SCP:

- RS-232C, RS-422 y RS-485 con funcionamiento bidireccional y en semidúplex y las siguientes velocidades seleccionables de baudios: 19200, 38400, 57600 y 115200.

- IEEE 802.3, Protocolo “Ethernet” a 100MBPS, con TCP/IP.

- MODBUS, a ser configurado en una relación amo-esclavo, con el SCP como el amo y el sistema auxiliar como el esclavo.

El SCP podrá comunicarse bidireccionalmente con los nuevos PLC del sistema auxiliar, por medio de OPC. Esta configuración tiene el propósito de extenderse también a todos los suministros eléctricos, encaminadores de comunicaciones, redes, controladores y circuitos colectores de campo críticos. La redundancia también se implementará a todos los niveles: controladores, enlaces de comunicación, suministros eléctricos y puestos de trabajo.

4.2.4.2 Sistema de Seguridad de Procesos

El Sistema de Cierre de la Planta está diseñado de modo que controle la seguridad de la Planta durante las anomalías del proceso, caídas de tensión y emergencias tales como incendios o liberación accidental de vapores inflamables. La filosofía general de cierre es la siguiente:

- Cerrar el flujo del proceso entrante y saliente.

- Cerrar el suministro de calor externo (aceite caliente, etc.).

- Detener todos los equipos rotativos (bombas, compresores, etc.).

- Aislar grandes cantidades de hidrocarburos.

- Apagar los calentadores encendidos.

- Mover las válvulas de control a su posición segura.


- Aislar el área afectada de la Planta mediante válvulas de aislamiento correspondientes.

- Poner en marcha generadores de emergencia, y transferir UPS y colectores críticos de energía.

- Enviar señales de alerta a las tuberías de entrada.

4.2.4.3 Cierre a Distancia desde el Sistema de Control Central

El sistema está equipado con una base de datos integrada para todo el sistema, cuyos puntos estarán disponibles para cualquier estación de la red simplemente ingresando su identificación (Tag).

La interfaz del operador cuenta con presentaciones visuales de los procesos y presentación visual de la operación de las variables del sistema, y presentación visual y reconocimiento de la alarma.

También posee un menú principal para acceso a las diferentes pantallas de operación que se conectan de acuerdo con la secuencia lógica, gracias al cual el operador puede pasar de una a la siguiente mediante las teclas de flechas del teclado o mediante enlaces especialmente ubicados en cada una de ellas. Se construirán gráficos de tendencias en tiempo real para los nuevos circuitos de control y para las nuevas variables de campo más críticas.

4.2.4.4 Niveles Múltiples de Cierre que Incluye un ESD

Para las nuevas unidades se empleará la misma filosofía de paros de emergencia con las que se cuenta en la Planta existente.

La nueva unidad de fraccionamiento y otras unidades empaquetadas son áreas de proceso operables en forma independiente. Cualquier área (unidad) se puede cerrar sin afectar el funcionamiento de las restantes unidades, otras áreas o el equilibrio de la Planta. Es posible que sea necesaria la atención inmediata del operador para realizar la regulación del rendimiento total del área o unidad después de la ocurrencia de un ESD en dicha unidad o área.

La disminución en el índice de producción debido al ESD de una unidad o área podría afectar a la tubería entrante de LGN. Los cambios en la producción de Planta como resultado de un ESD pueden tener consecuencias sobre la velocidad de flujo del LGN proveniente de la Planta Separadora de Gas de Malvinas en un corto plazo (unas pocas horas). La intervención del operador deberá ser inmediata a fin de impedir el cierre automático de las bombas cebadoras de las tuberías y de las bombas de embarque.

El ESD de una unidad en la Planta de Gas Las Malvinas durante más de una hora podría limitar el flujo a la tubería de LGN a Pisco. Por supuesto, un cierre de flujo a la planta durante tiempo mayor al de su propia capacidad de

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almacenamiento de entrada, cerrará esa planta. La planta poseerá un almacenamiento de retención de entrada total de 12 horas.

En las siguientes secciones se ofrece una descripción de los distintos niveles de ESD.

A. Cierre del Nivel I

El cierre de una unidad:

- Bloquea la tubería de entrada hacia esa unidad y la descarga de la corriente de producto, y las instalaciones de apoyo (como aceite caliente, sistema de gas combustible, etc.) de la unidad.

- Aísla los equipos asociados según el Diagrama de Causa y Efecto del proyecto (emitido después de la Revisión HAZOP).

- Elimina el exceso de presión de gas o de vapor en las tuberías de esa unidad.

- No se purgan los líquidos presurizados, a menos que los operadores los inicien en forma manual.

- Se bloquean y ventean las instalaciones de apoyo de la unidad.

Una unidad se cierra cuando:

- Se inicia un Cierre desde la sala de control central (SCC) para esa unidad.

- Se inicia un Cierre Manual Local de la unidad.

- Se detecta un escape de gas (confirmado por dos o más detectores) en esa unidad o grupo de equipos (F&G SD).

- Se detecta un incendio en esa unidad (esto también cierra toda la Planta).

- Las presiones seleccionadas y los niveles en los recipientes de la unidad estén en HH o LL (según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto emitido después de la Revisión HAZOP). Todos los dispositivos de cierre tendrán alarmas previas al cierre. Las alarmas audibles y las balizas visuales están instaladas en puntos estratégicos alrededor de la Planta.

- Los procesos alimentados sólo por esa unidad se cierran.

- Todos los equipos de esa unidad se cierran.

- La entrada de producto que alimenta a esa unidad se bloquea.

- Se produce una pérdida parcial de potencia eléctrica (cuando una unidad o un área específica sea parte de un esquema de separación de carga).

- Se inicia un cierre general de la Planta (donde todas las unidades se cierran).


B. Cierre del Nivel II

El cierre de un área:

- Bloquea la tubería de entrada hacia las unidades de esa área y la descarga de la corriente de producto y las instalaciones de apoyo (como la de aceite caliente, aire de la Planta, sistema de gas combustible, etc.) de la unidad.

- Aísla y/o purga los equipos asociados según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto (emitido después de la Revisión HAZOP).

- Despresuriza las tuberías de esa área de la presión excesiva de gas o vapor.

- Los líquidos presurizados no se purgan, salvo que sean iniciados en forma manual por los operadores.

- Las instalaciones de apoyo del área se bloquean y ventean.

Un área se cierra cuando:

- Se inicia un Cierre desde la sala de control central (SCC) para esa área.

- Se inicia un Cierre Manual Local del Área (Botones Locales).

- Se detecta un escape de gas (confirmado por dos o más detectores) en esa Área (F&G SD).

- Se detecta un incendio en esa área (esto también cierra toda la Planta).

- Las presiones y los niveles de los recipientes en el área están en HH o LL (según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto emitido después de la Revisión HAZOP).

- Se cierran los procesos alimentados sólo por esa área.

- Se cierra cualquier unidad o equipo obligatorio en esa área.

- Se bloquea la entrada de corriente de producto que alimenta a esa área.

- Se produce una pérdida parcial de potencia eléctrica (cuando un área específica sea parte de un esquema de separación de carga).

- Se inicia un cierre general de la Planta (cuando se cierran todas las áreas).

C. Cierre del Nivel III

El Cierre de los Procesos de la planta:

- Cierra las áreas de procesos e instalaciones de apoyo.

- La producción corriente arriba recibe la alarma (de notificación).

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- Se ponen en marcha los generadores de emergencia, y la fuente de corriente de emergencia y UPS se transfiere a los generadores de emergencia.

- Se bloquean las corrientes de entrada y salida de la producción y se liberan los gases y vapores seleccionados hacia los sistemas de quemado.

El Proceso de la planta se cierra cuando:

- Se inicia el Cierre Manual del Proceso desde la sala de control central (SCC).

- Se inicia el Cierre Manual del Proceso Local de la Planta.

- Las presiones y los niveles de los recipientes en la planta están en HH o LL (según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto emitido después de la Revisión HAZOP).

- Ocurre una pérdida parcial de potencia eléctrica.

D. Cierre del Nivel IV

El Cierre de Emergencia de la planta:

- Cierra las áreas de procesos e instalaciones de apoyo.

- Se notifica a la compañía transportista (TGP) sobre el ESD de la Planta.

- Se pone en marcha los generadores de emergencia y la fuente de potencia de emergencia y UPS se transfiere a los generadores de emergencia.

- Se bloquean las corrientes de entrada y salida de producción, y todas las instalaciones de apoyo (como aceite caliente, sistema de gas combustible, etc.) excepto el agua para incendios.

- Se liberan los gases y vapores seleccionados a los sistemas de antorchas.

Un cierre completo de Emergencia en la planta se lleva a cabo cuando:

- Se inicie un Cierre Manual de Emergencia de Planta desde la sala de control central (SCC).

- Se inicie un Cierre Manual de Emergencia Local de Planta.

- Se detecte un incendio en la Planta.

- Se detecte un escape de gas (confirmado por detectores múltiples) en más de un área o unidad (F&G SD).

- Ocurra la rotura de tuberías de entrada o salida.


- Las presiones y los niveles de los recipientes de la Planta se encuentren en HH o LL (según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto emitido después de la Revisión HAZOP).

- Ocurra una pérdida completa de potencia eléctrica.

El concepto de seguridad de la protección de la presión y el sistema de alivio evita una pérdida peligrosa del fluido del proceso mediante la eliminación controlada, por medio de un sistema de antorcha que asegura que la situación anormal no se acentúe e incremente los peligros para el personal.

4.2.4.5 Filosofía de Control

En toda la Planta, inclusive en las unidades Medición de Alimentación a la Planta, Fraccionamiento de LGN, Destilación Primaria, Aceite Caliente, Sistemas de Recuperación de Vapor, Sistemas de Refrigeración, Almacenamiento Refrigerado, Almacenamiento Presurizado, Almacenamiento Atmosférico, Instalaciones de Carga en Camiones, Medición de Transferencia en Custodia y Sistema de Quemado, prevalece la siguiente filosofía general de control:

Control de Bombas: los operadores ponen en marcha las bombas localmente, en forma manual. Las bombas pueden ser detenidas localmente o mediante control automático.

Una excepción a esto son las bombas auxiliares de aceite lubricante que se pueden poner en marcha automáticamente. Un ESD puede permitir la operación continua de las bombas de circulación de aceite caliente.

Ventiladores de Refrigeración: están controlados por el sistema de control de procesos (PCS) a través de un controlador de temperatura, o manualmente por el operador, desde la sala de control. El ESD también podrá cerrar los ventiladores de refrigeración.

Hornos y Calentadores: están controlados por el Sistema de Manejo de las Antorchas y por los operadores del sistema de control de proceso (PCS).

Circuitos Convencionales del Proceso: están controlados por los instrumentos de la base fuente de comunicaciones “Fieldbus” y las válvulas de control. La excepción será el uso de los Transmisores Inteligentes según la norma Hart Protocol 4-20 mA y posicionadores convencionales de válvulas. Estas señales al campo son intrínsecamente seguras.

Válvulas de Cierre: son a prueba de fallas y utilizan un control de 24V DC desde el SSS (Sistema de Cierre de ESD/Incendio y Gas) hacia un PLC. La entrada/salida de ESD pasa a los dispositivos de campo en sistemas de conductos rígidos a prueba de explosiones según el Artículo 500 de NFPA-NEC.

00027


Algunos procesos pueden controlar parte de su operación por medio de un PLC local o separado, y el resto son operados desde el PCS.

Los equipos rotativos de mayor tamaño cuentan con paneles de control locales o a distancia en la sala de control central. El monitoreo de la vibración y la temperatura de carga proviene de estos paneles. También pueden interconectarse con el sistema de control de proceso (PCS) por medio de “Modbus” o comunicación en serie.

4.3 FASE DE ABANDONO

Cuando la planta deba abandonarse en forma definitiva, ya sea por finalización del contrato o por razones que se determinen previa aprobación de la autoridad competente, será necesario abandonar adecuadamente las áreas ocupadas siguiendo los lineamientos formulados en la reglamentación nacional vigente y cumpliendo con los estándares internacionales usados en la industria del petróleo y gas.

A continuación se indican las acciones a seguir para el abandono del lugar:

Desmontar toda instalación de procesos de la Planta en superficie y soterrada

Demoler todas las estructuras y/o infraestructuras

Las tuberías deberán ser purgadas previo a su traslado a los lugares autorizados. Se deberá inspeccionar que no exista restos de hidrocarburos.

Desmovilización total de los equipos e instalaciones retiradas.

Restauración del área intervenida. En la medida de lo posible, se deberá devolver a su estado original, para este propósito se realizará el tratamiento de suelos, de ser necesario, y los monitoreos correspondientes que aseguren una calidad óptima.

Se cumplirá con la regulación ambiental aplicable, de manera que se presente de manera previa un Plan de Abandono Definitivo específico para su aprobación respectiva.

ANEXO 2A

Mapa de Ubicación del Proyecto

00028

PARACAS

SAN ANDRES

TUPAC AMARU INCA

PISCO

PISCO

PARACAS

SAN ANDRES

VILLA TUPAC AMARU

360000

360000

370000

370000

380000

380000

8470

000

8470

000

8480

000

8480

000

LeyendaVíasCapital distritalConstruccionesPlanta de fraccionamientoDuctoPlataforma de CargaRíos principalesReserva Nacional ParacasZona de amortiguamientoLímite provincialLímite distrital

Plataforma de carga

Planta de fraccionamiento

0 1 2 30.5 KmProyección UTM Zona 18S

Datum WGS84

Mapa de Ubicación

Escala:Fecha:Ubicación:

Fuentes :

E R M Perú S.A.

Ica Gráfica

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL PARA LA AMPLIACIÓN DELAS UNIDADES DE PROCESAMIENTO Y ALMACENAMIENTO DE LA PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL

IGN, Inrena, MTC, Pluspetrol, Datos ERM

Puerto General San Martín

Paracas

AcerosArequipa

FunsurVilla Militar

Grupo Aereo N°51

Playa Lobería

Playa Santa Elena

Playa Media Luna Provincia de Pisco

Carre

tera P

isco -

Parac

as

Carretera Panamericana

Enero, 2010

Mapa de Ubicación

Ubicacióndel Proyecto

Océano Pacífico

Carretera Santa Cruz - La Puntilla

Carretera Panamericana Sur

Anexo:2A

00029

ANEXO 2B

Plano PCSE-500-CR-C-003-B (Ampliación de la Planta de Fraccionamiento y las Instalaciones Ya Existentes)

00030

ANEXO 2C

Criterios de Diseño y Códigos de Aplicación del Proyecto

00032

1. Criterios de Diseño

Al igual que el diseño de las instalaciones existentes, la ampliación de las

instalaciones de la planta se basará en códigos y normas internacionales de práctica

usual en concordancia con la legislación y normativa peruana vigente. La ampliación

de algunos equipos de procesamiento de la Planta será diseñada con un margen de

sobre-diseño del 10%.

Tabla 1. Presión y Temperatura de la Corriente de Alimentación de Líquidos

Parámetros de Diseño Presión Temperatura

Corriente de Alimentación de Líquidos

Diseño mecánico 150 psig 150 °F

Operación mínima 70 psig 80 °F

Operación normal 100 psig 90 °F

Tabla 2. Velocidad de Flujo de la Corriente de Alimentación

Modo de Operación LGN (BND) Condensado Estabilizado

(BND) Total (BND)

Operación Mínima 9,327.7 5,672.3 15,000.0

Planta Criogénica 0.0 18,907.8 18,907.8

Operación Normal 31,092.2 18,907.8 50,000.0

NOTA: Los Barriles Normales por Día están a 60 ºF, con referencia al agua a 60 ºF.

Tabla 3. Composición de la Corriente de Alimentación

Componente LGN (% molar) Condensado

Estabilizado (% molar)

Compuesto (% molar)

Metano 0.0003 0.0000 0.0002

Etano 0.9943 0.1485 0.7548

Propano 56.8179 8.4877 43.1337

i-Butano 7.7097 2.7533 6.3064

n-Butano 14.7205 6.9608 12.5234

i-Pentano 4.9813 4.5644 4.8633

n-Pentano 4.6412 5.1934 4.7975

n-Hexano 4.6018 11.0227 6.4198

Benceno 0.1635 0.2743 0.1949

NBP[1]_182 0.3973 1.8289 0.8027

NBP[1]_193 0.3065 1.4109 0.6192

00033



Compuesto (% molar)

NBP[1]_207 0.7570 3.4841 1.5291

NBP[1]_215 0.8662 3.9871 1.7499

NBP[1]_227 0.6090 2.8029 1.2302

NBP[1]_239 0.4835 4.3690 1.5836

NBP[1]_250 0.4607 4.1633 1.5091

NBP[1]_261 0.4349 3.9298 1.4244

NBP[1]_273 0.4068 3.6758 1.3324

NBP[1]_284 0.1332 2.6790 0.8540

NBP[1]_295 0.1247 2.5073 0.7993

NBP[1]_307 0.1186 2.3846 0.7602

NBP[1]_318 0.1094 2.2003 0.7014

NBP[1]_329 0.0463 1.8955 0.5699

NBP[1]_341 0.0420 1.7200 0.5171

NBP[1]_352 0.0384 1.5723 0.4727

NBP[1]_363 0.0348 1.4230 0.4278

NBP[1]_375 0.0001 1.4844 0.4203

NBP[1]_386 0.0001 1.4066 0.3983

NBP[1]_397 0.0001 1.4166 0.4011

NBP[1]_409 0.0000 1.1101 0.3143

NBP[1]_420 0.0000 0.9706 0.2748

NBP[1]_431 0.0000 0.8489 0.2404

NBP[1]_443 0.0000 0.7557 0.2140

NBP[1]_454 0.0000 0.6920 0.1959

NBP[1]_465 0.0000 0.6069 0.1719

NBP[1]_477 0.0000 0.5228 0.1480

NBP[1]_488 0.0000 0.4726 0.1338

NBP[1]_500 0.0000 0.5024 0.1422

NBP[1]_511 0.0000 0.5610 0.1588

NBP[1]_522 0.0000 0.4949 0.1401

NBP[1]_533 0.0000 0.3818 0.1081

NBP[1]_545 0.0000 0.3246 0.0919

NBP[1]_556 0.0000 0.2912 0.0825

NBP[1]_567 0.0000 0.2768 0.0784

NBP[1]_579 0.0000 0.2482 0.0703

NBP[1]_590 0.0000 0.2147 0.0608

NBP[1]_602 0.0000 0.1915 0.0542



Compuesto (% molar)

NBP[1]_613 0.0000 0.1727 0.0489

NBP[1]_624 0.0000 0.1596 0.0452

NBP[1]_636 0.0000 0.1522 0.0431

NBP[1]_647 0.0000 0.1499 0.0424

NBP[1]_658 0.0000 0.1522 0.0431

Total 100.0000 100.0000 100.0000

NOTA: NBP [1] _XXX: Componente de la corriente de alimentación representado con el Punto de Ebullición Normal indicado.

2. Caracterización de Pesados en la Corriente de Alimentación

Los pseudo componentes en la corriente de alimentación se definen en la siguiente

tabla:

Tabla 4. Pseudo componentes en la Corriente de Alimentación

Componente

Temp. Crítica

(°°°°F)

Presión Crítica

(psi)

Volumen Crítico

(pies cúbicos /mol lb)

Factor Accéntrico

Densidad Estándar del

Líquido

(lb/pies cúbicos)

Peso molecular

Punto de Ebullición Normal

(°°°°F)

NBP[1]_182 494.22 451.57 5.9732 0.3009 44.1027 89.16 181.56

NBP[1]_193 506.40 439.62 6.1902 0.3122 44.2956 92.58 193.14

NBP[1]_207 521.41 427.39 6.4371 0.3257 44.5991 96.43 207.13

NBP[1]_215 531.78 429.36 6.4652 0.3304 45.1260 98.26 214.64

NBP[1]_227 548.38 429.07 6.5587 0.3391 45.8607 101.57 227.36

NBP[1]_239 560.02 418.56 6.7750 0.3507 46.0489 105.03 238.68

NBP[1]_250 571.44 408.04 6.9999 0.3625 46.2204 108.50 250.00

NBP[1]_261 583.02 398.59 7.2182 0.3743 46.4263 111.93 261.33

NBP[1]_273 594.48 389.31 7.4421 0.3863 46.6256 115.46 272.66

NBP[1]_284 605.78 380.11 7.6733 0.3986 46.8138 119.09 283.99

NBP[1]_295 617.03 371.06 7.9109 0.4111 46.9980 122.83 295.38

NBP[1]_307 628.18 362.44 8.1495 0.4237 47.1862 126.64 306.70

NBP[1]_318 639.28 354.27 8.3882 0.4363 47.3811 130.51 317.99

NBP[1]_329 650.40 346.42 8.6297 0.4491 47.5820 134.50 329.33

NBP[1]_341 661.51 338.90 8.8730 0.4619 47.7873 138.57 340.68

NBP[1]_352 672.62 331.66 9.1187 0.4748 47.9970 142.75 352.05

NBP[1]_363 683.64 324.84 9.3624 0.4876 48.2122 146.97 363.31

NBP[1]_375 694.73 318.14 9.6126 0.5007 48.4287 151.34 374.71

NBP[1]_386 705.87 311.65 9.8661 0.5140 48.6502 155.87 386.18

NBP[1]_397 716.99 305.80 10.1099 0.5268 48.8889 160.40 397.49

NBP[1]_409 728.17 300.52 10.3448 0.5394 49.1464 164.86 408.72

NBP[1]_420 739.58 295.79 10.5707 0.5516 49.4299 169.41 420.00

NBP[1]_431 750.93 290.89 10.8079 0.5643 49.7006 174.19 431.38

NBP[1]_443 761.99 285.62 11.0629 0.5774 49.9401 179.14 442.76

NBP[1]_454 772.67 280.06 11.3335 0.5910 50.1491 184.23 454.06

NBP[1]_465 783.42 274.85 11.6011 0.6045 50.3696 189.33 465.35

NBP[1]_477 794.06 269.52 11.8812 0.6183 50.5762 194.67 476.69

00034

NBP[1]_488 804.58 263.78 12.1870 0.6331 50.7567 200.29 488.25

NBP[1]_500 814.96 258.24 12.4950 0.6477 50.9346 206.28 499.70

NBP[1]_511 825.35 253.12 12.7963 0.6621 51.1256 211.86 511.05

NBP[1]_522 835.09 248.31 13.0885 0.6759 51.3002 217.39 521.78

NBP[1]_533 845.17 242.55 13.4400 0.6918 51.4419 223.65 533.43

NBP[1]_545 854.85 236.72 13.8064 0.7081 51.5599 230.52 544.89

NBP[1]_556 864.22 230.70 14.1968 0.7249 51.6523 237.29 556.33

NBP[1]_567 873.14 224.82 14.5943 0.7416 51.7272 244.04 567.43

NBP[1]_579 883.52 220.83 14.9100 0.7561 51.9394 250.30 578.74

NBP[1]_431 750.93 290.89 10.8079 0.5643 49.7006 174.19 431.38

NBP[1]_443 761.99 285.62 11.0629 0.5774 49.9401 179.14 442.76

NBP[1]_454 772.67 280.06 11.3335 0.5910 50.1491 184.23 454.06

NBP[1]_465 783.42 274.85 11.6011 0.6045 50.3696 189.33 465.35

NBP[1]_477 794.06 269.52 11.8812 0.6183 50.5762 194.67 476.69

NBP[1]_488 804.58 263.78 12.1870 0.6331 50.7567 200.29 488.25

NBP[1]_500 814.96 258.24 12.4950 0.6477 50.9346 206.28 499.70

NBP[1]_511 825.35 253.12 12.7963 0.6621 51.1256 211.86 511.05

NBP[1]_522 835.09 248.31 13.0885 0.6759 51.3002 217.39 521.78

NBP[1]_533 845.17 242.55 13.4400 0.6918 51.4419 223.65 533.43

NBP[1]_545 854.85 236.72 13.8064 0.7081 51.5599 230.52 544.89

NBP[1]_556 864.22 230.70 14.1968 0.7249 51.6523 237.29 556.33

NBP[1]_567 873.14 224.82 14.5943 0.7416 51.7272 244.04 567.43

NBP[1]_579 883.52 220.83 14.9100 0.7561 51.9394 250.30 578.74

NBP[1]_590 894.53 217.48 15.2026 0.7699 52.1998 256.30 590.26

NBP[1]_602 905.42 214.31 15.4898 0.7835 52.4619 262.58 601.63

NBP[1]_613 916.18 211.15 15.7831 0.7972 52.7156 269.12 612.94

NBP[1]_624 926.96 207.83 16.0951 0.8114 52.9589 275.59 624.43

NBP[1]_636 937.51 204.55 16.4106 0.8255 53.1925 282.04 635.77

NBP[1]_647 947.94 201.29 16.7325 0.8398 53.4190 288.56 647.05

NBP[1]_658 958.35 198.01 17.0650 0.8543 53.6405 295.29 658.41

3. Especificación para Productos de Propano

La especificación establecida para productos de propano está destinada a satisfacer

los mercados locales e internacionales. El producto de propano deberá satisfacer los

requisitos de la Norma GPA 2140-92 para propano HD-5, con las excepciones que se

indican abajo en cursiva.

Tabla 5. Especificaciones para Productos de Propano

Propiedad Unidades Límites Valor Método

Contenido de propano LV % Mín. 90 ASTM D 2163

Contenido de propileno LV % Máx. 5 ASTM D 2163

Presión de vapor a 100 ªF psig Máx. 208 ASTM D 1267

Residuo volátil: Temperatura a una evaporación del 95%

ªF Máx. 37 ASTM D 1837

Butano y más pesados LV % Máx. 2.5 ASTM D 2163

Materia residual: residuo en la evaporación de 100 ml

ml Máx. 0.05 ASTM D 2158

Observación de mancha de aceite

-- -- Aprobado ASTM D 2158

Corrosión, banda de cobre No. Máx. 1 ASTM D 1838


Azufre total ppmw Máx. 123 ASTM D 2784

Contenido de humedad (*) -- -- Aprobado

Prueba de Sequedad del

Propano de GPA o ASTM D 2713

Etano y más livianos LV % Máx. 2.0 --

Nota: * El contenido de agua debe ser lo suficientemente bajo como para evitar la formación de hielo o hidratos durante el almacenamiento refrigerado

4. Especificación para Productos de Butano

La especificación establecida para productos de butano está destinada a satisfacer los

mercados locales e internacionales. El producto de butano deberá satisfacer los

requisitos de la Norma GPA 2140-92 para butano comercial, con las excepciones que

se indican en cursiva en la tabla.

Tabla 6. Especificaciones para Productos de Butano


Presión del vapor a 100°F psig Máx. 70 ASTM D-1267


°F Máx. 36 ASTM D-1837

Pentano y más pesados LV % Máx. 2.0 ASTM D-2163

Corrosión, banda de cobre No. Máx. 1 ASTM D-1838

Azufre total ppmw Máx. 140 ASTM D-2784

Contenido de agua libre -- -- Ninguno --

Propano y más livianos LV % Máx. 6.0 --

Nota: * El contenido de agua debe ser lo suficientemente bajo como para evitar la formación de hielo o hidratos durante el almacenamiento refrigerado.

5. Especificación para Productos Mezcla de Butano y Propano

La especificación establecida para los productos mezcla de butano y propano es de

acuerdo a los mercados locales e internacionales. El producto mezcla de butano y

propano deberá satisfacer los requisitos de la Norma GPA 2140-92 para Mezclas

Comerciales de Butano y Propano, con las excepciones que se indican en cursiva en la

tabla.

Las mezclas de butano y propano se harán mediante la fusión de butano y propano

en las proporciones adecuadas para obtener una relación de propano/butano de

aproximadamente 60/40 sobre una base de volumen líquido.

Tabla 7. Especificaciones para Productos Mezcla de Butano y Propano


Presión de vapor a 100 °F psig Máx. 208 ASTM D-1267


°F Máx. 36 ASTM D-1837

00035


Pentano y más pesados LV % Máx. 2.0 ASTM D-2163

Corrosión, banda de cobre No. Máx. 1 ASTM D-1838

Azufre total ppmw Máx. 140 ASTM D-2784

Contenido de agua libre -- -- Ninguno --

Nota: * El contenido de agua debe ser lo suficientemente bajo como para evitar la formación de hielo o hidratos durante el almacenamiento refrigerado.

Tabla 8. Especificación para Productos de Nafta


Gravedad específica (60/60) ------- Mín. 0.665 ASTM D-1298/4052

Presión de valor Reid psi Máx. 12.0 ASTM D-323

Color No Mín. 26 ASTM D-156

Prueba doctor -- -- Negativo UOP-41

Contenido de azufre ppm Máx. 50 ASTM D-4045

Banda de cobre No Máx. 1 b ASTM D-130

Destilación -- -- -- ASTM D-86

Punto de ebullición inicial °F Mín. -- --

Recuperación de 50 LV% °F Mín. 158 --

Punto de ebullición final °F Máx. 383 --

Contenido de plomo ppb Máx. 10 ASTM D-3237

Parafinas LV % Mín. 70 ASTM D-5134

Parafinas LV % Máx. 85 ASTM D-5134

Olefinas LV % Máx. 1 ASTM D-5134

Naftenos LV % Mín. 10.5 ASTM D-5134

Naftenos LV % Máx. 20 ASTM D-5134

Aromáticos LV % Máx. 9 ASTM D-5134

Butanos y más livianos LV % Máx. 2.0 --

6. Especificación para Productos de Diésel

La especificación No. 2 establecida para productos diésel está destinada a satisfacer al

mercado local, conforme a lo siguiente:

Tabla 9. Especificación para Productos de Diésel


Color No Máx. 3.0 ASTM D-1500

Destilación -- -- -- ASTM D-86

Recuperación de 90 LV% °F Máx. 674.6 --

Punto de ebullición final °F Máx. 725 --

Punto de inflamación °F Mín. 125.6 ASTM D-93


cSt Mín. 1.83 ASTM D-445 Viscosidad a 100 °F

cSt Máx. 5.83 ASTM D-445

Punto de fluidez °F Máx. 39.2 ASTM D-97

Número de cetanos -- Mín. 45 D-976

Contenido de cenizas Masa % Máx. 0.02 ASTM D-482

Carbono Ramsbottom en

residuo del 10% Masa % Máx. 0.35 ASTM D-109

Banda de cobre No Máx. 3 ASTM D-130

Contenido de azufre Masa % Máx. 0.7 ASTM D-129/1552

Agua y sedimento LV % Máx. 0.10 ASTM D-1796

Estabilidad acelerada mg/litro Máx. 20 ASTM D-2274

Tabla 10. Especificación MDBS (Medium Distillate Blending Stock)

TEST METHOD Min. Max.

Appearance

Volatility

Distillation °C (@ 760mm Hg) ASTM D-86

90 % Recovered 245 -.-

Flash Point, Pensky Martens, °C ASTM D-93 52 -.-

Fluidity

Viscosity @ 40.0°C, cSt ASTM D-445 1.32 -.-

Composition

Cetane Index

ASTM D-4737 47 -.-

Corrosivity

Sulphur Content, ppm

ASTM D-4294 -.- 100

Contaminants

BSW %Vol

ASTM D-2709 -.- 0.05

API @ 60°F

ASTM D-1298 REPORT

00036

ANEXO 2D

Diagrama de los Procesos de la Ampliación de la Planta

00037

DIAGRAMA DE BLOQUES -PLANTA FRACCIONAMIENTO DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL-PISCO

Almacenamiento NGL

Almacenaje de Nafta

Almacenaje Refrigerado

Almacenaje atmosférico

Planta de Fraccionamiento

Planta de Topping

Nafta

Diesel / MDBS

Propano

Butano

Propano

Butano

Nafta

Propano

Butano

Propano

Butano

Carga a camiones

Carga a buqueLGN desde el ducto

Almacenaje presurizado

Almacenaje Condensado

00038

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