5 Manejo de Sustancias

LINEAMIENTOS SOBRE MANEJO DE SUSTANCIAS QUÍMICAS

Pluspetrol Perú Corporation

Lineamientos de Manejo de Sustancias Químicas Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de cargaPlaya Lobería, Pisco, Perú.

Junio 2003

TABLA DE CONTENIDO

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

2 OBJETIVOS DEL PRESENTE DOCUMENTO.................................................................3

3 CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO.................................................4

3.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN............................................................................................43.2 CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA PISCO...............................................................................53.3 CONSTRUCCIÓN DE LA TERMINAL MARINA DE LA PLANTA PISCO..................................53.4 GENERALIDADES DE LAS INSTALACIONES MARINAS.........................................................63.5 PLATAFORMA DE CARGA....................................................................................................63.6 PLATAFORMA DE CARGA....................................................................................................73.7 MUERTOS DE AMARRE FRONTALES Y DE TRAVÉS.............................................................73.8 TUBERIAS SUBMARINAS.....................................................................................................73.9 INSTALACIONES EN TIERRA................................................................................................83.10 EQUIPO EN TIERRA...........................................................................................................83.11 FABRICACIÓN FUERA DEL SITIO.......................................................................................93.12 DERRAMES DE HIDROCARBUROS DURANTE LAS ACTIVIDADES DE CONSTRUCCIÓN........93.13 PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN........................................................................................9

3.13.1 Unidades de proceso en la Planta PISCO.........................................................93.14 CARACTERIZACIÓN DE PESADOS EN LA CORRIENTE DE ALIMENTACIÓN.......................143.15 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DE PROPANO..........................................................153.16 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DE BUTANO............................................................163.17 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS MEZCLA DE BUTANO Y PROPANO.........................173.18 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTO DE NAFTA................................................................173.19 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DE COMBUSTIBLE PARA MOTORES A REACCIÓN...183.20 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DIESEL...................................................................203.21 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS Y UNIDADES DE SISTEMA DE LA PLANTA PISCO......21

3.21.1 Medición de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación..........................213.21.2 Unidad de Fraccionamiento de LGN...............................................................213.21.3 Unidad de Destilación Primaria......................................................................243.21.4 Sistema de Refrigeración (PCAM-523-PL-Y-023)...........................................263.21.5 Almacenamiento Refrigerado...........................................................................283.21.6 Unidad de Recuperación de Vapor..................................................................303.21.7 Almacenamiento Presurizado y Redestilación.................................................333.21.8 Almacenamiento Atmosférico...........................................................................333.21.9 Terminal Marina (PCAM-545-PL-Y-020)........................................................353.21.10 Terminal de Camiones......................................................................................403.21.11 Edificios............................................................................................................403.21.12 Instalaciones de Apoyo.....................................................................................413.21.13 Obras Civiles....................................................................................................463.21.14 Sistemas Varios................................................................................................46

3.22 SISTEMAS DE DRENAJE...................................................................................................463.22.1 Categoría de los Efluentes Líquidos................................................................463.22.2 Sistemas de Tratamiento de Efluentes Líquidos Residuales............................51

3.23 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TEMPORARIO Y/O TRATAMIENTO DE RESIDUOS SÓLIDOS Y SEMISÓLIDOS........................................................................................................53

3.23.1 Residuos Sólidos...............................................................................................533.23.2 Residuos Semisólidos.......................................................................................55

3.24 CONDICIONES DE TRABAJO Y AMBIENTE. RIESGOS INTERNOS ESPECÍFICOS DE LA ACTIVIDAD..............................................................................................................................563.25 SEGURIDAD EN LA PLANTA PISCO Y EN LA TERMINAL MARINA..................................56

3.25.1 Sistema de Cierre.............................................................................................563.25.2 Sistema de Detección de Incendio y Gas..........................................................573.25.3 Sistema de Extinción de Incendios...................................................................57

3.26 OPERACIONES Y FILOSOFÍA DE CONTROL......................................................................603.26.1 Generalidades..................................................................................................60

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3.26.2 Sistema de Seguridad de Procesos (Planta PISCO y Terminal Marina).........613.26.3 Cierre a Distancia desde el Sistema de Control Central.................................623.26.4 Niveles Múltiples de Cierre que incluye un ESD.............................................623.26.5 Filosofía de Control.........................................................................................66

4 INSTRUCCIONES GENERALES PARA EL MANEJO Y ALMACENAMIENTO DE SUSTANCIAS...........................................................................................................................68

4.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS, Y LÍMITES DE EXPOSICIÓN..............................684.2 EFECTOS EN LA SALUD E IMPACTO AMBIENTAL..............................................................684.3 DESCRIPCIÓN Y USO DE LOS REACTIVOS.........................................................................704.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS, Y LÍMITES DE EXPOSICIÓN..............................704.5 MANEJO, TRANSPORTES Y ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES......714.6 PROPIEDADES DE SUSTANCIAS QUÍMICAS PELIGROSAS....................................................71

5 SEGURIDAD EN EL ALMCENAMIENTO DE HIDROCARBUROS...........................79

6 CONCLUSIONES GENERALES SOBRE EL DOCUMENTO....................................105

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1 INTRODUCCIÓN

En el marco del proyecto de Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de carga en Pisco, y en concordancia con el EIA presentado, se confeccionó el siguiente documento sobre el manejo de sustancias químicas.

Este documento incluye los siguientes ítems generales:

Objetivos: En este punto se resumen los objetivos principales establecidos para el documento y así mismo las características que deberían considerarse al momento de su ampliación o en el caso de inclusión de alguna sustancia nueva.

Características Generales Del Proyecto: En este ítem se describen aquellas actividades, equipos y operaciones que estén relacionados con el almacenamiento y transporte interno de las sustancias y productos químicos principales utilizados o manejados en general. Se enumeran también, las sustancias y productos principales y un resumen de los sistemas de seguridad contra incendios y derrames.

Instructivos para el manejo de los productos y sustancias químicas: Se consideran aquí las instrucciones recomendadas por los Entes de aplicación, nacionales e internacionales, en lo referente al almacenamiento, cuidados y seguridad del trabajador. Como dato saliente se resalta la implementación de una capacitación especial para el personal responsable de la Seguridad Industrial , en herramientas de modelado matemático y programas (software) que informan sobre emisiones difusas y compatibilidad de almacenamiento cercano de distintas sustancias químicas.

Aspectos importantes para el manejo de Sustancias Químicas en este proyecto: En este punto se concluye y se brinda al lector (personal jerárquico, responsables de seguridad industrial, inspectores, etc), cuales son los lineamientos básicos que se recomiendan para este proyecto en particular y cuales son las características importantes a tener en cuenta, para lograr un manejo responsable y acorde con el cuidado del medio ambiente circundante. Se incluye también lineamentos concretos, para el control y seguimiento (a partir de auditorias periódicas) de las condiciones imperantes en el almacenamiento y manejo en general de productos químicos.

ANEXOS: Entre los Anexos considerados se incluyen, planos generales con la ubicación de las áreas de interés para este manual (área de tanques, almacenes, áreas de almacenamiento de productos, cargadero, etc.).

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En lo referente al manejo de productos químicos, como se expresara anteriormente en otras instancias del estudio, La Planta de Fraccionamiento de LGN es el centro principal de actividad del Proyecto PISCO y se encuadra dentro de las características de un establecimiento industrial petroquímico, con diversos tipos de riesgos asociados a los fluidos manejados y a la gran cantidad de equipos que operan coordinadamente dentro de un espacio geográfico limitado. En el mismo ámbito se considera la existencia de la terminal marina de carga, áreas de almacenes y depósitos de combustibles.

Los lineamientos generales del Plan de Manejo de productos químicos pueden resumirse a través del siguiente esquema:

Inicialmente se plantea la necesidad de que los productos y sustancias químicas utilizadas o procesados dentro de las instalaciones (planta fraccionadora y cargadero), se almacenen en condiciones que asegure la integridad de los contenedores utilizados y que posean los sistemas de contención secundaria necesarios y correctamente dimensionados para las contingencias posibles.

Manejo seguro de productos y sustancias químicas:

Contenedores apropiados para el almacenamiento de productos químicos (evaluación de corrosividad, reactividad, volatilización, inflamabilidad, etc. Es importante definir correctamente que sustancias y productos serán utilizados en el proyecto (se debe aportar la mayor cantidad de datos principalmente en aquellos productos o sustancias que por su cantidad sean las prioritarias).

Areas de almacenamiento apropiadas que permitan asegurar las condiciones necesarias de seguridad a los contenedores y a los productos envasados. Se debe contemplar en estas áreas los sistemas de seguridad ante contingencias como:

1. Instalaciones seguras con pisos adecuados, techos, sistemas de contención secundaria (canaletas que lleven los posibles derrames a piletas seguras o contengan la totalidad del volumen) y aireación suficiente.

2. Ubicación de las áreas de almacenamiento en sitios en donde no interfieran con otras actividades y que fundamentalmente no incrementen riesgos a zonas especificas (ejemplo: no almacenar en forma conjunta sustancias incompatibles por su reactividad).

3. Se deben incluir estas áreas, en los lineamientos generales y específicos del plan de contingencia.

Diseño de las operaciones industriales y equipamiento que permita

asegurar una apropiada conducción y procesamiento de las sustancias utilizadas (en este caso en estado líquido y gaseoso).

Intensiva capacitación a todo el personal que tenga algún grado de injerencia en las actividades de operación, transporte, rol en emergencias y contingencias en general. Este punto lo consideramos fundamental ya que es por negligencia o falta de conocimientos que se producen la mayoría de los accidentes

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relacionados con los productos químicos. Se debe incluir en este punto un correcto e inequívoco rotulado de todos los envases y sistemas conducción que almacenen o transporten sustancias y productos químicos.

Auditorias periódicas que aseguren el cumplimiento de los lineamientos antes citados y que permitan detectar situaciones anómalas permitiendo replantear o modificar operaciones y procedimientos.

Siguiendo estos lineamientos y manteniendo un apropiado cronograma de auditorias, es que se propone mantener la seguridad en las instalaciones del proyecto.

2 OBJETIVOS DEL PRESENTE DOCUMENTO

Este documento expone los siguientes objetivos:

Presentar las características principales en lo referente al manejo de sustancias y productos químicos, a ser utilizados o procesados dentro de las operaciones de fraccionamiento y carga de LGN.

Informar que productos y sustancias químicas principales, serán fraccionadas, almacenadas y transportadas dentro de las actividades del proyecto.

Presentar los lineamientos generales sobre las instalaciones, equipamiento y procedimientos, que se llevarán a cabo para minimizar los riesgos de derrames y emisiones al medio ambiente, de las sustancias y productos químicos considerados.

Informar las características de las auditorias previstas, con el fin de evaluar las distintas instancias de funcionamiento del proyecto. Se informa en este sentido el número de monitoreos requeridos a las distintas instalaciones antes de comenzar con el procesamiento, almacenamiento y transporte de sustancias y productos químicos.

También dentro de los objetivos planteados, se encuentra la inclusión de parte de las guías y procedimientos recomendados para el manejo de las sustancias y productos químicos.

Cabe señalar que consideramos que aquellas reglamentaciones y resoluciones nacionales que involucren condiciones de manejo de sustancias químicas se deben cumplir, salvo en los casos de no ser directamente aplicables o ante pedido expreso de excepción particular, gestionada ante las Autoridades correspondientes.

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3 CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO

Como se indicará en el EIA, dentro de la Descripción General de Las Instalaciones de Planta de Fraccionamiento de LGN e Instalaciones de Carga, La Planta PISCO ocupará aproximadamente 43,7 hectáreas en las que se distribuirán todas las unidades de procesamiento, depósitos, instalaciones de apoyo, edificaciones e instalaciones de carga de productos (ver Plano Anexo).

Las instalaciones de la Planta PISCO recibirán los líquidos de gas natural (LGN) provenientes de la Planta Malvinas y estará diseñada para recibir inicialmente 112 m3/hora de LGN, pudiéndose expandir hasta 350 m3/hora a medida que la Planta Malvinas alcance la plena producción prevista.

La Planta PISCO incluirá una unidad de fraccionamiento para producir propano y butano, y una unidad de destilación primaria para producir nafta, diesel y combustible para motores de reacción (JP-5). La Planta también tendrá tanques refrigerados de almacenamiento de propano y butano a presión atmosférica y tanques atmosféricos convencionales para el almacenamiento de los productos de la unidad de destilación primaria.

La Planta PISCO contará con instalaciones marinas de amarre y carga de buques, las cuales consistirán de una plataforma de carga de producto (incluyendo brazos de carga), muros de amarre y atraque (frontales y de través) y cuatro tuberías submarinas que transportaran los productos desde la planta de fraccionamiento hacia la plataforma de carga, así como un cable de energía e instrumentación submarino que permitirá suministrar energía a la plataforma de carga y controlar variables de operación de esta desde la planta de fraccionamiento.

A continuación se describen las actividades del proyecto relacionadas con el manejo de productos y sustancias químicas.

3.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN

Durante la etapa de construcción de la Planta PISCO no se prevé la necesidad de construir nuevas vías de acceso ya que habrá acceso al sitio desde la Carretera Panamericana hacia el este y desde el Océano Pacífico a través del Puerto San Martín. La logística de los trabajadores será relativamente sencilla ya que el tiempo de viaje desde Lima será sólo de 3 horas por tierra.

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Se prevé el empleo de aproximadamente entre 300 y 600 trabajadores durante la etapa de construcción de la Planta PISCO, posiblemente con un porcentaje de mano de obra local. Los trabajadores serán alojados en viviendas existentes en Pisco y Paracas, por lo que es improbable que el tiempo de viaje de los trabajadores exceda de 1 hora por cualquier camino. Dado esto, no se prevé la necesidad de construir un campamento temporario para los trabajadores.

La fase de construcción se dividirá en dos etapas principales:

Construcción Costa AdentroConstrucción Civil: instalaciones subterráneas, edificios destinados a oficinas, edificios de mantenimiento, depósitos, etc.;

- Construcción de Instalaciones: recepción de equipos, montaje, configuraciones mecánicas, eléctricas e instrumentación, instalaciones de apoyo, sistemas de superficie, incluso tanques de almacenamiento, torres, equipos de procesamiento en tierra y sistemas marinos de carga, etc.

Construcción Costa Afuera: incluye las tareas destinadas a la estabilización de suelos para actividades de construcción de la línea de costa, construcción de estructuras de caballetes y amarre para uso de barcazas; equipos del sistema relacionado con el amarre, incluso recipientes de aceite aguado de producto y brazos de carga.

3.2 CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA PISCO

A continuación se presenta un listado de las principales actividades que se prevén realizar en tierra durante la construcción de la Planta PISCO:

Levantamiento topográfico; Limpieza del sitio; Desmonte del sitio; Nivelación; Drenaje del sitio, incluso todas las instalaciones subterráneas de

apoyo Protección de pendientes; Obras y cimientos de hormigón; Construcción de edificios destinados a oficinas, mantenimiento,

depósito, etc.; Construcción de caminos dentro del sitio de emplazamiento de la

Planta; Construcción de un sistema de alcantarillado; Construcción de un sistema de captación y potabilización de agua; Construcción de un sistema de agua para incendios; Construcción e instalación de equipos y sistemas de procesos en

superficie, incluyendo torres de fraccionamiento y destilación, tanques de almacenamiento, tuberías, estación de carga para camiones, etc.;

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Se calcula que la construcción de las unidades de tierra de la Planta PISCO durará 18 meses.

3.3 CONSTRUCCIÓN DE LA TERMINAL MARINA DE LA PLANTA PISCO

Objetivo

La terminal marina que se construirá como parte de las instalaciones incluidas en la Planta PISCO se utilizará para transportar propano, butano, mezcla propano/butano y producto de nafta desde tierra hasta los buques en espera, cuyo tamaño variará entre 3.000 y 78.500 m3.

3.4 GENERALIDADES DE LAS INSTALACIONES MARINAS

La terminal marina que se construirá como parte de las instalaciones incluidas en la Planta PISCO se utilizará para transportar propano refrigerado, butano refrigerado, nafta y diesel desde tierra hasta los buques en espera, cuyo tamaño variará entre 3.000 y 78.500 m3.

Tal como se dijo con anterioridad, las instalaciones marinas consistirán de una plataforma de carga de producto (incluyendo brazos de carga), muros de amarre y atraque (frontales y de través) y cuatro tuberías submarinas que transportaran los productos desde la planta de fraccionamiento hacia la plataforma de carga, así como un cable de energía e instrumentación submarino que permitirá suministrar energía a la plataforma de carga y controlar variables de operación de esta desde la planta de fraccionamiento.

3.5 PLATAFORMA DE CARGA

Las descripciones de las estructuras marinas correspondientes a la plataforma de carga que se presentan en esta descripción de proyecto se basan en los diseños preliminares surgidos de la etapa de diseño conceptual y básico, siendo el propósito indicar el alcance general del proyecto. Durante la etapa de diseño detallado, se podrán modificar algunas o varias medidas en comparación con las que se describe en el presente.

Las instalaciones que forman parte de la plataforma de carga corresponden a la plataforma de carga propiamente dicha, dos muertos de amarre frontales interiores, dos muertos de amarre exteriores y cuatro muertos de amarre de través (o en forma de “ala de gaviota”) situados a una profundidad de 15 metros por debajo del lecho marino. La orientación de la línea de defensa es de este a oeste. Los muertos de amarre están situados a 40

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metros al sur de la línea de defensa de las instalaciones de carga. La elevación de la plataforma es de 8 metros por encima del cero de la carta (datum de la carta).

La longitud total de las instalaciones de carga incluyendo los muertos de amarre frontales y de través es de aproximadamente 230 metros, siendo su ancho de 190 metros (de este a oeste) desde la línea del centro hasta la línea del centro de los muertos de amarre hacia el exterior.

La profundidad del agua en la línea de defensa es de 15 metros con el fin de acomodar el calado de los buques tanque más grandes que llegarán a la terminal marina. La elevación de cubierta de todas las estructuras es de +8,0m LAT.

Durante las operaciones, la terminal marina tendrá equipamiento disponible para impedir y contener derrames de los productos que se transfieran a los buques tanque. Esto incluirá el uso de empalmes contra derrames en los brazos de carga y la colocación de barrera alrededor del buque tanque durante las operaciones de carga de nafta, entre otras medidas.

3.6 PLATAFORMA DE CARGA

Los brazos de carga, que transfieren el producto a los buques, están colocados sobre una cubierta de hormigón prefabricado de 15 metros de ancho por 30 metros de largo, sostenida por 12 pilotes de tubo individuales de 1.220 milímetros de diámetro.

La plataforma de carga sostiene la torre de pasaje, 4 brazos de carga, tres tanques de aceite aguado, el sistema de medición, un manifold para mezclar el producto y todos los sistemas de instrumentos, servicios generales y procesos asociados (el sistema de medición, el sistema de recuperación de vapor, las válvulas de liberación, los sistemas de cierre de emergencia, los sistemas de detección de incendio y gas, etc.). La estructura de la plataforma de carga no tiene las cargas de atraque o amarre.

3.7 MUERTOS DE AMARRE FRONTALES Y DE TRAVÉS

El equipo para el atraque y amarre de los buques está colocado sobre estructuras individuales que incluyen una cubierta de hormigón prefabricado sostenida sobre un total de 36 pilotes de tubo de 1.220 milímetros de diámetro. Las dimensiones en plano son de 8 metros por 6 metros y de 6 metros por 6 metros para los muertos de amarre frontales y de través respectivamente.

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Los muertos de amarre frontales interiores y exteriores son estructuras de pilotes de acero tubular con cabezales de pilotes de acero y cubiertas de hormigón prefabricado. Cada cubierta sostiene un par de ganchos de amarre de liberación rápida con cabestrante eléctrico. La cara norte de cada muerto de amarre sostiene una defensa de goma con elementos de compensación y una tabla de defensa. Las pasarelas de servicio de la armadura de acero tubular conectan los muertos de amarre de través, los muertos de amarre frontales y la plataforma de carga.

3.8 TUBERIAS SUBMARINAS

Las instalaciones propuestas consistirán de cuatro tuberías y un cable de energía e instrumentación submarinos. Las características generales de las cuatro tuberías submarinas pueden resumirse en: Dos tuberías PIP (Pipe in Pipe, PIP de acuerdo a las siglas en inglés) de 20 pulgadas de diámetro con doble pared y aislamiento intermedio para transporte de propano y butano refrigerados; Una tubería de 24 pulgadas de diámetro para conducción de nafta; Una tubería de 10 pulgadas para transporte de diesel.

El sistema de tuberías PIP, consiste de una tubería interna, en este caso de 20 pulgadas de diámetro, envuelta con material aislante y protegido con una tubería exterior, en este caso de 24 pulgadas. Como material aislante se usará Izoflex, un material microporoso inerte patentado por la empresa ITP.

Las tuberías PIP que se instalaran para este proyecto contarán, con una línea de fibra óptica situada en el exterior de la cañería interna que estará conectada a un PLC en la planta de fraccionamiento que permitirá monitorear la temperatura afuera de la tubería interna y detectar cualquier deterioro del aislamiento.

Las tuberías PIP y el cable de energía e instrumentación se extenderán desde un punto de interconexión en la planta de fraccionamiento hasta la plataforma de carga en el mar. Esto constituye un largo de aproximadamente 4.000 metros de los cuales aproximadamente 3.100 metros se encontraran bajo el agua). El largo exacto de cada corrida de tuberías se determinará durante la etapa de ingeniería de detalle.

Las tuberías y el cable irán enterrados en toda su longitud para mayor protección frente a riesgos externos (anclas de embarcaciones, oleajes, psunamis, entre otros)

3.9 INSTALACIONES EN TIERRA

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El astillero contendrá las siguientes instalaciones:

Oficinas; Depósito cubierto; Depósito al aire libre; Platea de hormigón prefabricado; Taller de soldadura para la fabricación de pilotes; Taller de pintura bajo techo con piso de losa de hormigón; Tanques de combustible situados dentro de una estructura de

contención a prueba de pérdidas; Dársena existente para el transporte de materiales hasta el equipo

flotante; Caminos internos; Suministro de agua potable; Planta de tratamiento de aguas cloacales y efluentes residuales; Recipientes cerrados para contener la basura temporariamente

hasta su recolección y entrega a una planta de eliminación municipal.

No será necesario construir un campamento para los operarios en este proyecto.

3.10 EQUIPO EN TIERRA

El equipo que se utilizará en el astillero constará de:

- Grúa oruga de 200 toneladas (1);- Grúa móvil de 40 toneladas (1);- Camiones con pluma, camiones de servicio, camión de combustible,

camión de estacas o teleros, camionetas, remolque y camión de plataforma;

- Planta de luz;- Compresores y máquinas para soldar;- Bomba de hormigón.

3.11 FABRICACIÓN FUERA DEL SITIO

Algunos de los elementos que se incluirán en las obras permanentes se fabricarán fuera del sitio y se entregarán al astillero de la siguiente manera:

Tuberías para pilotes; Montajes de acero varios; Acero reforzado; Hormigón armado; Brazos de carga;

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3.12 DERRAMES DE HIDROCARBUROS DURANTE LAS ACTIVIDADES DE CONSTRUCCIÓN

Las barcazas y buques taller estarán equipados con plumas y absorbentes. Las plumas estarán distribuidas alrededor del área inmediata de operación del equipo marino. En el caso de derrames, se usarán absorbentes para limpiarlos.Si los suelos se contaminasen, el área afectada se excavará de acuerdo con procedimientos aprobados y se llevará en camiones cerrados para su eliminación en una planta certificada, todo bajo la guía de personal calificado en este tema.

3.13 PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN

La duración total estimada de la construcción de las instalaciones marinas se prevé en 19 meses.

3.13.1 Unidades de proceso en la Planta PISCO

Para tener una visión conceptual de las principales unidades que conformarán la Planta PISCO, ver anexo I. Así mismo se podrá observar la distribución preliminar de las unidades operativas y los equipos en ellas incluidos en el anexo II.

Las distintas unidades que se construirán y funcionarán en la Planta PISCO incluyen lo siguiente (para una descripción más detallada, véase la Sección 1.5):

Medición de la alimentación y sobrecarga de alimentación (Áreas 505 y 510)

El propósito de esta etapa es amortiguar las acumulaciones de líquido que se producen en el poliducto de transporte de los líquidos de gas natural (LGN) producido en la Planta Malvinas y medir la cantidad de este producto que llega a la Planta PISCO. La información específica sobre la composición y las características de la alimentación se encuentran en la Sección 3.4.

Unidad de Fraccionamiento de LGN (Área 520)

El sistema de fraccionamiento de LGN consta de dos torres de destilación, una depropanizadora y otra debutanizadora. En ellas 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 pre-calentada (utilizando aceite caliente como medio calefactor) y posteriormente enfriadas por aire en intercambiadores de calor que producen la condensación del compuesto deseado.

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Unidad de Destilación Primaria (Área 525)

La Unidad de Destilación Primaria consta de dos torres de destilación, una Torre de Nafta y una Torre de Diesel. La alimentación de estas torres es pre-calentada y posteriormente enfriadas en intercambiadores de calor que producen la condensación del compuesto deseado.

Unidad de Refrigeración (Área 523)

El propósito del sistema de refrigeración es pre-enfriar los productos provenientes de las torres de fraccionamiento (propano y butano) que son conducidos hacia los tanques de almacenamiento respectivos y condensar la descarga de los compresores de recuperación de vapor. La instalación necesitará alrededor de 7000 HP de refrigeración.

Tanques de Almacenamiento Refrigerados (Área 533)

Estos tanques de almacenamiento aislados contendrán los productos propano y butano en forma líquida. Dado que estos tanques operan a presión atmosférica, se deben lograr temperaturas muy bajas (25°F a – 45°F) para mantener los productos en estado líquido.

Recuperación de Vapor (Área 534)

El propósito de los sistemas de recuperación de vapor es el de recobrar los vapores de propano y butano producidos en los tanques de almacenamiento respectivos, condensarlos y devolverlos al tanque de almacenamiento correspondiente. Se ha previsto la inclusión de tres unidades idénticas para recuperación de vapores, de las cuales una será destinada para los vapores de propano, otra para los vapores de butano y una tercera sistema de reserva en caso de falla de alguno de los otros dos.

Almacenamiento Presurizado (Área 538)

Luego del proceso de fraccionamiento, propano y butano destinado al mercado interno peruano se almacena en tanques presurizado operando 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 elevada presión de almacenamiento para poder mantenerlos en ese estado hasta su carga en los camiones cigarro que los transportarán.

Unidad de Carga de Camiones (Área 540)

La instalación de carga de camiones está destinada a cargar todos los productos en camiones tanque a una velocidad de hasta 34 metros cúbicos/hora (150 galones US por minuto) por estación de carga. Se prevé un total de 8 estaciones de carga de camiones.

Almacenamiento Atmosférico (Área 535)

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Los tanques de almacenamiento atmosférico están destinados a almacenar los productos de la etapa de destilación primaria constituidos por nafta, diesel y/o combustible para motores a reacción (JP-5). Estos tanques operarán a presión atmosférica y temperatura ambiente ya que el estado de estos productos es líquido y no se necesitan condiciones especiales de almacenamiento para mantenerlos en dicho estado. Este tipo de tanque tendrá techo flotante.

Unidad de Carga Marina, Amarre y tendido submarino de las líneas de producto (Área 545 y Área 550)

La Planta PISCO contará entre sus instalaciones con una terminal marina que estará constituida por una plataforma de carga (será provista de brazos de carga), cuatro muertos de amarre frontales y cuatro muertos de amarre de través cuatro tuberías submarinas que transportaran los productos desde la planta de fraccionamiento hacia la plataforma de carga, así como un cable de energía e instrumentación submarino que permitirá suministrar energía a la plataforma de carga y controlar variables de operación de esta desde la planta de fraccionamiento

Edificios (Área 670)

La Planta PISCO tendrá la infraestructura necesaria para que allí trabajen 50 operarios y personal de mantenimiento por turno. Habrá un edificio para oficinas y un depósito/edificio de mantenimiento.

Instalaciones de Apoyo (ver Sistemas e Instalaciones de Apoyo)

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 y Procesamiento de Residuos y Agua Aceitosa

(665); Sistemas de Aire de las Instalaciones e Instrumentos (650);

Criterios de Diseño

La Planta PISCO se basará en códigos y normas de los Estados Unidos que son utilizadas en el ámbito mundial. El equipo de procesamiento de la planta ha sido diseñado con un factor de sobrediseño del 10%.

Presión y Temperatura de la Corriente de Alimentación de Líquidos

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Parámetros de Diseño

Presión Temperatura

Corriente de Alimentación de Líquidos

Diseño mecánico 2053 psig 65 FOperación mínima 338 psig 50 FOperación normal 1851 psig 55 F

Velocidad de Flujo de la Corriente de Alimentación

Modo de operación

LGN

(BNP)

Condensado Estabilizado

(BNP)

Total

(BNP)

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 F, con referencia al agua a 60F.

Composición de la Corriente de Alimentación

ComponenteLGN

(% molar)


(% 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

Benzeno 0,1635 0,2743 0,1949

NBP[1]_182 0,3973 1,8289 0,8027

NBP[1]_193 0,3065 1,4109 0,6192

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 1,230213

ComponenteLGN

(% molar)


(% molar)

Compuesto

(% molar)

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

NBP[1]_613 0,0000 0,1727 0,0489

NBP[1]_624 0,0000 0,1596 0,0452

14

ComponenteLGN

(% molar)


(% molar)

Compuesto

(% molar)

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

3.14 CARACTERIZACIÓN DE PESADOS EN LA CORRIENTE DE ALIMENTACIÓN

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

Componente

Temp. Crítica

(F)

Presión Crítica

(psia)

Volumen Crítico

(pies cúbicos /mol lb)

Factor Accéntrico

Densidad Estándar del Líquido

(lb/pies cúbicos)

Peso molecular

Punto de Ebullición Normal

(F)

NBP[1]_182494,22

451,57 5,9732 0,3009 44,1027 89,16 181,56

NBP[1]_193506,40

439,62 6,1902 0,3122 44,2956 92,58 193,14

NBP[1]_207521,41

427,39 6,4371 0,3257 44,5991 96,43 207,13

NBP[1]_215531,78

429,36 6,4652 0,3304 45,1260 98,26 214,64

NBP[1]_227548,38

429,07 6,5587 0,3391 45,8607 101,57 227,36

NBP[1]_239560,02

418,56 6,7750 0,3507 46,0489 105,03 238,68

NBP[1]_250571,44

408,04 6,9999 0,3625 46,2204 108,50 250,00

NBP[1]_261583,02

398,59 7,2182 0,3743 46,4263 111,93 261,33

NBP[1]_273594,48

389,31 7,4421 0,3863 46,6256 115,46 272,66

NBP[1]_284605,78

380,11 7,6733 0,3986 46,8138 119,09 283,99

15

Componente

Temp. Crítica

(F)

Presión Crítica

(psia)

Volumen Crítico


Factor Accéntrico


(lb/pies cúbicos)

Peso molecular


(F)

NBP[1]_295617,03

371,06 7,9109 0,4111 46,9980 122,83 295,38

NBP[1]_307628,18

362,44 8,1495 0,4237 47,1862 126,64 306,70

NBP[1]_318639,28

354,27 8,3882 0,4363 47,3811 130,51 317,99

NBP[1]_329650,40

346,42 8,6297 0,4491 47,5820 134,50 329,33

NBP[1]_341661,51

338,90 8,8730 0,4619 47,7873 138,57 340,68

NBP[1]_352672,62

331,66 9,1187 0,4748 47,9970 142,75 352,05

NBP[1]_363683,64

324,84 9,3624 0,4876 48,2122 146,97 363,31

NBP[1]_375694,73

318,14 9,6126 0,5007 48,4287 151,34 374,71

NBP[1]_386705,87

311,65 9,8661 0,5140 48,6502 155,87 386,18

NBP[1]_397716,99

305,80 10,1099 0,5268 48,8889 160,40 397,49

NBP[1]_409728,17

300,52 10,3448 0,5394 49,1464 164,86 408,72

NBP[1]_420739,58

295,79 10,5707 0,5516 49,4299 169,41 420,00

NBP[1]_431750,93

290,89 10,8079 0,5643 49,7006 174,19 431,38

NBP[1]_443761,99

285,62 11,0629 0,5774 49,9401 179,14 442,76

NBP[1]_454772,67

280,06 11,3335 0,5910 50,1491 184,23 454,06

NBP[1]_465783,42

274,85 11,6011 0,6045 50,3696 189,33 465,35

NBP[1]_477794,06

269,52 11,8812 0,6183 50,5762 194,67 476,69

NBP[1]_488804,58

263,78 12,1870 0,6331 50,7567 200,29 488,25

NBP[1]_500814,96

258,24 12,4950 0,6477 50,9346 206,28 499,70

NBP[1]_511825,35

253,12 12,7963 0,6621 51,1256 211,86 511,05

16

Componente

Temp. Crítica

(F)

Presión Crítica

(psia)

Volumen Crítico


Factor Accéntrico


(lb/pies cúbicos)

Peso molecular


(F)

NBP[1]_522835,09

248,31 13,0885 0,6759 51,3002 217,39 521,78

NBP[1]_533845,17

242,55 13,4400 0,6918 51,4419 223,65 533,43

NBP[1]_545854,85

236,72 13,8064 0,7081 51,5599 230,52 544,89

NBP[1]_556864,22

230,70 14,1968 0,7249 51,6523 237,29 556,33

NBP[1]_567873,14

224,82 14,5943 0,7416 51,7272 244,04 567,43

NBP[1]_579883,52

220,83 14,9100 0,7561 51,9394 250,30 578,74

NBP[1]_590894,53

217,48 15,2026 0,7699 52,1998 256,30 590,26

NBP[1]_602905,42

214,31 15,4898 0,7835 52,4619 262,58 601,63

NBP[1]_613916,18

211,15 15,7831 0,7972 52,7156 269,12 612,94

NBP[1]_624926,96

207,83 16,0951 0,8114 52,9589 275,59 624,43

NBP[1]_636937,51

204,55 16,4106 0,8255 53,1925 282,04 635,77

NBP[1]_647947,94

201,29 16,7325 0,8398 53,4190 288,56 647,05

NBP[1]_658958,35

198,01 17,0650 0,8543 53,6405 295,29 658,41

3.15 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.

Propiedad Unidades

Límites Valor Método

Contenido de propano

LV % Mín. 90 ASTM D-2163

Contenido de LV % Máx. 5 ASTM D-2163

17

Propiedad Unidades


propileno

Presión de vapor a 100F

psig Máx. 208 ASTM D-1267

Residuo volátil: Temperatura a una evaporación del 95%

F Máx. -37 ASTM D-1837

Butano y más pesados

LV % Máx. 2,5 ASTM D-2163

Propiedad Unidades


Materia residual: residuo en la evaporación de 100 ml

ml Máx. 0,05ASTM D-2158

Observación de mancha de aceite

Aprobado

ASTM D-2158

Corrosión, banda de cobre

No. Máx. 1ASTM D-1838

Azufre totalppmw 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

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

3.16 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 abajo en cursiva.

PropiedadUnidades


18

PropiedadUnidades


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


F Máx. 36 ASTM D-1837

Pentano y más pesados

LV % Máx. 2,0 ASTM D-2163


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


3.17 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS MEZCLA DE BUTANO Y PROPANO

La especificación establecida para productos mezcla de butano y propano está destinada a satisfacer 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 abajo en cursiva.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.

Propiedad Unidades


Presión de vapor a 100F

psig Máx. 208ASTM D-1267


F Máx. 36ASTM D-1837

Pentano y más pesados

LV % Máx. 2,0ASTM D-2163


No. Máx. 1ASTM D-1838

19

Propiedad Unidades


Azufre total ppmw Máx. 140ASTM D-2784

Contenido de agua libre

Ninguno


3.18 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTO DE NAFTA

PropiedadUnidades

Límites

Valor Método

Gravedad específica (60/60)

------- Mín. 0,665ASTM 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

20

3.19 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DE COMBUSTIBLE PARA MOTORES A REACCIÓN

El producto de Combustible para Motores a Reacción deberá satisfacer los requisitos de la Especificación MIL-DTL-5624T del Departamento de Defensa para combustible grado JP-5 para motores a reacción.

Propiedad Unidades

Límites

Valor Método

Color, SayboltInforme

ASTM D-156 O D-6045

Número ácido total mg KOH/g

Máx. 0,015 ASTM D-3242

Aromáticos LV % Máx. 25,0 ASTM D-1319

Azufre de mercaptano OR

Masa % Máx. 0,002 ASTM D-3227

Prueba doctor Negativo

ASTM D-4952

Azufre total

Masa % Máx. 0,40

ASTM D-1266, D-2622, D-3120, D-4294 o D-5453


Punto de ebullición inicial

F Informe

10 LV % recuperado

F Máx. 402,8

20 LV % recuperado

F Informe

50 LV % recuperado

F Informe

90 LV % recuperado

F Máx. Informe


F Máx. 572

Residuo LV % Máx. 1,5

Pérdida LV % Máx. 1,5

Punto de inflamación

F Mín. 140ASTM D-56, D-93 o D-3828

Densidad a 15 C kg/liter Mín. 0,788 ASTM D-4052

Densidad a 15 C kg/liter Máx. 0,845 ASTM D-4052

Presión de vapor a psia Mín. 2,03 ASTM D-5190

21

Propiedad Unidades

Límites

Valor Método

100 F o D-5191

Presión de vapor a 100 F psia Max 3,05

ASTM D-5190 o D-5191

Punto de congelamiento

F Máx. -50,8

ASTM D-2386, D-5901 O D-5972

Viscosidad a -4 F sq mm/

secMáx. 8,5 ASTM D-445

Calor de combustión MJ/kg 42,6

ASTM D-3338, D-4809 o D-4529

Índice calculado de cetano

Informe ASTM D-976

Contenido de hidrógeno

mass % Mín. 13,4 ASTM D-3701

Punto de humo mm Mín. 19,0 ASTM D-1322

Banda de cobre

(2 horas a 212 F)No Máx. 1 ASTM D-130

Estabilidad térmica

Cambio en el valor de caída de presión

mm Hg Máx. 25 ASTM D-3241

Código del depósito de tubos

Inferior a

3 ASTM D-3241

Goma existente mg/100 ml

Máx. 7,0 ASTM D-381

Partículasmg/litro Máx. 1,0

ASTM D-2276 o D-5452

Tiempo de filtración

Minuto Máx. 15MIL-DTL-5624T Apéndice A

Régimen de interfases de la reacción del agua

Máx. 1 b D-1094

Régimen del microseparómetro Mín.

MIL-DTL-5624T, ASTM D-3948

Inhibidor de la formación de hielo en el sistema de combustible

LV % Mín. 0,15MIL-DTL-5624T

22

Propiedad Unidades

Límites

Valor Método

Inhibidor de la formación de hielo en el sistema de combustible

LV % Máx. 0,20MIL-DTL-5624T

3.20 ESPECIFICACIÓN PARA PRODUCTOS DIESEL

La especificación No. 2 establecida para productos diesel está destinada a satisfacer al mercado local, conforme a lo siguiente:

PropiedadUnidades

Límites

Valor Método

Color No Máx. 3,0 ASTM D-1500


Recuperación de 90 LV%

F Máx. 674,6


F Máx. 725

Punto de inflamación F Mín. 125,6 ASTM D-93

Viscosidad a 100 FcSt Mín. 1,83 ASTM D-445

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


Carbono Ramsbottom en residuo del 10%


Banda de cobre No Máx. 3 ASTM D-130

Contenido de azufre Masa % Máx. 0,7ASTM D-129/1552

Agua y sedimento LV % Máx. 0,10 ASTM D-1796

Estabilidad acelerada

mg/litro Máx. 20 ASTM D-2274

3.21 DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS Y UNIDADES DE SISTEMA DE LA PLANTA PISCO

23

3.21.1 Medición de la Alimentación y Sobrecarga de Alimentación

La alimentación proveniente de Malvinas se mide en el sistema de medición (MAU-6010). El LGN se almacena en el recipiente de sobrecarga de alimentación (VBA-3105) con una capacidad neta de 25.000 BBL (ver Plano en anexo 1) y luego se bombea mediante las bombas de alimentación (PBB-1000/1005) hacia la torre depropanizadora (CBA-3065).

3.21.2 Unidad de Fraccionamiento de LGN

El material de alimentación proveniente de la Planta Malvinas hacia la Planta PISCO ha sido previsto en aproximadamente 112 m3/hora de LGN inicialmente, aumentando a 350 m3/hora en los años posteriores a medida que la Planta Malvinas aumente su capacidad de producción. La unidad de fraccionamiento esta diseñada como un tren único capaz de manejar el flujo creciente de material de alimentación. La unidad de fraccionamiento tomará el LGN y lo separará en propano, butano y material de alimentación de la unidad de destilación primaria.

El sistema de fraccionamiento consta de dos torres de fraccionamiento – depropanizadora y debutanizadora – además de equipos auxiliares que incluyen reboilers, condensadores, bombas de reflujo y acumuladores de reflujo. Además, la torre depropanizadora tiene un reboiler lateral que recupera el calor proveniente de la corriente del fondo de la torre desbutanizadora. Las torres de fraccionamiento tendrán aproximadamente 30 metros (100 pies) de altura.

3.21.2.1 Depropanización (PCAM-520-PL-Y-011)

50.000 BPSD de LGN proveniente del sistema de medición de alimentación se precalientan hasta alrededor de 145°F en el precalentador de alimentación de la torre depropanizadora (EBC-4001) y luego ingresan a la torre depropanizadora (CBA-3065). Este precalentamiento se produce en el intercambiador de calor EBC-4001 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 torre depropanizadora será de 108’DI x 144’DI x 112’S/S y contendrá 46 bandejas. Su presión de diseño es de 325 psig y su presión operativa normal es de 250 psig.

La corriente obtenida por el fondo de la torre, se sobrecalienta en el reboiler EBC-4000 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 (EBC-4025) ubicado en la 33ª bandeja de la torre con el fin de recuperar el calor y ahorrar energía.

24

Los vapores del tope de la torre depropanizadora se condensan completamente en el condensador de la torre (EAL-4500) y se envían al acumulador de reflujo (VBA-3130)de la torre. El líquido proveniente de VBA-3130 a 120°F y 245 psig se dirige a la succión de las bombas de reflujo de la torre (PBB-1010/1015) y son bombeados hasta la bandeja superior de la torre depropanizadora como reflujo de forma tal de mantener la temperatura de la torre algunas bandejas a partir de la parte superior aproximadamente a 128°F.

Una corriente de propano líquido proveniente de la descarga de las bombas de reflujo (PBB-1010/1015) 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 (VBA-3130) 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 (EAL-4501) hasta aproximadamente 110°F. El propósito del EAL-4501 es aprovechar completamente las posibilidades de enfriamiento ambiente corriente arriba del sistema de refrigeración, reduciendo así la carga para el mismo.

El propano líquido proveniente de EAL-4501 se vuelve a enfriar hasta alrededor de 45°F en el enfriador de producto de propano de alto nivel (EBG-4005) y se vuelve a enfriar en el enfriador de producto de propano de bajo nivel (EBG-4010) hasta aproximadamente -25°F. El propano del sistema de refrigeración de propano es el medio de enfriamiento en EBG-4005 y en EBG-4010.

El producto de propano enfriado a -25°F se envía desde EBG-4005 hacia el tanque refrigerado de almacenamiento de propano (TKBJ-3005). 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.

3.21.2.2 Debutanización

El líquido subenfriado y depropanizado proveniente del reboiler lateral de la torre depropanizadora se dirige a la sección media de la torre debutanizadora (CBA-3070). 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 y conteniendo los componente más pesado que luego serán enviados a la unidad de destilación primaria para la producción de nafta, diesel y/o JP-5.

25

La torre debutanizadora será de 102”DI x 110’S/S y contendrá 46 bandejas. Su presión de diseño es de 175 psig y su presión operativa normal es de 70 psig.

La corriente obtenida en el fondo de la torre debutanizadora se sobrecalienta en el reboiler de la torre (EBC-4015) utilizando como medio calefactor aceite caliente. Este líquido se elimina de la torre a través de un controlador de flujo y se lo envía a la torre de destilación primaria a una temperatura de alrededor de 307°F. Parte del líquido caliente del fondo de la torre debutanizadora se envía en serie hacia el reboiler lateral de la torre (EBC-4002) y luego al calentador de alimentación de la torre depropanizadora (EBC-4001). El reboiler de la torre debutanizadora se encuentra ubicado en la 33ª bandeja de la torre con el fin de recuperar el calor y ahorrar energía.

El vapor del tope de la torre debutanizadora se condensa completamente en el condensador (EAL-4010) de la torre y se envía al acumulador de reflujo (VBA-3135) de la torre debutanizadora. Posteriormente, parte de este líquido (a 125°F y 70 psig) se dirige a la succión de las bombas de reflujo (PBB-1010/1025) de la torre y es bombeado hasta la bandeja superior de la torre. Esta corriente se reingresa a la torre debutanizadora en forma reflujo. Los vapores no condensables que se forman en el acumulador de reflujo (VBA-3135) 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 110°F en el enfriador de butano (EAL-4511). El propósito de EAL-4511 es el mismo que el de EAL-4501, es decir, reducir al mínimo la carga en el sistema de refrigeración. El butano líquido proveniente de EAL-4511 se vuelve a enfriar hasta cerca de 45°F en el enfriador de producto de butano (EBG-4020), siendo este butano subenfriado enviado al tanque refrigerado de almacenamiento de butano (TKBJ-3010).

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

3.21.3 Unidad de Destilación Primaria

Aproximadamente 25.000 BPSD de condensado proveniente del fondo de la torre debutanizadora se ingresan a la unidad de destilación primaria previo calentamiento hasta aproximadamente 240°F en el intercambiador de cabeza de la torre de nafta (EBG-4030), que utiliza como medio calefactor los vapores que se producen en el tope de la torre de nafta.

Aproximadamente el 5% de la alimentación proveniente de EBG-4030 se envía al intercambiador EBG-4040 de alimentación a la torre de diesel donde se calienta aproximadamente hasta 425°F mediante intercambio cruzado con el producto de la torre de diesel. El restante 95% se envía al intercambiador EBG-4035 de alimentación a la torre de

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JP-5 donde se calienta aproximadamente hasta 280°F mediante intercambio cruzado con el producto de la torre de JP-5 y luego se vuelve a calentar hasta alrededor de 330°F mediante intercambio cruzado con los vapores del tope de la torre de JP-5 en el intercambiador de EBG-4045. Las corrientes provenientes de EBG-4045 y de EBG-4040 se combinan y se envían a la torre de nafta (CBA-3075) a 335°F aproximadamente.

3.21.3.1 Torre de Nafta

La combinación de corrientes provenientes de los intercambiadores EBG-4045 y EBG-4040 se envía a la sección media de la torre de nafta a aproximadamente 335°F. Obsérvese que esta carga sólo puede calentarse hasta aproximadamente 300°F si solamente la torre de JP-5 no está en servicio.

El propósito de la torre de nafta es producir un producto líquido de cabeza de torre con una Presión de Vapor Reid máxima de 12 psia y un producto de fondo que contenga una baja fracción de componentes livianos de modo que pueda volver a fraccionarse en JP-5 y/o diesel.

La torre de nafta mide 144”DI x 74’S/S y contiene 26 bandejas. Su presión de diseño es de 100 psig y su presión operativa normal es de 20 psig.

El líquido del fondo de la torre de nafta se sobrecalienta en el reboiler MAP-5000 de la torre de nafta y se envía a la succión de las bombas PBB-1050/1055 de este reboiler a través de las cuales es retornado 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 diesel/JP-5l, MAP-5005.

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 EBG-4030 y luego se condensa completamente en el condensador de la torre de nafta EAL-4530.

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La nafta líquida proveniente de EAL-4530 se envía al acumulador de reflujo de la torre de nafta VBA-3140 (a 177°F y 10 psig) y se dirige a la succión de las bombas de reflujo de la torre de nafta PBB-1040/1045 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 177°F hasta 120°F en el enfriador del producto de nafta EAL-4450 y luego se envía al tanque de almacenamiento de nafta TKBJ-3020.

La corriente proveniente del intercambiador EBG-4035 (alimentación torre de JP-5) se envía al enfriador de JP-5, EAL-4560, donde se enfría desde aproximadamente 254°F hasta 120°F y luego es enviada hacia el tanque de almacenamiento de JP-5, TKBJ-3025.

La corriente proveniente del intercambiador EBG-4040 (alimentación diesel) se envía a través del enfriador de diesel EAL-4570 donde se enfría desde 270°F hasta 120°F y posteriormente se envía hacia el tanque de almacenamiento de diesel TKBJ-3030.

El líquido residual proveniente de las bombas de reciclado de líquido residual PBB-1080/1085 se envía a través del enfriador de producto residual EAL-4580 donde se enfría desde 585°F hasta 120°F y posteriormente se envía al tanque de aceite aguado (TKBJ-3060).

Una pequeña corriente residual de la descarga de las bombas de reflujo de la torre de nafta se envía hacia el enfriador de nafta y de allí al tanque de almacenamiento de condensado.

3.21.3.2 Torre de JP-5/Diesel

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 (PBB-1080/1085) y se envía al calentador de alimentación de la torre JP-5/diesel (MAP-5005) y luego ingresa a la torre de JP-5/diesel (CBA-3080) a través del fondo de la misma. El calentador de alimentación de la torre de JP-5/diesel suministra la entrada de calor hacia la torre con el fin de permitir múltiples modos de operación en la torre.

El propósito de la torre de JP-5/diesel es producir JP-5 como producto líquido de cabeza de torre y diesel que se extraerá de la torre lateralmente.

La torre de JP-5/diesel mide 78”DI x 76’0”S/S y contiene 30 bandejas. La presión de diseño es de 100 psig y su presión operativa normal es de 20 psig.

El líquido proveniente del fondo de la torre de JP-5/diesel se envía a la succión de las bombas de reciclado residual PBB-1080/1085, las cuales recirculan parte de este líquido (aproximadamente 250 gpm) al

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calentador de alimentación de la torre JP-5/diesel 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 EAL-4580 y luego al tanque de aceite aguado (TKBJ-3060).

La 24ª bandeja de la torre de combustible JP-5/diesel es una bandeja de extracción parcial en la que el diesel es extraído para ser enviado a la succión de las bombas de extracción de diesel PBB-1070/1075, las cuales lo bombean hacia el sistema de enfriamiento de diesel y posteriormente hacia el sistema de almacenamiento de diesel.

El vapor del tope de la torre de JP-5/diesel es casi completamente condensado en el intercambiador de alimentación de cabeza de torre (EBG-4045) mediante el intercambio cruzado con la alimentación de la torre de nafta. El fluido proveniente de EBG-4045 se envía a través del condensador de la torre de JP-5/diesel, EAL-4540, donde cualquier vapor remanente está completamente condensado y posteriormente se envía al acumulador de reflujo de la torre de JP-5/diesel, VBA-3145. El exceso de vapor en el tope de la torre de JP-5/diesel se envía a la antorcha.

El líquido de cabeza de torre proveniente de VBA-3145 es bombeado por las bombas de reflujo de la torre de JP-5/diesel, PBB-1060/1065, 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) y en parte al sistema de enfriamiento de JP-5, para luego dirigirse al tanque de almacenamiento de JP-5.

3.21.4 Sistema de Refrigeración

El propósito del sistema de refrigeración es suministrar un medio de enfriamiento al enfriador de propano (producto) de bajo nivel (EBG-4010) y a los condensadores de recuperación de vapor EBG-4060/4070/4080, el cual se logra a partir de propano a una temperatura de aproximadamente -30°F. Además, este sistema de refrigeración proveerá enfriamiento a través de propano a una temperatura más alta, 38°F, al enfriador de butano (producto) EBG-4020 y al enfriador de propano (producto) de alto nivel EBG-4005.

El sistema ha sido diseñado para suministrar aproximadamente 22 MMBtu/h a -30°F y 11MMBtu/h a 38°F.

El vapor de propano (producto) caliente proveniente de los compresores KBA-2015/2020/2025 se enfría y condensa en el condensador EAL-4590. El líquido condensado (propano producto) y refrigerado a 115°F y 240 psia se envía al acumulador VBA-3235 que posee aproximadamente 15 minutos de tiempo de residencia. Los vapores de propano (producto) no condensados se eliminan del acumulador y se envían al sistema al sistema de antorcha.

Una parte del líquido proveniente de VBA-3235 (propano producto) se envía al enfriador de propano (producto) de alto nivel y al enfriador de butano (producto) EBG-4005 y 4020 respectivamente, mientras que la

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porción restante de líquido se envía a los depuradores intermedios VBA-3245/3246.

El líquido proveniente de EBG-4005/4020 (propano producto) se envía al enfriador de propano (producto) de bajo nivel EBG-4010. El vapor proveniente de EBG-4005/4020 se envía a los depuradores refrigerados intermedios VBA-3245/3246.

El propano líquido proveniente de los depuradores refrigerados intermedios VBA—3245/3246 se envía a los condensadores de recuperación de vapor EBG-4060/4070/4080. Los vapores provenientes de EBG-4060/4070/4080 se envían a los depuradores refrigerados intermedios VBA-3240/3241 donde se juntan con el vapor proveniente de EBG-4010.

Se suministran tres trenes compresores refrigerantes (al 50%) paralelos e idénticos. Cada compresor refrigerante posee su propio depurador refrigerante de succión (VBA-3240/3241/3242) y su depurador refrigerante intermedio (VBA-3245/3246/3247). 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 refrigerados. El propano de presión intermedia proveniente del enfriador de propano (producto) y del enfriador de butano (producto) se depuran en los depuradores refrigerados intermedios (VBA-3245/3246/3247) y se envían a la cuarta etapa de los compresores refrigerantes.

La capacidad de etapa baja de cada compresor es de 18,61 MMSCFD y la capacidad de etapa intermedia es de 38,36 MMSCFD. La capacidad de carga lateral de cada compresor es de 19,76 MMSCFD. A carga plena, la necesidad de potencia del eje del compresor es de 3760 BHP para cada compresor. Cada compresor tiene un motor de 4000 HP y un engranaje reductor de velocidad.

Los regímenes de refrigeración que aparecen en el cuadro siguiente tienen fines informativos únicamente. En la etapa de diseño en detalle se verificarán estos regímenes según las necesidades específicas del diseño.

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

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Usuario del refrigerante

Régimen de Alto Nivel

(MMBtu/hora)

Régimen de Bajo Nivel

(MMBtu/hora)

Enfriador de producto de propano de alto nivel

6,44 ---

Enfriador de producto de propano de bajo nivel

--- 4,99

Enfriador de producto de butano

2,86 ---

Unidad de recuperación de vapor

--- 6,97

Unidad de recuperación de vapor

--- 6,97

Subtotal 9,30 18,93

Margen de diseño 10%

0,93 1,89

Total 10,23 20,82

3.21.5 Almacenamiento Refrigerado

Inicialmente habrá un tanque de almacenamiento refrigerado por producto siendo estos tanques verticales y cilíndricos, cuya capacidad de almacenamiento será la siguiente:

Almacenamiento de propano: 30.000 m3; Almacenamiento de butano: 15.000 m3.

Esto representa una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 10 días de producción máxima de la unidad de fraccionamiento, estimándose que la producción máxima daría comienzo en 2014.

Los tanques refrigerados de almacenamiento de propano y butano serán provistos con diques de tierra de contención secundaria que serán capaces de contener hasta un 110% de la capacidad de cada tanque hasta que ocurra la vaporización de los mismos. Los mencionados diques serán impermeabilizados a partir de arcilla compactada de forma tal de lograr una permeabilidad menor a 1x10 -6

cm/seg o bien serán provistos con una membrana impermeable (geomembrana de 200 g/m2 más una geotextil de 1,5 mm de espesor) para impedir las filtraciones en el subsuelo o en el agua subterránea.

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

ParámetroPropano (TKBJ-3005)

Butano (TKBJ-3010) *

Temperatura de diseño (°F)

-50 -50

Presión de diseño (psig) 2,0 2,0

Temperatura operativa (°F) -47 +30/-10°F

Presión operativa (psia) 14,7 14,7

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

NOTA:* El tanque también estará diseñado para almacenar producto de propano.

3.21.5.1 Depósito Refrigerado de Propano (PCAM-533-PL-Y-015)

El producto propano que proviene del enfriador de propano de bajo nivel EBG-4010 situado en la Unidad de Fraccionamiento se almacenará en el tanque de almacenamiento refrigerado de propano TKBJ-3005. Los vapores generados en el tanque se envían al sistema de recuperación de vapor (ver Sección 2.5.5.6) donde se comprimen, condensan y son devueltos al tanque refrigerado. El producto propano almacenado en el tanque refrigerado se bombea al muelle de carga mediante bombas de carga para embarque (PBB-1090/1095/1100).

Con el fin de mantener una presión positiva constante dentro del tanque de almacenamiento refrigerado, parte del producto acumulado debe ser bombeado mediante las bombas del evaporador de propano PBB-1325/1365, y revaporizado en el evaporador de propano EBG-4110. El vapor generado en éste último se retorna a la parte superior del tanque de almacenamiento para mantener dicha presión positiva en el tanque y para ser utilizado principalmente durante las operaciones de carga en los buques.

3.21.5.2 Almacenamiento Refrigerado de Butano (PCAM-533-PL-Y-016)

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El producto butano proveniente del enfriado de butano EBG-4020 situado en la Unidad de Fraccionamiento, se almacenará en el tanque de almacenamiento refrigerado de butano TKBJ-3010. Los vapores generados en el tanque se envían al sistema de recuperación de vapor (ver Sección 2.5.5.6), donde los vapores se comprimen, condensan y son devueltos al tanque refrigerado.

El producto de butano se bombea al muelle marítimo de carga mediante bombas de carga para embarque (PBB-1120/1125/1130).

Con el fin de mantener una presión positiva constante dentro del tanque refrigerado de butano, parte del producto acumulado debe ser bombeado mediante las bombas del evaporador de butano PBB-1330/1360 y revaporizado a través del evaporador de butano EBG-4120. El vapor generado en este último es retornado a la parte superior del tanque de almacenamiento para mantener dicha presión positiva en el tanque y se utiliza principalmente durante las operaciones de carga en los buques.

3.21.6 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.

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

1. Desplazamiento debido al llenado: a medida que entra alimentación nueva al tanque, desplaza el vapor generado en el tanque. 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. La capacidad que figura en la tabla que más abajo se presenta corresponde a la producción máxima de propano, suponiendo un pre-enfriado a -25ºF;

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 en el 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

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consecuencia, las bombas reciclan nuevamente hacia el tanque de almacenamiento a través de la derivación de flujo mínimo.

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4. A medida que las bombas se ajustan para lograr una alta capacidad (30.000 bbl/hora) y tener una alta caída de presión diferencial, 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 basará en una ganancia de calor total de 3.200.000 BTU/hora debido al reciclado de la bomba;

5. 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);

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

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

8. 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 del sistema de recuperación de vapor corresponde al tanque de propano de 30.000 m3. Sin embargo, el sistema también debe operar satisfactoriamente para el tanque de butano de 15.000 m3.

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

Remoción de Vapor del Tanque

(ACFM a la temperatura del tanque)

Desplazamiento de vapor debido al llenado

928

Ganancia de calor del ambiente circundante

626

Ganancia de calor debido al reciclado de la bomba de embarque

2018

Disminución de la presión atmosférica

354

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Se proveerán tres sistemas idénticos de recuperación de vapor: uno para propano, uno para butano y un sistema de reserva completo. Cada sistema de recuperación de vapor ha sido diseñado para manipular alrededor de 8 MMSCFD de vapor de propano a presión atmosférica y -20°F. Esto se traduce a aproximadamente 4.400 ACFM de vapor del tanque a temperatura del tanque. El requisito de capacidad del sistema de recuperación de vapor para el sistema de almacenamiento de propano es el caso de control.

Cada sistema de recuperación de vapor manipula vapores provenientes de tres fuentes: el colector de vapor de propano, el colector de vapor de butano y el colector de retorno del vapor del sistema de carga. Se puede seleccionar cualquiera de las tres fuentes abriendo las válvulas apropiadas que alimentan al sistema seleccionado de recuperación de vapor.

Los vapores de entrada provenientes de la fuente seleccionada se depuran en los depuradores de succión de recuperación de vapor VBA-3150/3155/3160 y se envían a los compresores de recuperación de vapor KBA-2000/2005/2010. Los compresores de recuperación de vapor aumentan la presión de los vapores desde presión atmosférica hasta alrededor de 35 psia.

Se eligieron compresores de tornillo giratorio para el servicio de recuperación de vapor. Cada compresor requiere de aproximadamente 535 BHP y cada compresor se suministrará con un motor de 600 HP. El gas de descarga proveniente del compresor de recuperación se envía a los filtros de aceite del compresor de recuperación de vapor F-2001/2006/2011. El propósito de los filtros de aceite del compresor de recuperación de vapor es remover virtualmente 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 del coalescentes durante la operación normal.

El vapor de propano o 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 EBG-4060/4070/4080 donde los vapores se condensan completamente a -25°F. Adicionalmente el propano líquido se sub-enfriará algunos °F adicionales.

Los líquidos provenientes del condensador de recuperación de vapor se envían a los acumuladores de condensado de recuperación de vapor VBA-3170/3175/3180. El medio de enfriamiento de los condensadores de recuperación de vapor es el refrigerante de propano proveniente del sistema de refrigeración. Se utiliza solamente refrigerante de propano de baja temperatura/baja presión para el servicio de condensación de recuperación del vapor.

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Los líquidos provenientes del acumulador de condensado de recuperación de vapor son bombeados por las bombas de retorno de condensado PBB-1105/1110/1115 y se envían a uno de los tres siguientes lugares: el tanque de almacenamiento de propano (TKBJ-3005), el tanque de almacenamiento de butano (TKBJ-3010 o el depósito de butano presurizado (VBA-3215). Los no condensables se eliminan de los acumuladores de condensado de recuperación de vapor a través del colector del sistema antorcha de baja presión.

El uso de un compresor de tornillo giratorio para comprimir los vapores de butano mezclados en punto de rocío puede ser problemático. El butano tiene tendencia a condensarse y contaminar el aceite del compresor. Este problema se soluciona parcialmente si se selecciona el aceite apropiado. También se puede solucionar mediante el sobrecalentamiento del vapor de butano de alguna manera. Puede ser beneficioso dejar cierta parte de la tubería de vapor del tanque de almacenamiento de butano sin aislar con el fin de facilitar el escape de calor dentro del sistema.

3.21.7 Almacenamiento Presurizado y Redestilación

El sistema de almacenamiento presurizado consta de cuatro (4) tanques cilíndricos de 60.000 galones (ver PCAM-538-PL-Y-019), dos para propano y dos para butano. A medida que la producción de Malvinas aumente, se instalarán tanques adicionales de almacenamiento presurizado.

Los recipientes de almacenamiento presurizado de propano VBA-3190/3195 de vez en cuando recibirán propano dentro de especificación desde las bombas de reflujo de la torre despropanizadora PBB-1010/1015, mientras que los recipientes de almacenamiento presurizado de butano VBA-3215/3220 recibirán de vez en cuando butano dentro de especificación desde las bombas de reflujo de la torre debutanizadora PBB-1020/1025.

Desde cada recipiente de almacenamiento, el propano y el butano se bombearán, según sea necesario, al área de carga de camiones mediante bombas de carga de camiones de propano PBB-1135/1420 y/o bombas de carga de camiones de butano PBB-1140/1430. También desde cada recipiente de almacenamiento, el butano y el propano pueden volver a destilarse enviando estos líquidos hacia las torres debutanizadora y depropanizadora (CBA-3065 y CBA-3070 respectivamente) a través de las bombas PBB-1145/1350 y 1150/1355 respectivamente.

Los recipientes de redestilación VBA-3340/3350 recolectarán los productos provenientes de la unidad de recuperación de vapor y de los tanques de aceite aguado en el área de carga marina. Los productos recolectados en los tanques de redestilación serán bombeados por las bombas de redestilación PBB-1440/1450 a un calentador de redestilación EBG-4160 y posteriormente hacia las torres debutanizadora y/o depropanizadora.Los vapores provenientes de los recipientes de redestilación se enviarán al sistema de antorcha de baja presión.

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3.21.8 Almacenamiento Atmosférico

3.21.8.1 Almacenamiento de Nafta

El producto de cabeza de la torre de nafta es bombeado por las bombas de reflujo de la torre de nafta PBB-1040/1045 hacia el enfriador de nafta EAL-4550 y luego hacia el tanque de almacenamiento de nafta TKBJ-3020. Luego, el producto es bombeado por las bombas de carga de nafta a buque PBB-1155/1160/1165 hacia el muelle de carga.

Los tanques de almacenamiento de nafta se conectarán con la terminal marina de despacho mediante tuberías submarinas que permitirán el transporte de la nafta hasta el muelle de despacho y cargarla en los buques. En planta, toda la tubería estará sostenida por una serie de guardatuberías elevadas, dejando los tubos al descubierto para su inspección visual. Gran parte de la extensión de los guardatuberías correrá paralela a caminos internos de la planta, posibilitando así la inspección visual diaria.

3.21.8.2 Almacenamiento de JP-5

El producto proveniente de la parte superior de la torre de JP-5/diesel es bombeado hacia el enfriador de JP-5, EAL-4560, y posteriormente hacia el tanque de almacenamiento de JP-5, TKBJ-3025. El producto es bombeado por las bombas de carga PBB-1170-1385 hacia el área de carga en camiones (estaciones).

El almacenamiento de JP-5 en planta estará conectado por una tubería con el área de carga en camiones (estaciones de carga), donde se cargará en camiones tanque. En planta, toda la tubería estará sostenida por una serie de guardatuberías elevadas, dejando los tubos al descubierto para su inspección visual. Gran parte de la extensión de los guardatuberías correrá paralela a caminos internos de planta.

3.21.8.3 Almacenamiento de Diesel

El producto proveniente de la mitad de la torre de combustible JP-5/diesel es bombeado por las bombas de extracción de diesel PBB-1070/1075 al enfriador de producto de diesel EAL-4570 y luego hasta el tanque de almacenamiento de diesel TKBJ-3030. Después de eso, el producto acumulado es bombeado por las bombas de carga de diesel (PBB-1175/1400) hasta el área de carga en camiones (estaciones) donde será cargada en camiones tanque.

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El almacenamiento de diesel en planta estará conectado por una tubería con el área de carga en camiones (estaciones de carga), donde se cargará en camiones tanque. En planta, toda la tubería estará sostenida por una serie de guardatuberías elevadas, dejando los tubos al descubierto para su inspección visual. Gran parte de la extensión de los guardatuberías correrá paralela a caminos internos de planta.

La planta ha sido diseñada de manera que los productos de la unidad de destilación primaria, nafta, JP-5 y diesel, tengan un tanque cada uno. Estos tanques tendrán aproximadamente entre 18 y 24 metros de altura y 30 metros de diámetro cada uno. Los volúmenes de almacenamiento necesarios para los tres productos de la unidad de destilación primaria serán:

Nafta (TKBJ-3020): 440.000 BBLS; JP-5 (TKBJ-3025): 22.500 BBLS; Diesel (TKBJ-3030): 75.000 BBLS.

Estos tres tanques atmosféricos tendrán techos flotantes para reducir al mínimo la formación de gases en la parte superior de los líquidos almacenados en ellos. Los tanques de almacenamiento de diesel y JP-5 se bombearán y transferirán al área de carga de camiones, mientras que en le caso de la nafta, ésta será transferida mediante las tuberías submarinas a la plataforma de carga..

Habrá 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 tanques de almacenamiento estarán dispuestos por productos similares dentro de las celdas de contención. Las celdas de contención estarán cubiertas con una membrana impermeable para impedir las filtraciones en el subsuelo o en el agua subterránea o bien serán impermeabilizados a partir de arcilla compactada de forma tal de lograr una permeabilidad menor a 1x10-6 cm/seg. Cada celda tendrá la capacidad de retener 110% del volumen de la capacidad del tanque más grande de la celda.

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

3.21.9 Terminal Marina

3.21.9.1 Sistema de Carga en Terminal Marina

La terminal podrá entregar propano y butano a buques tanque totalmente refrigerados a velocidades de hasta 30.000 BBLS/hora (4.770m3/hora). Estos mismos productos pueden entregarse a buques tanque semi-refrigerados a una velocidad de 20.000 BBLS/hora (3.070 m3/hora).La nafta puede entregarse a los buques tanques/barcazas atmosféricos a velocidades de hasta 30.000 BBLS/hora (4.770 m3/hora)

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El Sistema de Carga Marina consta de los siguientes subsistemas:

Sistema de Carga de Propano: consta de un Tanque de Almacenamiento de Propano (TKBJ-3005), Bombas de Carga de Propano en Buques (PBB-1090/1095/1100), Bombas del Evaporador de Propano (PBB-1325/1365);

Sistema de Carga de Butano: consta de un Tanque de Almacenamiento de Butano (TKBJ-3010), Bombas de Carga de Butano en Buques (PBB-1120/1125/1130), Bombas del Evaporador de Butano (PBB-1330/1360);

Sistema de Carga de Nafta: consta de un Tanque de Almacenamiento de Nafta (TKBJ-3020) y Bombas de Carga de Nafta en Buques (PBB-1155/1160/1165);

Sistema de Carga en Buques: consta de Bombas de Carga de Propano en Buques (PBB-1090/1095/1100), Bombas de Carga de Butano en Buques (PBB-1120/1125/1130) y Bombas de Carga de Nafta en Buques (PBB-1155/1160/1165).

El sistema de carga marina ha sido diseñado para los siguientes escenarios de carga de productos:

Escenario Propano Butano Nafta

130.000 bph

--- ---

2 ---30.000 bph

---

3 --- --- 30.000 bph

415.000 bph

15.000 bph

---

5 --- --- ---

6 6.000 bph --- ---

7 ---9.000 bph

---

NOTA:Bph: barriles por hora

Cada línea de carga de tierra a la plataforma de carga ha sido diseñada para que circulen 15.000 bph. Por lo tanto, se deben usar ambas líneas cuando se cargue a una velocidad de 30.000 bph.

Las bombas de carga de Propano, Butano y Nafta han sido diseñadas con una capacidad de 15.000 bph (10.500 gpm) cada una. Las bombas son del tipo turbina vertical cilíndrica. Para instalar estas bombas es necesario perforar un pozo profundo. El cilindro de las bombas se coloca en el pozo, mientras que el cabezal de la bomba y el motor se colocan sobre nivel. Dado que las bombas de Propano y Butano funcionan por debajo de la temperatura ambiente, los cilindros de estas bombas deben aislarse (mediante uso de lana de vidrio). Luego se

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coloca el cilindro aislado dentro de otro cilindro exterior que se entierra.El espacio anular entre los cilindros exterior e interior debe ser purgado con aire seco para instrumentos con el fin de impedir la condensación. Dado que las bombas de Nafta operan por encima de la temperatura ambiente, el cilindro interior puede ser enterrado directamente, sin aislamiento ni cilindro exterior. Cada bomba tiene una derivación automática de flujo mínimo siendo este fluido re-circulado nuevamente al tanque de almacenamiento.

La tubería de descarga de cada grupo de bombas se envía a un manifold que se regula de manera que admita el producto en una o en ambas líneas de carga de tierra a la plataforma. Las válvulas de operación remota se utilizan para enviar el fluido en forma apropiada.

Antes de cargar el producto refrigerado, se deben enfriar la tubería de desde tierra hacia la plataforma. Esto se logra mediante el siguiente procedimiento:

Un caudal de flujo relativamente menor al de operación (aproximadamente 300 gpm) de producto se bombea a la línea de carga con la Bomba del Evaporador de Propano o Butano;

A medida que las tuberías se enfrían, la mayor parte del flujo enfriado se vaporiza y retorna a tierra a través de la línea de retorno de vapor. Si se sabe que el vapor de retorno es puro, se envía al sistema de recuperación de vapor que en ese momento sirva al tanque desde el cual se originó el enfriamiento. Luego se condensa y se envía de vuelta al tanque de almacenamiento. Si el vapor que retornó durante el enfriamiento no es propano puro o butano puro (como sería el caso cuando la línea de carga de tierra a la plataforma se está enfriando con propano, mientras que la otra se está enfriando con butano), entonces el vapor se envía a la unidad de reserva de recuperación de vapor, donde se condensa y se envía a los Recipientes de Redestilación (VBA-3340/3350);

Cuando el enfriado está completo, se pone en funcionamiento una de las bombas de carga en buques para llenar la línea de carga;

La carga del buque puede comenzar después de conectar los brazos de carga y una vez que el buque de permiso para comenzar la carga. La velocidad de flujo aumenta gradualmente hasta la velocidad deseada. Cuando el buque está casi lleno, se vuelve a poner en cero la velocidad de flujo y se detienen las bombas de carga;

La siguiente actividad es drenar las líneas de carga y bombear el líquido nuevamente hacia tierra a través de la línea de retorno de líquido. Esta operación toma aproximadamente ocho horas. La línea de retorno de líquido proveniente de la plataforma de carga puede ser dirigida a cuatro lugares: al Tanque de Almacenamiento de Propano, al Tanque de Almacenamiento de Butano, al Tanque de Almacenamiento de Nafta o a los Recipientes de Redestilación. La dirección hacia la que va el líquido se controla mediante válvulas de operación remota.

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3.21.9.2 Componentes de la Terminal Marina

Se prevé que las instalaciones marinas constan de:

Una plataforma de carga principal; Cuatro muertos de amarre; Entre dos a cuatro pilotes de atraque marino.

3.21.9.3 Fondeadero Marino

El muelle consta de una plataforma de carga, dos muertos de amarre frontales interiores, dos muertos de amarre frontales exteriores y cuatro muertos de amarre en forma de “ala de gaviota”. La orientación de la línea de defensa es de este a oeste. La plataforma de carga y los muertos de amarre frontales están situados inmediatamente al sur de la línea de defensa del muelle. Los muertos de amarre están situados a 40 metros al sur de la línea de defensa del muelle. El muelle tiene 190 metros de ancho (de este a oeste) desde la línea del centro hasta la línea del centro de los muertos de amarre hacia el exterior.La profundidad del agua en la línea de defensa es de 15 metros con el fin de acomodar el calado de los buques tanque más grandes que llegarán a la terminal marina. La elevación de cubierta de todas las estructuras es de +8,0m LAT.

Durante las operaciones, la terminal marina tendrá equipamiento disponible para impedir y contener derrames de los productos que se transfieran a los buques tanque. Esto incluirá el uso de empalmes contra derrames en los brazos de carga y la colocación de barrera alrededor del buque tanque durante las operaciones de carga de nafta, entre otras medidas.

3.21.9.4 Pilotes de Atraque

Los muertos de amarre frontales interiores y exteriores son estructuras de pilotes de acero tubular con cabezales de pilotes de acero y cubiertas de hormigón prefabricado. Cada cubierta sostiene un par de ganchos de amarre de liberación rápida con cabrestante eléctrico. La cara norte de cada muerto de amarre sostiene una defensa de goma con elementos de compensación y una tabla de defensa.

3.21.9.5 Plataforma de Carga Principal

La plataforma de carga sostiene la torre de pasaje, 4 brazos de carga, tres tanques de aceite aguado, el sistema de medición, un manifold para mezclar el producto y todos los sistemas de instrumentos, servicios generales y procesos asociados (el sistema de medición, el sistema de recuperación de vapor, las válvulas de liberación, los sistemas de cierre de emergencia, los sistemas de detección de incendio y gas, etc.). La estructura de la plataforma de carga no tiene las cargas de atraque o amarre.

3.21.9.6 Plataforma de Servicios Generales

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La plataforma de servicios generales estará situada al lado del caballete, en el lado de tierra del muelle y fuera de la zona de seguridad. La plataforma de servicios generales soportará las bombas de agua contra incendio y el equipo de distribución eléctrica.

3.21.9.7 Muertos de Amarre

Los muertos de amarre son estructuras de pilotes de acero tubular con cabezales de pilotes de acero y cubiertas de hormigón prefabricado. Cada cubierta soporta tres ganchos de amarre de liberación rápida con cabrestantes eléctricos. Las pasarelas de servicio de la armadura de acero tubular conectan los muertos de amarre, los muertos de amarre frontales y la plataforma de carga.

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3.21.10 Terminal de Camiones

La terminal de carga de camiones contará con instalaciones de carga para camiones tanque de los siguientes productos: Diesel; JP-5; Mezcla de propano/butano presurizada.

No todas las estaciones de carga se instalarán al mismo tiempo, algunas de ellas serán parte de una expansión futura según las necesidades del mercado.

La carga de diesel, JP-5, propano, butano y mezcla de propano se harán dentro de la terminal de carga de camiones en las estaciones de carga de camiones. El JP-5 y el diesel serán bombeados desde tanques atmosféricos (TKBJ-3025 y 3030 respectivamente) mientras que el propano y el butano serán bombeados desde tanques presurizados (TKBJ-3005 y 3010 respectivamente).

La mezcla de propano/butano se creará mediante el control de válvulas. La mezcla tendrá lugar en las tuberías de la estación de carga y se controlará mediante el accionamiento de un interruptor en el panel de control maestro en la unidad de carga de camiones. Para la especificación de la mezcla de propano y butano, remítase a la Sección 3.4.7.

El JP-5 se cargará en las estaciones de carga JP-5 MZZ-6260/6270/6280 y el diesel se suministrará a todas las estaciones ya mencionadas, más las estaciones MZZ-6290 y MZZ-6295.

En cada una de estas estaciones de carga, el camión tanque será detenido dentro de un área provista de canaletas laterales con rejilla protectora y pendiente, de manera que todo líquido derramado se dirija a un sumidero. Los gases de vapor recolectados en estas estaciones se enviarán al sistema de antorcha de baja presión. Los líquidos contaminados dentro de cualquier sumidero serán bombeados o periódicamente transferidos al tanque de aceite aguado o a un separador de aceite y agua.

3.21.11 Edificios

Los edificios previstos en la Planta PISCO incluyen, pero no se limitan, a los siguientes:

Sala de control; Oficinas; Laboratorio; Depósito/almacén;

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Edificios de mantenimiento/talleres; Cocina/comedor; Vestuarios/sanitarios; Sala de recreación/descanso.

Los edificios de la planta estarán protegidos por una cerca de seguridad de 3,6 metros de altura con cubierta de tela y alambre de púas que le da una altura total de 4,2 metros. Dada la cercanía entre la Planta con los centros poblados vecinos, se prevé que los trabajadores permanentes puedan volver a sus casas a diario.la mayor parte del espacio se orientará a los descansos para comidas durante los turnos de la planta y la salas para cambiarse y ducharse.

3.21.12 Instalaciones de Apoyo

3.21.12.1 Sistema de Aceite Caliente

El sistema de aceite caliente ha sido diseñado para brindar el régimen requerido al reboiler de la torre depropanizadora EBC-4000, el reboiler de la torre debutanizador EBC-4015, así como al calentador de propano EBG-4050, al calentador de butano EBG-4100, al evaporador de propano EBG-4110, al evaporador de butano EBG-4120 y al calentador de redestilación EBG-4160. Se necesitan aproximadamente 100 MMBtu/hora para satisfacer a todos los usuarios del sistema de aceite caliente.

El aceite caliente a aproximadamente 300°F y 5 psig es bombeado desde el recipiente de expansión de aceite caliente VBA-3250 por medio de las bombas de aceite caliente PBB-1185/1190/1195. Se proveen tres bombas de aceite caliente (al 50%) cada una de las cuales se provee con una línea de reciclado.

Una parte de la corriente de aceite caliente en la descarga de las bombas (alrededor de 300 gpm) se envía a través del filtro de aceite caliente que se provee 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 MAP-5010, donde se calienta hasta aproximadamente 550°F.

El calentador de aceite caliente es un calentador de tipo cilíndrico vertical de cuatro pasos con ocho quemadores.

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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 EAL-4600 que se provee para 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.

El aceite frío proveniente del enfriador de aceite caliente los reboiler de las torres depropanizadora y debutanizadora se envía al recipiente de expansión de aceite caliente VBA-3250, completando de este modo el circuito de aceite caliente. El aceite caliente proveniente de los usuarios de baja temperatura también se envía al recipiente de expansión de aceite caliente. El sistema de aceite caliente fue diseñado utilizando las propiedades térmicas de Therminol 55.

Parámetros de Diseño de Sistema

Presión mecánica de diseño 150 psig

Temperatura de abastecimiento550F 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 calienteUsar Therminol 55 para las propiedades físicas o similar

El sistema de aceite caliente, tal como se mencionó anteriormente, estará diseñado para dos niveles de temperatura. El nivel de temperatura más alto incluye los reboiler de las torres depropanizadora y debutanizadora, mientras que el nivel de temperatura más baja incluye evaporadores de propano y butano y un calentador de redestilación. Los regímenes de los distintos usuarios se muestran a continuación:

Usuario de aceite caliente

Régimen de bajo nivel

(MMBtu/hora)

Régimen de alto nivel

(MMBtu/hora)

Hervidor del despropanador

--- 73.0

Hervidor del desbutanador --- 27,0

Evaporador de propano (*) 4,5 ---

Evaporador de butano (*) 4,5 ---

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Usuario de aceite caliente

Régimen de bajo nivel

(MMBtu/hora)

Régimen de alto nivel

(MMBtu/hora)

Calentador de redestilación (*)

1,0 ---

Total por nivel 10,0 100,0

Total del sistema 111,5

3.21.12.2 Acondicionamiento y Distribución de Gas Combustible

GeneralidadesEl sistema de gas combustible en la Planta PISCO consistirá en un sistema de acondicionamiento de gas combustible para tratar y suministrar gas combustible a los distintos usuarios en la planta.

A medida que se recibe el gas combustible proveniente de la Planta Malvinas en la Planta PISCO, la presión del gas disminuirá y de este modo, la temperatura del gas descenderá. Antes de usar el gas combustible dentro de la Planta PISCO, será calentado mediante un intercambiador de calor (el único tipo de acondicionamiento necesario). El gas combustible acondicionado o calentado se utilizará en la Planta PISCO para suministrar combustible a las siguientes unidades:

Reboiler de la Torre de Nafta (MAP–5000); Calentador de Alimentación de la Torre de Combustible JP-5/Diesel

(MAP-5005); Calentador de Aceite Caliente (MAP-5010); Generadores de Potencia (MAN-6015, 6110, 6115, 6140); Piloto para los sistemas de antorcha.

Habrá un sistema de gas combustible de alta presión (HP) que suministre gas combustible a los impulsores de la turbina del generador y un sistema de gas combustible de baja presión (LP) para todos los otros usuarios.

El gas combustible que se utilizará en la Planta PISCO será suministrado a una presión de 1.700 psig y 30°F. La presión de diseño de la tubería de suministro de gas combustible serán 2.360 psig. La composición molar del gas combustible es la siguiente:

Compuesto Porcentaje

Dióxido de carbono 0,57

Nitrógeno 0,54

Metano 88,54

Etano 10,33

Propano 0,02

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Sistema de Gas Combustible de Alta PresiónEl gas combustible a ser utilizado en la Planta PISCO se enviará al sistema de acondicionamiento de gas combustible a una presión de 1700 psig. La presión del sistema de gas combustible de alta presión se basará en los requerimientos de presión de combustible de los impulsores de la turbina de los compresores.

La fuente de gas combustible se aislará del sistema de gas combustible mediante una válvula de cierre de emergencia situada corriente arriba del calentador de gas combustible.

El gas combustible será precalentado usando un calentador con baño de glicol o similar antes de reducir la presión del mismo. El baño de glicol se precalentará con un elemento eléctrico de calefacción para las condiciones de arranque del sistema, mientras que después de que el gas combustible caliente esté disponible para el sistema, el tubo caliente se pondrá en marcha y se utilizará para calentar el baño de glicol.

El gas combustible de alta presión fluirá a uno de los dos separadores del filtro de gas combustible de alta presión destinados a remover el 99,5% de las partículas que midan más de 5 micrones de diámetro. Una vez que se haya reducido el gas combustible de alta presión a la presión operativa deseada, el gas pasará a través de un depurador de gas combustible donde se removerá cualquier líquido remanente o flasheado.

Sistema de Gas Combustible de Baja PresiónEl gas combustible de baja presión será removido del sistema de gas combustible corriente abajo de los separadores del filtro de gas combustible y se le reducirá su presión para distribuirlo entre los usuarios de gas combustible de baja presión.

Una vez que se haya reducido el gas combustible de baja presión hasta la presión operativa deseada, el gas pasará a través de un depurador de gas combustible donde se removerá cualquier líquido remanente o flasheado. Los líquidos removidos de los depuradores de gas combustible de alta y baja presión y los separadores del filtro de gas combustible se enviarán al sistema de drenaje húmedo.

3.21.12.3 Sistemas de Generación y Distribución Eléctrica y MCC

La potencia necesaria en la Planta PISCO se generará en el sitio, estimándose que ésta será de 11.000 kW. Este requerimiento de potencia será satisfecho por equipos generadores con turbina a gas. El diseño más probable constará de cuatro equipos generadores con turbina a gas de 4.400 kW cada uno, de los cuales tres serían la fuente de potencia primaria y el cuarto serviría como equipo de reserva, previéndose que esto suministraría potencia ininterrumpida a la planta. La fuente de gas para las turbinas sería el gas del proyecto Camisea, como se mencionó en la sección anterior.

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

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Motores, ¼ hp hasta 200480V/Trifásico/60Hz;

Motores de más de 150 HP4160V/Trifásico/60Hz;

Calefactores de hasta 3000 wats220V/Monofásico/60Hz;

Calefactores de más de 3000 wats480V/Trifásico/60Hz;

Potencia para control de motores120V/Monofásico/60Hz;

Potencia para instalaciones de apoyo220V/Monofásico/60Hz;

Potencia para instrumentos 24 Volt DC.

3.21.12.4 Sistemas de Agua Potable y Sanitario

La función del sistema de agua dulce es producir, almacenar y proveer una cantidad suficiente de agua dulce en la planta PISCO para las necesidades de la planta, incluso agua potable para consumo humano y cocina (si fuera necesario), uso sanitario y duchas. La extracción y el tratamiento de agua salobre de pozos de agua poco profundos en el sitio brindará una fuente adecuada de agua dulce. Si el agua de pozo es salobre, se usará un sistema de filtración por ósmosis inversa (OI) o filtrado similar para tratar el agua y adecuarla a las normas de potabilidad. El diseño de la ingeniería de detalle determinará la demanda diaria.

Se prevé que la fuente de agua potable será un proveedor externo de agua embotellada en bidones de 20 litros, incluyendo dispensers que permitirán suministrar agua fría o caliente. El diseño de la ingeniería de detalle determinará la demanda diaria.

En las Secciones 2.6 y 2.7 se puede encontrar información adicional sobre el sistema sanitario.

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

Se prevé que la fuente de agua para incendio será agua dulce obtenida del sistema de agua potable descrito anteriormente. En la Sección 2.10.4 se puede encontrar información adicional sobre los sistemas de agua contra incendios y en la Sección 2.11 sobre los sistemas de detección de gas, fuego y ESD.

3.21.12.6 Sistemas de Procesamiento y Drenaje de Líquidos y Agua con Hidrocarburos

Se prevé que Planta PISCO será prevista de un sistema de conducción y drenaje de líquidos contaminados con hidrocarburos originados en áreas de proceso. Para ello se prevé la construcción de canaletas, declives, diques y sumideros desde donde se bombeará o transferirá periódicamente estos líquidos a un tanque de agua con hidrocarburos. El contenido de este tanque se separará en dos fases, una acuosa y

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otra oleosa. La fase oleosa se reintroducirá en la alimentación de la unidad de destilación primaria, mientras que la fase acuosa será almacenada en un tanque destinado a tales fines hasta que sea recolectada y tratada adecuadamente en instalaciones externas a la Planta PISCO que se encuentren debidamente habilitadas por las autoridades competentes peruanas. La otra posibilidad que existe es que la fase oleosa sea enviada en forma conjunta con el agua para su tratamiento en instalaciones externas a la Planta PISCO.

En las Secciones 2.6 y 2.7 se podrá encontrar más información sobre este tema.

Los líquidos eliminados de los depuradores del sistema de aire comprimido y de los separadores de filtro se enviarán al sistema de drenaje no presurizado.

Los requerimientos de cargas para los distintos instrumentos y equipamientos accionados por aire comprimido, se confirmarán durante la ingeniería de detalle después de obtener la información del vendedor.

3.21.13 Obras Civiles

Los siguientes componentes de obras civiles están previstas ser construidas en la Planta PISCO:

Caminos y bases o cimientos para edificios; Cimientos o anclajes más pequeños; Cercas de seguridad; Tuberías subterráneas.

Los planos del terreno y de los detalles de cada una de estas obras civiles se trazarán durante el diseño de ingeniería definitivo.

3.21.14 Sistemas Varios

Los siguientes sistemas adicionales se tratan en las secciones que se muestran entre paréntesis:

Sistema de Detección de Incendio y Gas y Sistemas de ESD (ver Sección 2.10);

Sistemas de Alivio/Purga (ver Sección 2.8.2); Sistemas de Agua y Espuma contra Incendios (ver Sección

2.10.3).

3.22 SISTEMAS DE DRENAJE

Los sistemas de drenaje recibirán los líquidos residuales desde distintas fuentes dentro de la Planta PISCO y las tratarán conforme a las normas establecidas con el fin de cumplir con las leyes locales sobre eliminación de residuos y con las normas ambientales adoptadas para este proyecto (ver capítulo IV del Estudio de Impacto Ambiental).

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Para mayor información sobre las instalaciones a que se refiere esta sección, remitirse a los diagramas de flujo de las instalaciones de apoyo en Sistemas de Drenaje I y II, en el Anexo 2.

3.22.1 Categoría de los Efluentes Líquidos

La filosofía general relacionada con el drenaje de la Planta PISCO se resume en los Diagramas de Flujo de las Instalaciones de Apoyo que se adjuntan en el Anexo 2. La función de los distintos sistemas de drenaje será 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 PISCO.

Los sistemas de drenaje que se instalarán y los residuos líquidos que se generarán en la Planta PISCO puede categorizarse de la siguiente manera:

Drenaje Industrial Drenaje Cerrados de Procesos; Drenaje Abiertos de Procesos; Drenajes de Aceites Lubricantes Residuales; Drenajes de Hidrocarburos Húmedos; Drenajes Fríos; Bermas de Contención; Drenaje de Líquidos de Laboratorio.

Drenaje No Industrial Drenajes Pluviales; Drenajes Sanitarios o Cloacales.

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3.22.1.1 Drenaje No Industrial

Drenaje Pluvial: el drenaje de agua o de precipitaciones pluviales consta de líquido que se origina del 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. Por lo tanto, el drenaje del agua de lluvia deberá cumplir con las condiciones mínimas de las precipitaciones. No se requerirá ningún tratamiento para el agua de lluvia.

Drenaje Sanitario o Clocal: este sistema recogerá los desperdicios residuales de baños, lavatorios, duchas, cocinas y vestidores. Debido al limitado número de personal en la Planta PISCO durante las operaciones, los líquidos sanitarios serán mínimos y se calculan para aproximadamente 50 operarios. Para mayor detalle ver Sección 2.7.Durante la etapa de construcción de la Planta PISCO se prevé que cada contratista y/o subcontratista provea a su personal de las instalaciones adecuadas para la recolección, conducción, tratamiento y disposición de estos líquidos residuales.

3.22.1.2 Drenaje Industrial

El drenaje de agua industrial, es decir el agua que tiene un cierto grado de contaminación, principalmente con hidrocarburos, constará de un drenajes cerrados y abiertos de proceso.

Drenaje Abierto de Proceso: este drenaje recolectará 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 estarán físicamente conectados desde las áreas de producción y/o despacho hasta el colector de drenaje abierto.

Las áreas de producción y despacho de productos (incluyendo el área de carga de camiones, unidad de fraccionamiento de LGN, etc.) en las que se pudieran llegar a producir o donde existiera una mayor probabilidad de ocurrencia de pequeñas pérdida de hidrocarburos, aceite, o agua (de lluvia o lavado) que haya estado en contacto con éstos, serán provista de una losa de hormigón en declive que permitirá que el escurrimiento de cualquier líquido sea enviado a una fosa sumidero (de hormigón) que será provista en forma conjunta con la losa.

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Los posibles hidrocarburos acumulados en estas fosas serán primeramente separados del agua limpia, bombeándose éstos al tanque de aceite residual y el agua oleosa se descarga en un tanque destinado a tales fines (tanque de agua de desecho) hasta que sea recolectada y tratada externamente por empresas debidamente autorizadas y habilitadas por las autoridades peruanas. El agua limpia acumulada en estos sumideros se drena al sistema general de drenaje de escurrimientos del área en cuestión. Se instalarán bombas accionadas por motor eléctrico (cada una al 100% de su capacidad de diseño) para eliminar los líquidos almacenados en las fosas sumidero.

Tal como se mencionó anteriormente los hidrocarburos colectados se reintroducirán en la alimentación de la unidad de destilación primaria, mientras que la fase acuosa será almacenada en un tanque destinado a tales fines hasta que sea recolectada y tratada adecuadamente en instalaciones externas a la Planta PISCO que se encuentren debidamente habilitadas por las autoridades competentes peruanas.

Otra posible fuente de agua contaminada será el sistema de extinción de incendios. Para mayores detalles del sistema de eliminación del agua utilizada para sofocar incendios, por favor remitirse a la Sección 2.10.3.3.

Drenaje de Líquidos de Laboratorio: este sistema de drenaje manipulará exclusivamente efluentes residuales provenientes del laboratorio de la Planta PISCO que habrán sido previamente neutralizados mediante el agregado de ácidos o bases, según corresponda. Los efluentes residuales neutralizados serán manipulados de acuerdo con lo expresado en la Sección 2.6.2.3.

Drenaje Cerrado de Proceso: los drenajes de la unidad de destilación primaria tendrán baja presión y se enviarán por medio de un colector subterráneo a un recipiente subterráneo destinado a tales fines y que poseerá una alarma de cierre por nivel máximo y mínimo de líquido. Los vapores generados en este recipiente se conducirán hacia el quemador de la antorcha de baja presión, mientras que los líquidos se bombearán a través de una bomba vertical montada 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 estarán físicamente conectados desde los recipientes e instrumentos hasta el colector de drenaje cerrado.

En caso que los líquidos acumulados en el recipiente subterráneo se bombeen a los recipientes de redestilación, se prevé que éstos se incorporen a la alimentación de la unidad de destilación primaria, mientras que si son bombeados al tanque de aceite aguado, la fase oleosa será transferida como parte de la alimentación de la unidad de destilación primaria y la fase acuosa será 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 PISCO que se encuentren debidamente habilitadas por las autoridades competentes peruanas.

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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 diesel de agua para lucha contra incendios. Los drenajes de estos equipos serán enviados mediante un drenaje abierto a los recipientes subterráneos de drenaje de aceite lubricante, que estarán equipados con bombas verticales destinadas a transferir el contenido (automáticamente, mediante sensores de nivel) al tanque de aceite aguado.

Posteriormente los líquidos transferidos a este tanque se separarán en una fase oleosa que será transferida como parte de la alimentación de la unidad de destilación primaria y una fase acuosa que será almacenada en un tanque destinado a tales fines (tanque de agua de desecho) hasta que sea recolectada y tratada adecuadamente en instalaciones externas a la Planta PISCO que se encuentren debidamente habilitadas por las autoridades competentes peruanas.

Drenajes Fríos: existen diversos equipos, que cuando drenan a presión atmosférica, sus drenajes se enfrían y se condensan líquidos provenientes de los vapores que se flashean debido al cambio de presión. Entre dichos equipos se incluyen los siguientes:

Equipo DrenanteFluído 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 Recuperaciónde Vapor

Propano, Butano

-45 a 15

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

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Drenaje de Hidrocarburos Húmedos: se incluyen principalmente drenajes de agua, pero pueden contener pequeñas cantidades de hidrocarburos que cuando se los drena a presión atmosférica se enfrían y condensan. Las fuentes de este tipo de drenaje incluyen el vierteaguas de los recipientes de sobrecarga de alimentación a la Planta PISCO, el depurador de gas combustible de alta presión, los separadores del filtro de gas combustible y el depurador de gas combustible de baja presión.

Este drenaje será provisto de un sistema de inyección de metanol para impedir el congelamiento o la formación de hidratos. Los líquidos serán dirigidos mediante tuberías hacia un separador de tres fases en el que el vapor generado se enviará al quemador de antorcha de baja presión, la fase acuosa se drenará hacia el tanque de agua de desecho (TKBJ-3035) (se considera que el agua de desecho es un residuo peligroso debido al contenido de metanol y será periódicamente transportada y tratada para su eliminación por terceros debidamente autorizados y habilitados por las autoridades peruanas) y los hidrocarburos serán bombeados al tanque de aceite residual (TKBJ-3060) después de ser adecuadamente calentados a 45°F por medio del calentador del drenaje húmedo (EZZ-4165) y re-circulado al recipiente de drenaje húmedo (VBA-3365).

Una vez en el tanque de aceite aguado, los hidrocarburos podrán ser incluidos dentro de la alimentación de la unidad de destilación primaria o bien transportados y tratados por terceros en instalaciones externas a la Planta PISCO debidamente autorizadas y habilitadas por las autoridades peruanas correspondientes.

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, JP-5 y/o diesel) tienen sumideros de hormigón destinados a recolectar el agua de lluvia, lavado y/o cualquier derrame de producto que se produzca dentro de ellos. La fase acuosa podrá ser descargada a las zanjas de drenaje general del área en el caso de los productos propano y butano, mientras para el caso de la nafta, JP-5, Diesel y alimentación de planta) esta fase será separada en el mismo sumidero antes de ser enviada a la zanja de drenaje general del área. Los hidrocarburos separados en este sumidero serán extraídos y enviados al tanque de aceite residual y será tratado tal como se explicara anteriormente.

3.22.2 Sistemas de Tratamiento de Efluentes Líquidos Residuales

3.22.2.1 Tratamiento de Agua Industrial

Como se dijo anteriormente existen cinco sistemas de drenaje: drenaje frío, drenaje de hidrocarburos húmedos, drenajes cerrado y abierto de proceso y drenaje de aceite lubricante. Los líquidos del drenaje frío se bombean a los tanques de redestilación para su re-procesamiento.

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Los hidrocarburos del drenaje húmedo se bombean al tanque de aceite residual y el agua se bombea al tanque de agua de desecho. Los líquidos de los drenajes cerrados son todos hidrocarburos y pueden ser bombeados a los recipientes de re-destilación o al tanque de aceite aguado. Los líquidos de los drenajes abiertos son en su gran mayoría acuosos y se recogen en sumideros donde los hidrocarburos separados se bombean hacia el tanque de aceite aguado y el agua oleosa se bombea al tanque de agua de desecho. El agua limpia fluye a la zanja de drenaje general del área en cuestión. Los hidrocarburos acumulados en el tanque de colección de líquidos provenientes del drenaje de aceite lubricantes se bombean al tanque de aceite aguado y la fase acuosa al tanque de desecho.

3.22.2.2 Tratamiento de Líquidos Sanitarios

Este sistema recogerá los residuos de los baños, lavatorios, duchas, cocinas y vestidores. Se prevé que una planta de tratamiento de efluentes sanitarios de tipo biológico será provista en la Planta PISCO y tendrá las siguientes características:

Cribado de residuos sólidos gruesos; Compensación de velocidades de flujo y bombeo; Purificación biológica en un reactor de fango activado en una

cámara de aireación; Sedimentación secundaria; Cámara de contacto y sistema de cloración.

Para este proyecto, la descarga directa de los efluentes residuales sanitarios tratados se hará directamente en un pozo séptico, el cual será vaciado regularmente por camiones y enviado a lugares de disposición autorizados.El diseño de la planta de tratamiento de residuos sanitarios o cloacales tendrá en cuenta una población máxima de 50 personas y los siguientes parámetros de diseño han sido considerados:

Población total: 50 habitantes; Volumen por habitante: 0,25 m3/d; Volumen total: 12,5 m3/d; DBO entrante (promedio): 250 mg/l; DBO entrante diario total (promedio): 3,1 kg/día; DBO saliente (máximo): 50 mg/l.

Se planifica que cada subcontratista involucrado en la fase de construcción del proyecto provea su propio sistema temporario de tratamiento de efluentes residuales, cuya capacidad deberá ser adecuada para la cantidad de empleados. Estos sistemas de tratamiento incluirán un sistema de drenaje que recogerá los líquidos provenientes de baños, lavatorios, duchas, vestidores y cocinas y los llevarán a un tanque séptico donde se acumularán.

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Los sólidos y semisólidos provenientes del tanque séptico serán periódicamente removidos y adecuadamente almacenados en un área dedicada, a la espera de su transporte. El tratamiento y eliminación definitiva fuera de la planta se realizará a través de transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados y aprobados.

Además, se deberá instalar una trampa de grasa en la salida de la cocina con el fin de eliminar estos materiales de la corriente de efluentes residuales sanitarios. Periódicamente, se limpiarán estas cámaras y los residuos se almacenarán adecuadamente dentro del área de almacenamiento antes mencionado. Estos residuos se removerán, tratarán y eliminarán fuera de la planta a través de transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados y aprobados.

El contratista deberá respetar los requisitos ambientales para eliminación o descarga de residuos sanitarios.

3.22.2.3 Sistema de Tratamiento de Líquidos de Laboratorio

Esto se refiere exclusivamente a los residuos líquidos que provienen del laboratorio de la Planta PISCO que han sido principalmente neutralizados por la dosificación de ácidos o bases, según corresponda. Después de neutralizar el residuo líquido, se colocarán en recipientes adecuados y se almacenarán hasta que sean recolectados, transportados y tratados externamente a la Planta PISCO a través de empresas debidamente autorizadas y habilitadas.El sector de almacenamiento será provisto de contención secundaria para evitar posibles derrames de estos líquidos.

Existe otra posibilidad para el almacenamiento de estos líquidos y consiste en derivarlos al tanque de agua de desecho para que luego sean recolectados y tratados externamente en forma conjunta con los demás líquidos allí acumulados.

3.23 SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO TEMPORARIO Y/O TRATAMIENTO DE RESIDUOS SÓLIDOS Y SEMISÓLIDOS

3.23.1 Residuos Sólidos

Los residuos sólidos generados en la Planta PISCO pueden dividirse en las siguientes categorías:

Residuos asimilables a domésticos; Residuos industriales no peligrosos; Residuos industriales peligrosos.

A continuación se describe cada tipo de residuo y el tratamiento a aplicar a cada categoría de residuo sólido.

3.23.1.1 Residuos Asimilables a Domésticos

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En este tipo de residuos se incluyen los restos de alimentos, restos de poda (corte de césped o árboles), papeles, cartones, plásticos, nylon, latas de aluminio, vidrios y todos los demás desechos que se generan en lugares tales como oficinas, depósitos, talleres, comedor, baños, etc.

Estos residuos domésticos se almacenarán en recipientes plástico o metálicos provistos de tapa que serán identificados adecuadamente (pintados y/o etiquetados) para aclarar qué residuos contienen y que se distribuirán en toda la planta. Los residuos domésticos serán recolectados periódicamente por la empresa encargada de realizar la recolección de residuos domésticos en Pisco y/o Paracas y serán transportados al relleno sanitario municipal de Pisco y/o Paracas.

Durante la fase de construcción, todos los contratistas y subcontratistas aplicarán el sistema de manejo antes citado y asignarán un área dedicada para su adecuado almacenamiento.

3.23.1.2 Residuos Industriales No Peligrosos

Entre los residuos no peligrosos se incluyen los materiales de descarte generados en los sectores operativos o de mantenimiento que no hayan estado en contacto con hidrocarburos, solventes, etc.

Estos residuos no peligrosos se almacenarán en recipientes plásticos o metálicos provistos con tapa y con la correspondiente identificación (pintada y/o etiquetada) para aclarar qué residuos contienen y que serán distribuidos en todos los sectores de la planta donde se puedan generar estos residuos. Los residuos no peligrosos se recogerán con frecuencia y se llevarán al sitio de almacenamiento de material de desecho designado. Los residuos no peligrosos se volverán a usar y/o se reciclarán en la Planta PISCO tanto como sea posible y los restantes se enviarán (mediante transportistas debidamente autorizados por las autoridades ambientales peruanas) para su eliminación o reciclado en un lugar fuera de la Planta PISCO. Estos operadores deberán estar correctamente autorizados y aprobados por las autoridades ambientales peruanas.

Durante la fase de construcción, todos los subcontratistas que generen residuos no peligrosos aplicarán el sistema de manejo antes citado y asignarán un área dedicada para su adecuado almacenamiento.

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3.23.1.3 Residuos Peligrosos

Los residuos peligrosos incluyen embalajes, correas, mangueras, juntas con contenido de asbestos, latas con restos de pintura, filtros de carbón activado, catalizadores agotados, lana mineral, grasa, trapos, guantes, estopa y otros materiales impregnados con aceite, hidrocarburos, solvente y/o pintura, aceites usados, solventes usados, resina usada (de los tamices moleculares), y cualquier otro material que contenga residuos de hidrocarburos o que hayan estado en contacto con éstos, pintura, solventes, etc.

Los residuos peligrosos se almacenarán en recipientes (tambores) metálicos de tamaño adecuado, provistos de tapa y zuncho y que se encuentren debidamente identificados (pintada y/o etiquetada) para aclarar qué residuos contienen. Los recipientes para recolección de residuos peligrosos serán distribuidos en toda la planta. Periódicamente, los residuos peligrosos se recogerán y se llevarán al lugar de almacenamiento temporario de residuos peligrosos. La instalación para almacenamiento temporario de residuos peligrosos tendrá piso de hormigón y una barrera continua de hormigón de aproximadamente 15 cm de altura alrededor del perímetro del piso, una canaleta de recolección de posibles derrame de líquidos y/o agua y un sumidero de capacidad adecuada para el almacenamiento de estos líquidos.

El lugar de almacenamiento tendrá un techo para proteger a los tambores de las inclemencias naturales, iluminación y ventilación adecuada, así como contará con una cantidad adecuada de elementos de lucha contra incendios.

Los transportistas y operadores de residuos peligrosos debidamente autorizados por las autoridades ambientales peruanas llevarán a cabo el tratamiento y eliminación definitiva de estos residuos peligrosos en una planta de tratamiento externa a la Planta PISCO.

Durante la fase de construcción, todos los subcontratistas que generen residuos peligrosos deberán aplicar el sistema de manejo apropiado para estos residuos. Esto incluye a los residuos generados en tierra y en los buques marinos de construcción.

3.23.2 Residuos Semisólidos

Los residuos semisólidos generados en la Planta PISCO incluirán los lodos de la planta de tratamiento de líquidos sanitarios así como los provenientes de los tanques de aceite residual y de agua de desecho.

Periódicamente se extraerá el lodo proveniente de los tanques anteriormente mencionados y se almacenará en tambores metálicos con la correspondiente identificación (pintada y/o etiquetada para saber qué residuos contienen) que serán provistos de tapa y zuncho. Los residuos semisólidos se almacenarán temporariamente en el mismo sitio que los residuos peligrosos, donde se designará un sector especial para el almacenamiento de estos residuos.

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Existe la posibilidad que estos lodos sean directamente extraídos por camiones de aspiración y vacío. Los transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados por las autoridades ambientales peruanas llevarán a cabo el tratamiento y la eliminación definitiva de estos residuos semisólidos en una planta de tratamiento externa a la Planta PISCO.

En cuanto a los lodos de la planta de tratamiento de líquidos sanitarios, éstos serán evacuados según la periodicidad necesaria y serán almacenados en tambores metálicos con la correspondiente identificación (pintada y/o etiquetada para saber qué residuos contienen) que serán provistos de tapa y zuncho. Los residuos semisólidos se almacenarán temporariamente en el mismo sitio que los residuos peligrosos, donde se designará un sector especial para el almacenamiento de estos residuos. Existe la posibilidad que estos lodos sean directamente extraídos por camiones de aspiración y vacío. Los transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados por las autoridades ambientales peruanas llevarán a cabo el tratamiento y la eliminación definitiva de estos residuos semisólidos en una planta de tratamiento externa a la Planta PISCO.

Tal como se mencionó anteriormente, todos los subcontratistas involucrados durante la fase de construcción (de tierra y para la terminal marina) del proyecto periódicamente removerán y almacenarán apropiadamente en un área dedicada los sólidos y semisólidos provenientes del tanque séptico, así como la grasa de la cámara de retención de grasa que se hubiese generado. El tratamiento y eliminación definitiva de estos residuos se hará fuera de la planta a través de transportistas y operadores de residuos debidamente autorizados y aprobados.

3.24 CONDICIONES DE TRABAJO Y AMBIENTE. RIESGOS INTERNOS ESPECÍFICOS DE LA ACTIVIDAD

3.25 SEGURIDAD EN LA PLANTA PISCO Y EN LA TERMINAL MARINA

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

3.25.1 Sistema de Cierre

La planta estará 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 PISCO permitirá 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

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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 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

aislación correspondientes.

El sistema de “cierre” se pondrá en práctica por medio de la lógica de control de procesos y se conectará a la red de detección de gas, incendio y humo estratégicamente ubicada en toda la planta para ayudar a detectar los posibles peligros operativos.

Se establecerán varios niveles de cierre para aislar un sistema o subsistema, o inmediatamente después de la primera detección de situaciones anormales, para impedir su aumento y reducir al mínimo la necesidad del cierre total de la planta.

Según el hecho que ocurra, los hidrocarburos en la planta pueden ser purgados parcialmente o totalmente.

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

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 de un sistema de antorcha y venteo que disminuya la posibilidad de que la situación problemática incremente los riesgos para el personal.

3.25.2 Sistema de Detección de Incendio y Gas

El sistema de detección de incendio y gas es parte esencial de la seguridad en la Planta PISCO. 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, incluso en las zonas de carga en camiones y buques tanque.

El sistema de detección de incendios operará en conjunto con el sistema de extinción de incendios con el fin de indicar al operador

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dónde está ocurriendo y qué sistemas de respuesta se encuentran en acción.

El sistema de detección de gas funcionará de manera similar e indicará 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.

3.25.3 Sistema de Extinción de Incendios

La Planta PISCO tendrá un sistema de agua contra incendios que consta de un sistema de distribución de agua contra incendios, equipo de agua contra incendios (bombas, tanques, válvulas de control), hidrantes, monitores de agua contra incendios, estaciones de carretes de mangueras, sistemas de extinción de gas y extinguidores de incendio portátiles.

3.25.3.1 Sistema de Distribución de Agua contra Incendios

El sistema de distribución de agua contra incendios tendrá la forma de un anillo que satisfaga la expansión futura planificada en el diseño de la Planta PISCO. 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.

Se elegirá la ubicación de los principales equipos de agua contra incendios (bombas, tanques, válvulas de control, etc.) para reducir al mínimo el daño en el caso de incendio o explosión en la planta.

3.25.3.2 Sistema de Agua contra Incendios

Los tanques de agua contra incendios tendrán suficiente capacidad para abastecer al equipo de bombeo mientras operan a su capacidad máxima durante cuatro (4) horas. Los tanques de agua contra incendios también estarán equipados con alarmas de alto y bajo nivel y estarán diseñados de acuerdo con las normas API 650 y NFPA 22.

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3.25.3.3 Sistemas de Eliminación de Agua contra Incendios

En el caso en que se recoja agua contra incendios, permanecerá dentro de las bermas alrededor de los tanques y de las áreas del proceso. No se descargará antes de efectuarle la prueba apropiada de hidrocarburos. Si se encuentran hidrocarburos, se enviará al sistema de drenaje adecuado para su tratamiento y correspondiente eliminación. En el caso de que el agua sea limpia, se liberará sin tratamiento. En las Secciones 2.6 y 2.7 se podrá encontrar información sobre sistemas de drenaje y eliminación de residuos.

3.25.3.4 Sistema de Bombeo de Agua para Incendios

Se instalarán dos bombas al 100% (una de reserva) como mínimo. La capacidad establecida de las bombas será el requisito máximo resultante de un análisis de incendios simultáneos en dos zonas adyacentes cualesquiera. Una de las bombas mencionadas tendrá un motor eléctrico, mientras que la otra será impulsada por un motor diesel, en caso de que haya pérdida de potencia durante el incendio. El sistema también incluirá un bomba Jockey para mantener la presión del sistema. Las bombas de agua contra incendio estarán diseñadas de acuerdo con la norma NFPA 20.

3.25.3.5 Protección de Áreas de Producción

Área de Planta: se instalarán hidrantes o monitores de manera que las corrientes de agua de 30 m3/h (mínimo) puedan dirigirse hacia cualquier hecho. 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 o monitores de manera que las corrientes de agua de 30 m3/h (mínimo) puedan dirigirse hacia cualquier hecho. Además, se considerará la inundación de agua de los tanques de almacenamiento de líquido presurizado por zonas a través de rociadores.

3.25.3.6 Protección de Plataforma de Carga

Las zonas de plataforma de carga y adyacentes estarán equipadas con sistemas adecuados de extinción de incendios que comprenden monitores de incendio, sistemas de espuma, cortinas y rociadores de agua para una cobertura máxima de los buques y de la instalación en la costa en caso de incendio.

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3.25.3.7 Sistema de Espuma

Los sistemas de suministro de espuma se utilizarán en todos los tanques atmosféricos de techo flotante. Cualquier de estos sistema de suministro estará diseñado de acuerdo con los requisitos de la norma NFPA 11. La capacidad de almacenamiento del tanque se corresponderá con la cantidad de agente espumante necesario para operar durante una (1) hora a la capacidad establecida.

3.25.3.8 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 áreas de la planta. En áreas que contengan equipos eléctricos, transformadores, motores, paneles de control, etc., se dará consideración al uso de dióxido de carbono o producto de sustitución de fluorocarbono como agente extinguidor.

3.26 OPERACIONES Y FILOSOFÍA DE CONTROL

3.26.1 Generalidades

La Planta PISCO operará 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 de Planta. El SCP será diseñado, construido e instalado por terceros. Todos los controles, indicaciones de alarmas y cierres para las distintas unidades de proceso se realizarán en la sala de control del SCP. Se podrá utilizar un sistema de control PLC local (sistema auxiliar SA) en cualquier unidad tal como se considere necesario y prudente. Los controles, las indicaciones, las alarmas y los cierres contenidos en un PLC SA se duplicarán en la sala de control.

En general, todos los circuitos de control, indicaciones, alarmas y cierres irán a la sala de control del SCP. Algunas entradas y salidas críticas como los pedidos y órdenes de cierre, permisos para arrancar, alarma de problemas comunes, etc., se conectarán físicamente al Sistema de Cierre de Seguridad (SCS) del SCP

El diseño definitivo de todos los circuitos se determinará durante la fase de diseño detallado.

Todos los PLC SA 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;

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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 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 (que serán determinados durante la Revisión HAZOP). La redundancia también se implementará a todos los niveles: controladores, enlaces de comunicación, suministros eléctricos y puestos de trabajo.

3.26.2 Sistema de Seguridad de Procesos (Planta PISCO y Terminal Marina)

El Sistema de Cierre estará 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

aislación correspondientes; Poner en marcha generadores de emergencia y transferir UPS y

colectores críticos de energía; Enviar señales de alerta a las tuberías de entrada.

Para la terminal marina, se deben tener en cuenta consideraciones de seguridad adicionales. Las ayudas para la navegación, como luces, balizas y sirenas se mantendrán en buen estado. Las balizas de seguridad marcan la presencia de la plataforma de carga y el caballete de tuberías cumplirá con las normas internacionales de visibilidad y ubicación.

Los equipos de comunicaciones sobre la plataforma de carga incluirán radioteléfono de VHF y radio FM/AF.

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3.26.3 Cierre a Distancia desde el Sistema de Control Central

El sistema estará 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 tendrá 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 tendrá un menú principal para acceso a las diferentes pantallas de operación, que se conectarán de acuerdo con la secuencia lógica y el operador podrá 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 circuitos de control y para las variables de campo más críticas.

Se configurará una base de datos históricos que permitirá guardar valores instantáneos o promedios de variables de procesos en el disco. Los intervalos de backup y la duración del archivo histórico se definirán durante la fase de ingeniería básica.

3.26.4 Niveles Múltiples de Cierre que incluye un ESD

No se han definido completamente los niveles múltiples de cierre. La siguiente información representa niveles típicos de cierre y se puede usar como referencia únicamente.

Las unidades 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, de otras áreas o el equilibrio de la planta. Es posible que sea necesaria la atención inmediata del operador par 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 puede tener consecuencias sobre la velocidad de flujo del LGN proveniente de la Planta Malvinas en un corto plazo (unas pocas horas). La intervención del operador tendrá que ponerse en marcha rápidamente para impedir el cierre automático de las bombas cebadoras de las tuberías y de las bombas de embarque. El sistema de tuberías debe ser notificado de los cambios de flujo y de la ocurrencia de un ESD.

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El ESD de una unidad en la Planta 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 PISCO durante más tiempo que su propia capacidad de almacenamiento de entrada cerrará esa planta. La Planta PISCO debería tener un almacenamiento de retención de entrada total de 12 horas. Es necesaria una señal de alarma ESD desde Malvinas a PISCO.

Una Alarma de ESD desde la Planta PISCO se transmitirá a la Planta Malvinas, pero no es necesario un cierre inmediato. El cierre de la tubería debería detener las Bombas de Embarque de las Tuberías y las Bombas Cebadoras. Los tanques de almacenamiento de LGN en Malvinas tendrán 6 horas de almacenamiento máximo de retención de flujo, impidiendo de este modo el cierre inmediato de la Planta Malvinas. Un cierre planificado o una reducción de la velocidad de flujo para prolongar el tiempo durante el cual la Planta Malvinas podría permanecer operativa sería iniciado después de recibir la Alarma ESD de PISCO.

Los siguientes niveles de cierre describen estos pasos.

3.26.4.1 Cierre del Nivel I

El cierre de una unidad:

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

Aislará y/o purgará los equipos asociados según el Diagrama de Causa y Efecto del proyecto (emitido después de la Revisión HAZOP);

Eliminará el exceso de presión de gas o de vapor en las tuberías de esa unidad;

No se purgarán los líquidos presurizados, a menos que los operadores los inicien en forma manual;

Se bloquearán y ventearán las instalaciones de apoyo de la unidad.

Una unidad se cierra cuando:

Se inicie un Cierre desde la sala de control central (SCC) para esa unidad;

Se inicie un Cierre Manual Local de la unidad; Se detecte un escape de gas (confirmado por dos o más detectores)

en esa unidad o grupo de equipos (F&G SD); Se detecte 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 serán instaladas en puntos estratégicos alrededor de la planta;

Los procesos alimentados sólo por esa unidad se cierren;

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Todos los equipos de esa unidad se cierren; La entrada de producto que alimenta a esa unidad se bloquee; Una pérdida parcial de potencia eléctrica (cuando una unidad o un

área específica sea parte de un esquema de separación de carga); Se inicie un cierre general de la planta (donde todas las unidades se

cierran).

3.26.4.2 Cierre Nivel II

El cierre de un área:

Bloqueará 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;

Aislará y/o purgará los equipos asociados según el Diagrama de Causa y Efecto del Proyecto (emitido después de la Revisión HAZOP);

Despresurizará las tuberías de esa área de la presión excesiva de gas o vapor;

Los líquidos presurizados no se purgarán, salvo que sean iniciados en forma manual por los operadores;

Las instalaciones de apoyo del área se bloquearán y ventearán.

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). Todos los dispositivos de cierre tendrán alarmas previas al cierre. Se instalarán alarmas audibles y balizas visuales en puntos estratégicos alrededor de la planta;

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).

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3.26.4.3 Cierre de Nivel III

El Cierre de los Procesos de la Planta PISCO:

Cerrará las áreas de procesos e instalaciones de apoyo; La producción corriente arriba recibirá la alarma (de notificación); Se pondrán en marcha los generadores de emergencia y la fuente

de corriente de emergencia y UPS se transferirá a los generadores de emergencia;

Se bloquearán las corrientes de entrada y salida de la producción y se liberarán los gases y vapores seleccionados hacia los sistemas de quemado.

El Proceso de la Planta PISCO 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);

Cuando ocurre una pérdida parcial de potencia eléctrica (según se la definió durante la revisión HAZOP).

3.26.4.4 Cierre del Nivel IV

El Cierre de Emergencia de la Planta PISCO:

Cerrará las áreas de procesos e instalaciones de apoyo; Se notificará a la tubería corriente arriba sobre el ESD de la planta; Se pondrán en marcha los generadores de emergencia y la fuente

de potencia de emergencia y UPS se transferirá a los generadores de emergencia;

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

Se liberarán los gases y vapores seleccionados a los sistemas de antorchas.

Tendrá lugar un Cierre completo de Emergencia en la Planta PISCO 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);

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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);

Cuando ocurra una pérdida completa de potencia eléctrica.

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

3.26.5 Filosofía de Control

En toda la planta, incluso 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 Buques, Instalaciones de Carga en Camiones, Medición de Transferencia en Custodia y el Sistema de Quemado, prevalecerá la siguiente filosofía general de control:

Control de Bombas: Los operadores pondrán 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: estarán 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: estarán controlados por el Sistema de Manejo de las Antorchas y por los operadores del sistema de control de proceso (PCS).

Circuitos Convencionales del Proceso: estarán controlados por los instrumentos de la base fuente de comunicaciones “Fieldbus” y las válvulas de control. Las excepciones utilizarán los Transmisores Inteligentes según la norma Hart Protocol 4-20 mA y posicionadores convencionales de válvulas. Estas señales al campo serán intrínsecamente seguras.

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

Los proceso pueden controlar parte de su operación por medio de un PLC local o separado y el resto será operado desde el PCS.

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

Ciertos circuitos de control locales pueden ser neumáticos (3-15 psig).

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4 INSTRUCCIONES GENERALES PARA EL MANEJO Y ALMACENAMIENTO DE SUSTANCIAS.

Con el fin de unificar terminologías aplicables y criterios generales de manejo de sustancias y productos químicos, a continuación se incluyen en el presente manual , definiciones generales y criterios de aplicación en el manejo de sustancias químicas. Cabe destacar que estas guías, aunque se refieren a productos derivados de la industria petrolera ,están dirigidas a las actividades mineras. Pese a esto ultimo, debido a la generalidad de los conceptos expuestos, consideramos oportuno la inclusión de los siguientes definiciones.

Por lo general, los productos derivados del petróleo se clasifican de acuerdo con su punto de inflamación. Los más peligrosos son aquellos compuestos que tienen un punto de inflamación más bien bajo. Asimismo, los derivados del petróleo con bajo punto de inflamación tienen densidades de vapor mayores que el aire, por lo que, se acumulan en zonas bajas, pudiendo causar explosiones y una deficiencia de oxígeno en la atmósfera aledaña. En el caso de los hidrocarburos con un punto de inflamación más alto la presión de vapor no es suficiente para originar peligros de explosión; este es el caso, por ejemplo, del aceite lubricante.

4.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS, Y LÍMITES DE EXPOSICIÓN

En el Anexo de la guía, se resume las características físicas y químicas, así como los límites de exposición adecuados para la seguridad de los trabajadores en el uso de productos derivados del petróleo. De acuerdo con lo presentado, las propiedades físicas y químicas varían considerablemente. Por ejemplo, el punto de inflamación de la gasolina es de 46º C, que es muy bajo, lo que indica una tendencia significativa de la gasolina a emitir vapores explosivos aún a bajas temperaturas. Por otro lado, los aceites lubricantes poseen un alto punto de inflamación (186º C), lo que indica que la generación de vapores explosivos sólo se da a altas temperaturas.

Todos estos productos son inmiscibles con el agua, excepto en el rango de algunaspartes por millón; no obstante, son biodegradables con el tiempo.Los límites de exposición se aplican con mayor frecuencia a los hidrocarburos con bajo punto de inflamación, tales como la gasolina, ya que en el caso de los compuestos con un punto de inflamación más alto la presión de vapor no llega a representar una amenaza para las condiciones ambientales. Los empleados expuestos a la gasolina durante largos períodos deben ser examinados para verificar que no hayan sido excedidos los TLV-TWA.

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4.2 EFECTOS EN LA SALUD E IMPACTO AMBIENTAL

Efectos en la Salud - Frecuentemente en estos productos a mayor punto de inflamación, menor es su toxicidad. Este hecho se debe a la mayor presión del vapor de los reactivos de menor punto de inflamación. El aumento de la concentración de gases y vapores de los productos de bajo punto de inflamación en el centro de trabajo puede llegar eventualmente a niveles explosivos o tóxicos.La inhalación de gasolina tiene un efecto entre mediano a altamente tóxico. La exposición reiterada o prolongada de la piel produce dermatitis y en algunos casos ampollas. Su inhalación e ingestión oral produce depresión en el sistema nervioso central. La aspiración pulmonar puede originar neumonitis grave. Incluso una breve inhalación de altas concentraciónes puede causar un edema pulmonar mortal y asfixia.Asimismo, la gasolina puede producir hiperenemia de la conjuntiva y otras molestias en los ojos.

Efectos Ambientales - las evidencias de campo y de laboratorio han demostrado que los combustibles causan efectos adversos en las formas de vida acuática que van de la toxicidad letal grave a la toxicidad subletal (casi letal) a largo plazo. Debido a la amplia variedad de compuestos incluidos en la categoría de combustibles, resulta imposible establecer valores significativos de LC50 de 96 horas para aceites y grasas sin especificar el producto al que se está haciendo referencia. Muchos fabricantes han desarrollado datos sobre la toxicidad específica de sus productos en la vida acuática.

Sin embargo, de acuerdo con los datos que se presentan en la guía , la categoría más susceptible de organismos es la larva marina, que no resiste la contaminación por petróleo, en especial los compuestos solubles en agua, aun en concentraciones del orden de 0.1 mg/l. Asimismo, el Anexo citado indica que las especies de agua dulce tienden a ser más sensibles que las especies de agua salada, y que los compuestos más volátiles son más tóxicos que los compuestos menos volátiles y de peso molecular más alto. De manera general, en toda descarga de agua no debe haber presencia visible de hidrocarburos, los que pueden ser reconocidos como un "manto brilloso".

Los derrames o descargas de los productos derivados del petróleo al suelo pueden llegar a la napa freática y constituir una fuente de contaminación del agua subterránea por muchos años. Los combustibles y lubricantes utilizados deben ser recogidos y luego incinerados o reciclados. El combustible de desecho no debe ser empleado para eliminar el polvo de los caminos. La presencia de contaminantes como el plomo de los aditivos del petróleo, así como los efectos de los combustibles o lubricantes en sí tendrán un impacto las aguas superficiales y subterráneas.

Los problemas relacionados con los incendios son bastante conocidos y no serán tratados en la presente guía, sólo se enfatizará que no se debe emplear la gasolina

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como un solvente de taller debido a su volatilidad y potencial riesgo de explosión.Todos los productos líquidos derivados del petróleo que se almacenan a granel, (por ejemplo, contenedores con una capacidad mayor de 415 litros) deben contar con un dispositivo de contención secundaria dotado de revestimiento impermeable y un sistema de bermas. Los derivados del petróleo con puntos de inflamación mayores de 38C, tales como el combustible diesel, pueden almacenarse en el lugar en contenedores más pequeños. La gasolina no se debe almacenar dentro de instalaciones debido al peligro de explosión. Además, ésta se debe almacenar en tanques especialmente diseñados para el almacenamiento de líquidos inflamables. Dichos tanques deben tener orificios de ventilación para evitar el aumento de la presión durante períodos de mayor temperatura y estar construidos con materiales resistentes a las perforaciones y a las chispas.

4.3 DESCRIPCIÓN Y USO DE LOS REACTIVOS

Normalmente, su almacenamiento es en cilindros de 210 litros (55 galones), como por ejemplo, las grasas, lubricantes pesados y aceites de transmisión o en tanques de almacenamiento a granel para productos de alto consumo, como la gasolina, petróleo diesel y algunos aceites lubricantes más ligeros.

Cuando el almacenamiento se realiza en cilindros, las áreas de trasvase y utilización deben contar con mecanismos de contención o control de derrames; igualmente, se debe contar con equipos de protección y contra incendios.

Los letreros deben ser legibles y estar ubicados de tal manera que permitan la rápida identificación de los productos. Todos los cilindros deberán contar con su respectiva identificación.

Asimismo, todo el personal que trabaje en el área de almacenamiento o que tengaacceso a productos de esa área, debe estar debidamente entrenado para su apropiado uso y manipuleo, así como para poder hacer frente a situaciones de emergencia. No deberá almacenarse la gasolina y demás productos de bajo punto de inflamación en los locales cerrados.

Todos los tanques de almacenamiento a granel, ubicados en superficie, deberán contar como protección ante la eventualidad de derrames con un sistema de revestimiento con una capacidad equivalente al de 110 por ciento del volumen delmayor tanque de almacenamiento ubicado dentro del área con berma. El revestimiento o berma puede ser construido con tierra recubierta con una capa de arcilla o plástico impermeable, concreto o asfalto. La identificación del producto debe ser fácilmente visible y legible, se deberá capacitar a los empleados sobre el manejo y respuesta en caso de emergencias.

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El buen estado de todo tanque de almacenamiento subterráneo (incluyendo tuberías bajo tierra) deberá ser evaluado con cierta periodicidad. Cuando menos, se deberá comparar los registros de inventario de llenado y uso, con el fin de descartar la existencia de goteras en el sistema del tanque. Por lo menos una vez cada dos años deberá verificarse la presión y hacerse una evaluación del buen funcionamiento del sistema de bombeo.

4.4 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS, Y LÍMITES DE EXPOSICIÓN

Debido a la gran cantidad de compuestos incluidos dentro de esta categoría, se harealizado un esfuerzo para agrupar, en primer lugar, los compuestos según las seis categorías antes señaladas y en segundo lugar, de acuerdo con su tipo químico. Para aplicaciones similares se utiliza una gran variedad de productos, los cuales se venden bajo diferentes nombres de marca, sin embargo, se trata de miembros de la misma familia de compuestos.

4.5 MANEJO, TRANSPORTES Y ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES

Se implementará un Plan de Contingencias para las plataformas de carga incluyendo eventos de derrames de hidrocarburos, combustibles, aceites, etc.

Las barcazas y buques taller estarán equipados con plumas y absorbentes. Las plumas estarán distribuidas alrededor del área inmediata de operación del equipo marino.

En el caso de derrames, se usarán absorbentes para limpiarlos;

El uso y movimiento de estos productos deberán ser minimizados;

El área de almacenamiento de combustibles de equipos y maquinarias deberá estar rodeada de un muro de contención de tierra o diques, alrededor de los depósitos, según normas API, con una capacidad del 110% del volumen del tanque de mayor capacidad, dentro del dique, para prevenir posibles potenciales derrames.

Los recipientes de combustibles y lubricantes tendrán letreros claros indicando su contenido y la clase de riesgo que éste representa;

Las áreas para almacenamiento de combustible, serán provistas de paños o colchoncillos para recolectar líquidos de goteo y dispondrán de artículos útiles para casos de derrame.

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En las áreas de almacenamiento de combustible se colocarán señales que prohiban fumar a una distancia mínima de 25 metros alrededor del lugar donde se hallen los recipientes de combustible.

4.6 PROPIEDADES DE SUSTANCIAS QUÍMICAS PELIGROSAS

En general se clasifican los productos y sustancias químicos de acuerdo a sus características de peligrosidad, que son :

A. Inflamabilidad B. Corrosividad C. Reactividad D. Toxicidad E. Venenos

A. Inflamabilidad

La Inflamabilidad es la medida de la facilidad que presenta un gas, líquido o sólido para encenderse y de la rapidez con que, una vez encendido, se diseminarán sus llamas.

Cuanto más rápida sea la ignición, más inflamable será el material. Los líquidos inflamables no lo son por si mismos, sino que lo son debido a que su vapor es combustible.

Hay dos propiedades físicas de los materiales que indican su inflamabilidad: el punto de inflamación y la volatilidad (determinada por el punto de ebullición). El punto de inflamación de un material es la temperatura a la cual

un líquido (o sólido volátil) desprende vapor, en cantidades suficientemente significativas, para formar una mezcla que puede encenderse en contacto con el aire.

Cuando existe una fuente externa de ignición (como por ejemplo, chispas eléctricas, llamas) un material se puede encender a temperatura igual o superior a su punto de inflamación.

El punto de inflamación del éter etílico es de -45º C; el queroseno tiene un punto de inflamación entre 38 y 65,5º C. Los gases inflamables no tienen punto de inflamación puesto que ya se encuentran en fase de vapor.

La volatilidad de un material es un indicativo de la facilidad con que

un líquido o sólido pasa al estado de vapor.

La volatilidad se mide mediante el punto de ebullición del material (temperatura a la cual la presión de vapor del material es igual a la presión atmosférica).

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El término "volatilidad" se confunde con frecuencia y se utiliza como sinónimo de "inflamabilidad".

Existen algunos materiales que son volátiles pero en cambio no son inflamables, como el agua, cloroformo y mercurio.

Algunos materiales son pirofóricos, es decir, que pueden arder espontáneamente sin necesidad de que haya una fuente de ignición exterior. Por ejemplo, el sodio metálico puede reaccionar con la humedad del aire. Esta reacción produce hidrógeno gas y el calor generado por la reacción puede ser suficiente para hacer arder el hidrógeno con el oxígeno del aire. Los productos y sustancias que posean esta característica , llevaran en forma visible la siguiente etiqueta:

1. Etiquetado e Información

SUSTANCIAS INFLAMABLES

Los contenedores de líquidos inflamables deben estar etiquetados adecuadamente antes de su uso.

Se puede encontrar información sobre inflamabilidad en las Hojas de Datos de Seguridad de Materiales en el epígrafe de Datos sobre Fuego y Explosión (Ver Anexo de este Manual).

Almacenamiento

Los materiales inflamables no deben almacenarse jamás cerca de ácidos. Las áreas de almacenamiento deben estar suficientemente frías para evitar la ignición en el caso de que los vapores se mezclaran con el aire.

Deben estar bien ventiladas para evitar la acumulación de vapores. Se debe evitar almacenar materiales inflamables en neveras convencionales (que no son a prueba de explosiones).

Las chispas producidas por las luces interiores o los termostatos pueden generar la ignición de los materiales inflamables que hubiera en el interior de la nevera, provocando un peligro de explosión.

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Las áreas de almacenamiento deben tener materiales de limpieza de derrames y equipo adecuado contra incendios en las proximidades. Los extintores portátiles deben ser de espuma química seca o de dióxido de carbono.

Las áreas de almacenamiento deben revisarse periódicamente para detectar deficiencias y los materiales inflamables deben almacenarse en cantidades mínimas.

Los líquidos inflamables deben separarse en categorías dependiendo de su punto de ignición. Se debe colocar un anuncio bien visible de

NO FUMAR

en los lugares de uso y almacenamiento de materiales inflamables.

Utilización de materiales inflamables

Se debe utilizar guantes cuando se manipulan líquidos o vapores inflamables. El transvase de líquidos inflamables o combustibles solo se debe llevar a cabo en una campana extractora o en un almacén acondicionado. Se debe estar seguro de que no hay cerca ninguna fuente de ignición cuando se transfiere o se usa un líquido inflamable. NO SE DEBE USAR directamente llamas de mecheros o placas calefactoras, para calentar líquidos inflamables. NO DEBE UTILIZARSE agua para limpiar los derrames de un líquido inflamable. Los restos de líquidos inflamables NO SE DEBEN ECHAR AL DESAGÜE

Corrosividad

Los gases, líquidos y sólidos pueden presentar propiedades corrosivas que son peligrosas. Las sustancias químicas corrosivas pueden quemar, irritar o destruir los tejidos vivos.

Cuando se inhala o ingiere una sustancia corrosiva, se ven afectados los tejidos del pulmón y estómago.

Gases corrosivos - se absorben fácilmente por el cuerpo a través de la piel en contacto y por inhalación. Líquidos corrosivos - se utilizan frecuentemente en el laboratorio y son, en gran medida, causa de lesiones corporales externas.

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Sólidos corrosivos - producen lesiones retardadas. Debido a que los sólidos se disuelven fácilmente en la humedad de la piel y del aparato respiratorio, los efectos de los sólidos corrosivos dependen en gran medida de la duración del contacto. Los materiales con propiedades corrosivas pueden ser ácidos (pH bajo) o básicos (pH elevados).

Algunos ejemplos de sustancias corrosivas utilizadas con frecuencia: ácido sulfúrico hidróxido amónico ácido clorhídrico hidróxido sódico ácido nítrico hidróxido potasio

1. Etiquetado e Información

SUSTANCIAS CORROSIVAS

Almacenamiento

Los ÁCIDOS, las BASES y los MATERIALES CORROSIVOS se deben separar de los MATERIALES ORGÁNICOS INFLAMABLES. Los materiales corrosivos se deben almacenar cerca del suelo para minimizar el peligro de caída de las estanterías. Se deben almacenar en ÁREAS FRÍAS, SECAS y BIEN VENTILADAS, ALEJADAS DE LA LUZ SOLAR. El área de almacenamiento no debe estar sometida a cambios bruscos de temperatura. Utilización de materiales corrosivos

Se debe llevar el equipo de protección adecuado (delantal de laboratorio, guantes de caucho y protección ocular contra salpicaduras). Si hubiera peligro de salpicaduras frecuentes, también se debe llevar protección en la cara.

Los materiales corrosivos deben utilizarse en una campana extractora de gases para protegerse de la posible generación de humos peligrosos o nocivos.

SIEMPRE SE DEBE AÑADIR LOS ÁCIDOS SOBRE EL AGUA(nunca el agua sobre el ácido). Durante la adición de reactivos, el ácido se deja resbalar por las paredes del recipiente y luego se mezcla lentamente.

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Los materiales corrosivos deben transportarse en contenedores irrompibles.

C. Reactividad Explosivos

Los materiales explosivos son sustancias químicas que producen una liberación repentina, casi instantánea, de una cantidad grande o pequeña de gases a presión y calor cuando repentinamente se golpean, se someten a presión o a elevada temperatura. Bajo ciertas condiciones de choque, temperatura o reacción química, algunas sustancias PUEDEN EXPLOTAR VIOLENTAMENTE.

Los trozos de vidrio de los recipientes salen expelidos y pueden producir cortes en la piel. Se pueden producir llamas en los gases en combustión. Se pueden liberar sustancias tóxicas o corrosivas. Antes de trabajar con materiales explosivos, se debe:ENTENDER las propiedades químicas de los mismos, CONOCER los productos de las reacciones laterales, la incompatibilidad de ciertas sustancias y CONTROLAR los posibles catalizadores ambientales (tales como los cambios de temperatura). 1. Etiquetado e Información de sustancias explosivos

SUSTANCIAS EXPLOSIVAS

Almacenamiento y Utilización

SE DEBE EVITAR: Que se seque el ácido PÍCRICO. Mezclar sustancias químicas inflamables con oxidantes. Fugas de gases inflamables. Calentar gases comprimidos o licuados. Que las temperaturas fluctúen incontroladamente durante las experiencias en las que se utilizan reactivos químicos explosivos al entrar en contacto, de repente, un líquido caliente (por ejemplo, aceite) con un material de bajo punto de ebullición. Materiales inflamables con catalizadores (por ejemplo, los ácidos o las bases catalizan una polimerización explosiva de la acroleína). Productos de la descomposición explosiva de peróxidos procedentes de la acumulación en los contenedores durante el almacenamiento.

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Planificación cuidadosa del procedimiento de trabajo con sustancias químicas explosivas

Los aparatos experimentales para la preparación o utilización de sustancias explosivas se deben introducir en una caja seca provista de guantes o en una cortina de gas. No se debe utilizar destornilladores metálicos en los contenedores de peróxidos, ya que la fricción generada por el metal puede ocasionar detonación del peróxido. Se debe reducir al máximo las cantidades de éteres almacenadas. Se debe disponer de extintores específicos en las proximidades de los lugares de trabajo con sustancias explosivas. Se debe analizar todos los riesgos antes de comenzar el trabajo experimental con sustancias explosivas, incluyendo la estabilidad de los reactivos y productos. El concepto de toxicidad se puede aplicar a todas las sustancias químicas que se utilizan en el laboratorio. La terminología que se utiliza en este epígrafe puede ayudar no solo a evaluar el nivel de los riesgos, sino que también proporciona una guía para la selección del equipo de protección personal adecuado.

Definiciones de Toxicidad

La toxicidad se define como la capacidad de una sustancia para producir daños en los tejidos vivos, lesiones en el sistema nervioso central, enfermedad grave o, en casos extremos, la muerte cuando se ingiere, inhala o se absorbe a través de la piel. La administración de una dosis particular de una sustancia química a un animal de laboratorio, y la subsiguiente respuesta, pueden ayudar a predecir que dicho compuesto químico tendrá efectos tóxicos en el ser humano. La relación entre dosis-respuesta se representa en una curva que demuestra que no todos los individuos responden de la misma manera a una dosis particular. Algunos individuos serán más sensibles que otros, y una dosis específica que puede ser letal para unos pero no para otros. De este modo, la toxicidad es un VALOR PROMEDIO ,DL50 - Dosis Letal 50, o DL50

El punto de la curva en el que, ha muerto el 50% de los animales de laboratorio, como resultado de la administración de una dosis concreta de una sustancia química particular . Esta se indica normalmente en términos de mg de sustancia ingerida por kg de peso del individuo (mg/kg). Cuanto más bajo sea el valor de la DL50, más tóxico será el material. La inhalación de sustancias tóxicas puede producir daños importantes en los tejidos. Los pulmones tienen una gran superficie de tejido que podría ser vulnerable al ataque de vapores tóxicos y partículas suspendidas en el aire.

La toxicidad de las sustancias inhaladas se mide mediante los Valores Umbrales Límite, VUL (en inglés Threshold Limit Values o TLV) que se

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expresan en partes por millón (ppm) de la sustancia en el aire, o mg de sustancia por m3 de aire.

Existen dos tipos de valores umbrales límite: el promedio en peso por unidad de tiempo, PPT (en inglés Time-Weighed Average, TWA) y el límite de contacto a corto plazo, LCCP (en inglés Short-Term Excursion Limit, STEL).

La toxicidad de una sustancia absorbida se puede determinar de varias formas. Con frecuencia, los valores umbrales límite de una sustancia tendrán una notación dérmica indicando que se absorben rápidamente por la piel. La absorción también se puede indicar mediante la solubilidad de la sustancia en agua, ya que las sustancias muy solubles en agua pueden disolverse en la humedad de la epidermis y atravesar la piel. Por ejemplo, la piel absorbe fácilmente el dimetilsulfóxido (DMSO); si este disolvente contuviera cualquier sustancia tóxica, o la sustancia tóxica estuviera en la superficie de la piel, el DMSO la transportaría al interior del cuerpo.

Una sustancia puede tener toxicidad aguda o crónica. Las sustancias que provocan toxicidad aguda, tienen efectos inmediatos sobre la salud de un individuo sometido a una sobreexposición. Una sustancia que tiene toxicidad crónica, afectará eventualmente a la salud de la persona expuesta al material durante un periodo de tiempo largo. CPT - concentración promedio en el tiempo (en inglés Time-Wheighed Average, TWA) :Es la concentración promedio de una sustancia a la que puede exponerse un trabajador durante una jornada de ocho horas diarias sin notar efectos adversos. Un punto importante a tener en consideración es que los efectos adversos de la sobreexposición a una sustancia pueden ir desde un dolor de cabeza o nauseas, hasta discapacidades más importantes. Por ello, las CPT deben considerarse solamente como una guía para controlar riesgos de salud en el laboratorio, y no como cotas fijas entre concentraciones seguras y peligrosas. LCCP - límite de contacto a corto plazo : Es la cantidad máxima de una sustancia a la que puede exponerse un trabajador durante un periodo de 45 minutos sin presentar efectos adversos. De nuevo, este límite debe entenderse solo como una guía aproximada.

E. Venenos

Una sustancia venenosa es aquella que produce la muerte o lesiones graves en caso de inhalación, ingestión o contacto con la piel de pequeñas cantidades de la misma. Una sustancia pueden ser venenosas o no dependiendo de la cantidad, (por ejemplo, un poco de cianuro o una gran cantidad de pasta de dientes). 1. Etiquetado e Información

SUSTANCIAS VENENOSAS O

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TÓXICAS

Cualquier sustancia que se etiquete con el símbolo internacional de veneno debe tratarse como peligrosa Almacenamiento y Utilización

Los compuestos venenosos deben tratarse con precauciones extremas. Se debe llevar, guantes y gafas de seguridad y trabajar en una campana de seguridad bien ventilada.

5 SEGURIDAD EN EL ALMCENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

De acuerdo, entre otras normativas y guías relacionadas , al D.S. No 052-93-EM.- Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos, se especifican los siguientes lineamientos de seguridad en el almacenamiento de hidrocarburos, los que fueron considerados al momento del diseño de las instalaciones del proyecto:

De acuerdo al Artículo 2o. Del D.S citado - El Reglamento alcanza a las empresas cuya actividad se encuentra sujeta a jurisdicción nacional y tenga a su cargo el proyecto, construcción, operación o mantenimiento de instalaciones para almacenamiento de hidrocarburos líquidos y/o de gases licuados de petróleo (GLP) y/o líquidos criogénicos en cualquiera de las actividades o etapas indicadas en el artículo precedente. A dichas personas o empresas en el Reglamento se les denominará Empresa Almacenadora.

El Reglamento es de aplicación a las Empresas Almacenadoras de hidrocarburos, líquidos inflamables y combustibles líquidos, o líquidos residuales, excepto si son sólidos a 37.8oC (100oF) o más, que se almacenan en estado líquido a condiciones normales de temperatura y presión. El Reglamento también se aplica a los gases licuados y líquidos criogénicos.

Dentro del documento citado, se especifican normas de seguridad para el almacenamiento de productos de hidrocarburos. En este manual se describen las indicaciones principales:

DEFINICIONES TECNICO-OPERATIVAS

Artículo 4o.- Las Definiciones Técnico Operativas de los términos que se mencionan en el Reglamento se dan en el título octavo, anexo I

ASPECTOS GENERALES

ALMACENAMIENTO Y USO SEGURO

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Artículo 8o.- El almacenamiento y uso seguro de la gran variedad de líquidosdepende particularmente de su punto de inflamación y es en base a este factor que se les ha clasificado.La clasificación de un líquido podrá cambiar por contaminación de otro líquido con menor punto de inflamación.

COBERTURA DEL REGLAMENTOArtículo 9o.- Las facilidades de almacenamiento de GLP, que cubre el Reglamento, son los tanques de almacenamiento fijos y las facilidades asociadas de carga-descarga-transferencia en terminales marítimos o de tuberías, plantas deprocesamiento de gas natural, plantas petroquímicas y playas de tanques.

REGLAMENTO NO LIMITATIVO DE CALIDADES DE SISTEMASIGUALES O SUPERIORES. SUSTENTACIONArtículo 12o.- El Reglamento no limita el uso de sistemas, métodos, materiales oaccesorios de equivalente o superior calidad, resistencia, efectividad, durabilidad y seguridad de los aquí prescritos. Sin embargo, la propuesta que difiera delReglamento deberá ser sustentada técnicamente ante los Organismos Competentes.

CONTROL Y DISMINUCION DE RIESGOSArtículo 14o.- La Empresa Almacenadora deberá disminuir o controlar al máximo, los eventuales riesgos que la instalación represente para las personas y propiedades.No obstante, la Empresa Almacenadora asume todo el riesgo, costo y responsabilidad frente al Estado y terceros sobre los efectos derivados de sus actividades relativas al almacenamiento de líquidos, debiendo para eso estar cubierta por la póliza de seguro a que se refiere el título quinto del Reglamento.

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO. CALCULOArtículo 15o.- Para efectos de aplicación de este Reglamento, el cálculo de laCapacidad total de un sistema de almacenamiento de líquidos de más de una clase, se hará asignando a los volúmenes útiles de los diferentes productos o derivados, los valores constantes siguientes:a) Para líquidos Clase IA, IB, IC: el 100 por ciento de su capacidad útil.b) Para líquidos Clase II: el 50 por ciento de su capacidad útil.c) Para líquidos Clase IIIA, IIIB: el 25 por ciento de su capacidad útil si son aceites y el 10 por ciento sin son otros productos.

SISTEMAS DE ALMACENAMIENTOALAMACENAMIENTO DE LIQUIDOSArtículo 16o.- Los líquidos podrán ser almacenados en diversos sistemas,clasificándose de manera general en ``sistemas convencionales'' y ``sistemas noconvencionales''.

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Los almacenamientos denominados ``convencionales'' consisten en tanquessuperficiales y tanques enterrados. Los tanques superficiales son aquellos cuyasparedes laterales y techo están en contacto directo con la atmósfera, se subclasifican en tanques atmosféricos, tanques a presión, tanques refrigerados y tanque térmicos.Los tanques enterrados son aquellos cubiertos con material sólido y expuestos apresiones ocasionadas por el empuje o peso del material que los rodea.

El almacenamiento ``no convencional'' es todo sistema que no está descrito en elReglamento, requiriendo especiales consideraciones en su proyecto, construcción y mantenimiento. Los almacenamientos ``no convencionales'' pueden ser:a) Almacenamiento en pozas abiertasb) Almacenamiento flotantec) Almacenamiento en cavernasd) Almacenamiento en tanques de concreto pretensadoe) Almacenamiento en plataformas marinas.

USO DE TANQUES ATMOSFERICOSArtículo 17o.- Los tanques atmosféricos serán usados para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vapor de 0.914 Kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar. Por cada 300 metros de elevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.035 Kg/cm2 abs (0.5 psia).

TIPOS DE TANQUES ATMOSFERICOSArtículo 18o.- Los principales tipos de tanques atmosféricos son de techo flotante y de techo fijo.a) Los tanques atmosféricos de techo flotante, son aquellos en que el techo flota sobre la superficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores. Los principales tipos de techo flotante son: Techos de cubierta simple con pontones, techos de cubierta doble con pontones, y techos flotantes internos que a su vez puede diferenciarse en techos flotantes internos rígidos y en sábanas flotantes. Los tanques atmosféricos de techo flotante serán utilizados en:- Almacenamiento de líquidos con Presión de Vapor Reid mayor a 0.281 Kg/cm2 abs (4 psia).- Cuando el líquido es almacenado a temperaturas cercanas en 8.3oC (15oF) a supunto de inflamación o a temperaturas mayores.- En tanques cuyo diámetro excede los 45.0 metros y sean destinados a almacenarlíquidos de bajo punto de inflamación.- Almacenamiento de líquidos con alta presión de vapor que son sensitivos adegradación por oxígeno.b) Los tanques atmosféricos de techo fijo, pueden tener techo autosoportado o porcolumnas, la superficie del techo puede tener forma de domo o cono. El tanque opera

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con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos.Ventilaciones en el techo permiten la emisión de vapores y que el interior semantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas derespiración. Los tanques de techo fijo son usados para almacenar líquidos en loscuales los tanques de techo flotante no son exigidos.

TANQUES A PRESIONArtículo 19o.- Los tanques a presión son utilizados para líquidos con presión devapor mayor o igual a 0.914 Kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar, los principalestipos de tanques a presión son recipientes cilíndricos y esferas.a) Los recipientes cilíndricos son de acero, se usan para almacenar cualquier gaslicuado a su temperatura crítica y presión requerida. Su montaje en posiciónhorizontal se hace sobre dos o más apoyos y si es en posición vertical se hace sobreun fuste. Se consideran económicos almacenamientos con dimensiones de hasta 4.50metros de diámetro y capacidades de agua de hasta 800 metros cúbicos.b) Las esferas son otra forma de almacenar líquidos similares. Consisten de unrecipiente esférico formado por gruesas paredes de acero, con seis o más aportes ocolumnas. Se consideran económicas las esferas con capacidad de agua a partir de los800 metros cúbicos.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO REFRIGERADOSArtículo 20o.- Los tanques de almacenamiento refrigerados son utilizados paraalmacenar gases licuados, en rangos del etileno al butano, que tienen un punto deebullición entre -126.6oC a -1.1oC (-260oF a +30oF). Los principales tipos detanques refrigerados son: recipientes a presión, esferas a presión y tanques cilíndricos verticales.a) Los recipientes a presión refrigerados se utilizan para el almacenamiento de gases a alta presión como GLN u otros gases criogénicos para los que el almacenamiento a presión a temperatura ambiente no es factible. Límites prácticos de estos recipientes son de 4.5 metros de diámetro.b) Las esferas a presión refrigeradas se utilizan para almacenar volúmenesintermedios de líquidos.c) Tanque cilíndrico vertical refrigerado es la forma más común de almacenar grandes volúmenes de líquidos refrigerados. Puede ser de paredes simples o dobles. El de pared simple es similar a los tanques

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atmosféricos, excepto que dispone un fondo plano; la cara exterior del cilindro tiene un aislamiento térmico y el techo puede ser en forma de domo o de sombrilla, para operar con presiones ligeramente mayores a la atmosférica de 0.035 a 0.105 Kg/cm2 (0.5 a 1.5 psig). Los tanques de pared doble se asemejan a los tanques atmosféricos, excepto que el cilindro está compuesto por dos paredes concéntricas con un material aislante que ocupa el espacio anular, el que se encuentra a una ligera presión positiva mediante el uso de un gas inerte como el nitrógeno.d) Tanques térmicos son instalaciones para mantener una adecuada temp eratura que permita el flujo de líquidos de alta viscosidad. Se recomienda que los líquidos sean mantenidos a una temperatura mayor en 8.3oC a la de su punto de escurrimiento o que la viscosidad cinemática sea mayor a 300 cSt.

PLANEAMIENTO DE LAS INSTALACIONESDISEÑO GENERAL DE INSTALACIONESArtículo 22o.- El arreglo y diseño general debe basarse principalmente en condiciones de seguridad y eficiencia de las instalaciones. Se tomará en cuentaaspectos como:a) Proximidad a áreas urbanas y vías públicas.b) Expectativas de desarrollo de propiedades adyacentes.c) Riesgo de instalaciones adyacentes.d) Cantidad y clase de líquidos almacenados.e) Topografía del lugar.f) Facilidades de acceso en caso de emergencias.g) Códigos y regulaciones locales.

GUIA DE DESARROLLO DE PROYECTOSArtículo 23o.- Las indicaciones del Reglamento son guías para el desarrollo deproyectos en sitios de configuración o topografía normal. De no tener estascondiciones, se deberá tomar precauciones especiales para satisfacer las condiciones básicas de seguridad y eficiencia.

DISTANCIAS MINIMAS DE DISIPACION DE ESCAPESArtículo 24o.- Debe definirse las distancias mínimas en la que las emisiones ovapores que escapan de los tanques se disipen y no puedan alcanzar las áreas seguras, en concentraciones superiores a los límites de inflamabilidad. Las distancias mínimas indicadas en los artículos siguientes, toman en cuenta la posibilidad de fuego y los efectos de la radiación del calor sobre las estructuras o tanques adyacentes.

DISTANCIA MINIMAS DE TANQUES A VIAS PUBLICASArtículo 25o.- Las distancias mínimas de tanques a linderos, a vías públicas y aedificaciones dentro de la propiedad, se dan en los incisos siguientes.Para efectos de las distancias mínimas, se definen como tanques de techo flotante a aquellos con techo de cubierta simple o doble, con pontones; también se incluye a los tanques de techo fijo con ventilaciones que tengan techo flotante de cubierta simple o doble, con pontones o que tengan sábanas flotantes.

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Los tanques con techos o sábanas, flotantes que no cumplen con el API 650 o que en su sistema de flotación seutilicen espumas plásticas aunque estén encapsulados en metal, se consideran como tanques de techo fijo.a) Todo tanque almacenado líquidos Clase I, Clase II o Clase IIIA, excepto loindicado en el siguiente artículo o almacenando líquidos inestables o líquidos concaracterísticas de ebullición desbordante; operado a presiones no mayores de 0.175 Kg/cm2 (2.5 psig), proyectados con accesorios de venteo de emergencia y/odiseñados con unión débil del techo y cilindro, será ubicado de acuerdo a la Tabla (1) del título octavo anexo II.b) Tanques verticales diseñados con unión débil del techo al cilindro y almacenando líquidos clase IIIA podrán ser ubicados a la mitad de lo indicado en la tabla (1), sólo si no están dentro de áreas estancas o en la ruta del drenaje de tanques que almacenan líquidos Clase I o Clase II.c) Todo tanque que almacene líquidos Clase I, Clase II o Clase IIIA, excepto cuando almacenen líquidos inestables o líquidos con características de ebullicióndesbordante, y opere a presiones superiores a 0.175 Kg/cm2 (2.5 psi), será ubicado de acuerdo a la Tabla (2).d) Todo tanque para almacenamiento de líquidos con características de ebullicióndesbordante será ubicado de acuerdo a la Tabla (3). Este tipo de líquidos no seráalmacenado en tanques de techo fijo mayor a 45 metros de diámetro, a menos quesistemas de protección a base de gases inertes sean instalados en el tanque.e) Todo tanque para almacenamiento de líquidos inestables será ubicado de acuerdo a la Tabla (4).f) Todo tanque para el almacenamiento de líquidos Clase IIIB será ubicado deacuerdo a la tabla (5), excepto si son líquidos inestables o si están dentro de áreasestancas o en la ruta de drenaje de tanques que almacenan líquidos clase I o clase II.En este caso los incisos (a) y (b) serán utilizados.

DISTANCIAS MINIMAS ENTRE TANQUES ADYACENTESArtículo 26o.- Las distancias mínimas entre tanques adyacentes se dan en lossiguientes incisos:a) Todo tanque para el almacenamiento de líquidos estables Clase I, Clase II o Clase IIIA, estará a las distancias indicadas en la Tabla (7), excepto en los casos indicados en los incisos siguientes.b) En instalaciones de producción ubicadas en lugares remotos, los tanques parapetróleo con capacidades individuales no mayores a 475 metros cúbicos, podránespaciarse 0.9 metros como mínimo.c) Todo tanque para el almacenamiento de líquidos Clase IIIB podrá ser espaciado no menos de 0.9 metros, excepto si está dentro de áreas

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estancas o en la ruta del drenaje de tanques que almacenan líquidos Clase I o Clase II, en este caso se utilizará las distancias indicadas en Tabla (7).d) Para todo tanque que almacene líquidos inestables, la distancia no será menor que la mitad de la suma de sus diámetros.

DISTANCIAS MINIMAS. TANQUES DE GLPArtículo 27o.- Se dan en los siguientes incisos, las distancias mínimas relativas atanques de GLP:a) La distancia mínima entre un tanque de GLP y los linderos o líneas de propiedad donde existen o pueden haber edificaciones en el futuro se indica en la Tabla (10) del título octavo anexo II. Deberán ser dadas mayores distancias o protecciones adicionales cuando edificaciones para viviendas, edificaciones públicas o industriales se ubiquen en las propiedades adyacentes.b) La distancia mínima entre tanques de GLP o entre tanques de GLP y otros tanques a presión que almacenan líquidos inflamables o peligrosos será:- Si el almacenamiento es en esferas o recipientes verticales, la mitad del diámetro de la mayor esfera o recipiente, pero no menos de 1.5 metros.- Entre recipientes horizontales no menos de 1.5 metros. Mayores distancias setomarán si el diámetro de los recipientes es mayor a 3.0 metros.- Si el almacenamiento es en esferas y recipientes horizontales y verticales, se tomará la mayor de las distancias precedentes.c) La distancia mínima entre tanques de GLP y otros tanques no presurizados quealmacenan líquidos inflamables o peligrosos sera:- Si el otro tanque es refrigerado, tres cuartas partes del diámetro del mayor tanque.- Si el otro tanque es atmosférico almacenando líquidos Clase I, un diámetro delmayor tanque.- Si el otro tanque es atmosférico almacenando líquidos Clase II, Clase IIIA y Clase IIIB, la mitad del diámetro del mayor tanque.- 30.0 metros- En ningún caso se requiere que la distancia sea mayor que 60.0 metros.d) La distancia mínima entre tanques de GLP y edificaciones regularmente ocupadas será:- 15.0 metros si la edificación se utiliza en el control de las operaciones dealmacenamiento.- 30.0 metros si la edificación es para otros propósitos.e) Las distancia mínima entre tanques de GLP e instalaciones o equipos no indicados en artículos anteriores deberá ser:- A recipientes de procesos, 15.0 metros.- A quemadores o equipos con llamas abiertas, 30.0 metros.- A otros equipos con llamas abiertas, incluyendo hornos y calderas, 15.0 metros.

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- A equipos rotativos, 15.0 metros, excepto si son bombas que toman de los tanques de GLP, en ese caso podrán colocarse a no menos de 3.0 metros.- A facilidades de carga y descarga de cisternas no menos de 15.0 metros.- A las vías navegables y muelles, no menos de 30.0 metros.- A líneas de transmisión y subestaciones eléctricas, 15.0 metros.- A los motores estacionarios de combustión interna, 15.0 metros.f) La distancia mínima entre tanques de GLP y el borde del área estanca de otrostanques de almacenamiento será de 3.0 metros.

DISTANCIAS MINIMAS. TANQUES REFRIGERADOS.Artículo 28o.- Las distancias mínimas relativas a tanques refrigerados de GLP se danen los siguientes incisos:a) La distancia mínima entre tanques refrigerados de GLP a linderos o líneas depropiedad donde existen o pueden haber edificaciones en el futuro será de 60.0metros. Protecciones adicionales o mayores distancias se deberán tomar siedificaciones públicas, industrias o viviendas se ubican en las propiedadesadyacentes.b) La distancia entre tanques refrigerados de GLP será no menor a la mitad deldiámetro del mayor tanque.c) La distancia entre tanques refrigerados de GLP y otros tanques no refrigerados de líquidos será la mayor de las siguientes distancias:- Si el otro tanque es presurizado, las tres cuartas partes del diámetro del tanquemayor.- Si el otro tanque es atmosférico y almacena líquidos Clase I, una distancia igual al diámetro del tanque mayor.- Si el otro tanque es atmosférico y almacena líquidos Clase II, Clase IIIA o ClaseIIIB, igual a la mitad del diámetro del tanque mayor.- 30.0 metros.- En ningún caso, se requiere que la distancia sea mayor que 60.0

metros.

DISTRIBUCION DE TANQUES ATMOSFERICOSArtículo 29o.- Para el arreglo o distribución de tanques atmosféricos se recomienda:a) Que los tanques conteniendo petróleo o líquidos de bajo punto de inflamación sean ubicados en áreas lejanas de unidades de proceso, linderos o zonas de alta ocupación.b) De ser posible, los tanques deberán agruparse de acuerdo a su riesgo (tipo detanque o tipo de líquidos almacenados).c) Los tanques con petróleo o con líquidos de bajo punto de inflamación tendrán un arreglo en filas de no más de dos tanques. Cada tanque estará adyacente a una vía de acceso.

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d) Los tanques con líquidos de alto punto de inflamación tendrán un arreglo en filas de no más de tres tanques.

DISTRIBUCION DE TANQUES REFRIGERADOS Y A PRESION DE GLPArtículo 30o.- En el arreglo o distribución de tanques refrigerados y a presión deGLP se recomienda:a) Los tanques esféricos o recipientes de GLP, deberán estar ubicados en forma talque permita la máxima dispersión de vapores mediante la libre circulación de aire.Los contornos del suelo y obstáculos deberán ser tomados en cuenta para dichoefecto.b) Los tanques esféricos tendrán un arreglo en filas de no más de dos tanques. Almenos un lado de cada tanque será adyacente a una vía de acceso.

CONDICIONES DE EDIFICACION DENTRO DE INSTALACIONESArtículo 31o.- Dentro de las instalaciones para almacenamiento de hidrocarburos, la construcción de cualquier edificación deberá obedecer a las siguientes condiciones:a) Los edificios serán construidos con materiales incombustibles. Se exceptúan deesta disposición las puertas y ventanas de los edificios no incluidos en lasdisposiciones especiales.b) En cada edificio existirán puertas que se abran al exterior o paralelamente a lasparedes, los accesos a esas puertas deberán estar siempre libres de toda obstrucción, sea ésta exterior o interior.c) Los almacenes, oficinas y otros locales de trabajo deberán obedecer al Reglamento Nacional de Construcciones (RNC) en lo que se refiere a la obra o construcción; y al Reglamento para la Apertura y Control Sanitario de Plantas Industriales (Ley No.-13270), en lo referente a condiciones de higiene y salubridad.d) Los comedores, cantinas, cuartos de baño, lavabos, etc. estarán igualmente sujetos a los mismos Reglamentos, en lo que les sea aplicable.e) En las edificaciones cerradas se observarán las siguientes disposiciones:- Deberá existir una ventilación adecuada, natural o artificial. En caso de ventilación artificial, los aparatos deberán ser instalados de forma que no constituyan una causa de incendio o explosión.- Los pisos de edificaciones cerradas, donde eventualmente se puedan producirderrames, deberán ser construidos 20 centímetros más bajo que el nivel del pavimento o terreno circundante, de forma que impida que los líquidos derramados drenen hacia el exterior. Los pavimentos deberán ser construidos con materiales impermeables. Se exceptúan de esta disposición los almacenes en taras, de líquidos Clase III que no sean aceites combustibles así como aquellas edificaciones en zonas muy lluviosas, donde se preverá un sistema estanco.

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- Cada edificio, excepto aquellos destinados a oficinas, tendrá por lo menos dospuertas con un mínimo de 2.1 metros de altura y 1.5 de ancho. En adición a ello, elancho de los vanos será igual a 1 metro por cada 100 metros cuadrados de superficie techada de la edificación.f) Los edificios administrativos deberán ser ubicados en áreas seguras,preferentemente cerca de los principales puntos de ingreso y con acceso directo a las vías públicas a fin que los visitantes no ingresen a las áreas de trabajo.g) Los edificios de operación tales como estaciones de bombeo, edificios de envasado donde se manejen líquidos Clase I estarán situados a más de 15.0 metros de los linderos en caso de ser de malla de alambre. En caso de que el cerco fuera sólido, la distancia podrá reducirse a 6.0 metros.h) Las edificaciones de servicios que de por sí no constituyen un riesgo, pero quepueden tener fuego abierto u otro riesgo similar, serán situadas en áreas seguras lejos de donde los líquidos son almacenados y/o manipulados.i) La casa de calderas, generadores y de bombas contra incendio deberán ser ubicadas en áreas seguras y donde el equipo pueda ser operado seguramente en caso de incendio.

DISEÑO DE TANQUES. NORMAS TECNICAS Y SEGURIDADArtículo 33o.- Los tanques de almacenamiento serán diseñados según reconocidos códigos o normas usando adecuados factores de seguridad y construidos de acuerdo a la buena práctica de ingeniería.a) Especial atención debe darse a las cargas de techo, acciones de sismos o vientos,presiones internas, características del suelo y estabilidad del tanque, en áreas donde las condiciones son inusualmente severas.b) Se tomará en cuenta la compatibilidad de los materiales constituyentes del tanque con el líquido que está conteniendo.

PROYECTO DE LAS FUNDACIONESArtículo 34o.- Para el proyecto de las fundaciones, un completo conocimiento de las condiciones del suelo debe ser obtenido, requiriéndose por lo menos las siguientes determinaciones: Capacidad portante del suelo, riesgo de flotación o licuefacción, asentamientos totales y diferenciales esperados.a) Para el proyecto de las fundaciones deberá tomarse en cuenta el mayor efectocombinado de las cargas estáticas y dinámicas como: Peso propio del tanque y sucontenido, cargas de prueba, cargas de viento, nieve y sismo, cargas de operación.b) Todos los tanques deben apoyarse en el terreno de corte o en fundaciones deconcreto reforzado, pilotes u otros. Las fundaciones deben ser diseñadas paraminimizar la posibilidad de asentamientos diferenciales así como los riesgos decorrosión del fondo del tanque en la parte en contacto con la fundación.

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c) Se deberán tomar especiales consideraciones de ingeniería para el diseño deestructuras especiales, soportes de tanques esféricos y otros recipientes para GLP.d) En los tanques refrigerados, el diseño del aislamiento del fondo debe evitar elcongelamiento del suelo circundante y de la cimentación.e) En la prueba hidrostática, todos los tanques deberán ser llenados de una manera controlada para evitar los asentamientos diferenciales.f) En localidades sujetas a posibles inundaciones, se deberán tomar especialesprecauciones para evitar la flotación de los tanques, estén éstos llenos o vacíos. Sepodrá optar por sistemas de anclaje o mediante el llenado con agua, cuando seaaplicable.g) Para los tanques de GLP, las dimensiones y profundidad de la cimentación deberán ser tales que limiten los asentamientos del tanque y se prevengan sobreesfuerzos en las tuberías conectadas al tanque. Los asentamientos deberán ser controlados durante un largo período de tiempo.h) Cuando sea impracticable proyectar fundaciones que satisfagan el inciso anterior, pueden ser proyectadas fundaciones flotantes o de pilotes. En este caso los asentamientos esperados serán determinados a partir de ensayos y verificados en el subsecuente servicio.

SISTEMAS DE VENTILACIONArtículo 37o.- Todo tanque requiere un sistema de ventilación, que obedecerá a loindicado en los siguientes incisos:a) Para los tanques atmosféricos, ventilaciones libres o válvulas de presión y vacíocon suficiente capacidad de venteo deben ser instaladas a fin de prever cualquierincremento sobre la máxima presión de diseño del tanque; incremento que puedeocasionar la distorsión del techo o del cilindro. La capacidad de venteo deberá serdimensionada para satisfacer todas las condiciones de llenado y descarga, así como las variaciones de temperatura que pueda experimentar el tanque en su servicio.b) El sistema de venteo se calculará y diseñara de acuerdo a la norma API 2000 u otra norma reconocida de ingeniería. Alternativamente podrá utilizarse un venteo de diámetro igual o superior que la mayor conexión de llenado o vaciado del tanque, pero en ningún caso su diámetro puede ser menor que el de una tubería de 40 mm DN (1 1/2'' pulgadas).c) En tanques de baja presión y recipiente de presión, además de lo anterior, debepreverse protección de las sobrepresiones que pueda ocasionar alguna bomba quedescarga al tanque o recipiente.d) En todo tanque que tenga más de una conexión de ingreso/salida y puedan

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realizarse simultáneamente llenados o descargas, la ventilación tendrá la capacidad del máximo flujo simultáneo.e) Los tanques y recipientes de presión que almacenan líquidos Clase IA, deberán ser equipados con válvulas de venteo que permanecen cerradas excepto cuando están descargando bajo condiciones de presión o vacío. Además de lo anterior, los tanques que almacenan Clase IB y IC deberán tener matachispas.f) En los campos de producción de petróleo los tanques atmosféricos que almacenan petróleo crudo y que tienen una capacidad igual o menor de 476 metros cúbicos, otanques con capacidad de hasta 3.5 metros cúbicos conteniendo líquidos que no son Clase IA, pueden tener ventilación libre.g) Los matachispas y válvulas de venteo podrán ser omitidos en el almacenamiento de líquidos Clase IB y IC, cuando puedan haber condiciones que obstruyan los equipos (corrosión, congelamiento, condensaciones, cristalización, etc.). Bajo estas condiciones los matachispas y válvulas de venteo deberán usar materiales especiales, el uso de sellos líquidos, etc.h) La descarga de los venteos deberá ubicarse en la parte alta del tanque y en posición tal que la eventual ignición de los vapores que escapen no incida sobre el tanque, estructuras o edificaciones.

SISTEMA DE ESCAPE O ALIVIO A PRESIONArtículo 38o.- Todo tanque deberá tener algún elemento constructivo o accesorio que alivie la excesiva presión interna debido a aumentos de temperatura por exposición al fuego.a) En los tanques verticales este elemento constructivo puede ser el techo o sábanaflotante o una unión débil entre el techo y el anillo de refuerzo del cilindro.b) Los tanques atmosféricos mayores a 45 metros cúbicos almacenando líquidosClase IIIB, fuera de áreas estancas, no requieren ventilación de emergencia.c) En un tanque vertical puede considerarse que la forma constructiva referida en los incisos precedentes es un techo flotante o una unión débil entre la plancha del techo y el cilindro, así como cualquier otro tipo de construcción para el alivio de presiones.Preferentemente se utilizará el método de unión débil como lo establece el API 650.d) Cuando el alivio de emergencia está dado por accesorios o válvulas, la capacidad total de venteo deberá ser la suficiente para prevenir la ruptura del cilindro o fondo del tanque si éste es vertical, o el cilindro y las tapas si es horizontal. Si líquidos inestables son almacenados los efectos del calentamiento o gases resultantes de la polimerización, descomposición o condensación deberán ser tomados en cuenta. La capacidad total de venteo normal y de emergencia no será menor de la indicada en la Tabla [8], excepto las condiciones dadas en artículos siguientes. El área mojada se calculará en base al 55 por ciento de las áreas expuestas de esferas, al 75 por ciento, de las áreas expuestas de tanques horizontales y a los primeros 9 metros sobre superficie del área expuesta del cilindro en tanques verticales.e) Para tanques y recipientes diseñados para presiones mayores a 0.070 Kg/cm2 (1 psig), la capacidad total de venteo será determinada

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de acuerdo a la Tabla [8] excepto que cuando la superficie mojada excede los 260 m2 (2000 p2), el régimen total de venteo será de acuerdo con la Tabla [9]. Las Tablas [8] y [9] se dan en el título octavo anexo II.f) La capacidad de venteo de emergencia para un líquido estable será dada por lafórmula establecida en la norma NFPA-30.g) Para tanques que contienen líquidos estables los regímenes indicados en losartículos precedentes podrán ser multiplicados por solo uno de los siguientes factores:- Para tanques con área mojada mayores a 18.6 m2 (200 p2) y con un sistema decontrol de derrames de acuerdo al Reglamento, factor 0.5.- Para tanques con rociadores de acuerdo al NFPA-15 y con un sistema de control de derrames de acuerdo al Reglamento, factor 0.3.- Para tanques con aislamiento térmico que mantengan una conductividad de 2.0cal/hora/cm2/oC cuando en el exterior se tiene temperaturas de 904.4 oC (1600oF) y cuando la temperatura media del aislamiento es 537.8oC (1000oF). El sistema de aislamiento deberá permanecer en sitio bajo condiciones de fuego directo y no deberá deformarse cuando esté sujeto a los chorros del agua de enfriamiento. Para los tanques con estas condiciones se utilizará un factor de 0.3.- Para tanques con un sistema de control de derrames de acuerdo al Reglamento yaislamiento térmico según inciso anterior, se usará factor 0.15.h) La descarga de las ventilaciones de emergencia de tanques, deberá ser dispuesta de tal manera que la posible ignición de los vapores venteados no incida sobre parte alguna del tanque, estructuras o edificaciones.i) Todo accesorio de ventilación que se monte en un tanque deberá disponer de una placa donde se indique la presión en la cual alcanza su máxima apertura y lacapacidad de venteo a esa presión. La capacidad de venteo se expresará en metroscúbicos de aire por hora, a una temperatura de 15.6oC (60oF) y 1.033 Kg/cm2 (14.7 psia). La capacidad de venteo de accesorios con diámetro inferior a 200 mm DN (8 pulgadas) deberá ser determinada por pruebas realizadas por el fabricante o por una agencia calificada. La capacidad de venteo de accesorios de 200 mm DN (8 pulgadas) y mayores será calculada de acuerdo a fórmula del NFPA.

PRECAUCIONES ANTE DERRAMES ACCIDENTALESArtículo 39o.- En las instalaciones de almacenamiento de hidrocarburos deberántomarse especiales precauciones para prever que derrames accidentales de líquidos Clase I, II o IIIA pueden poner en peligro edificaciones, servicios, propiedadesvecinas o cursos de agua. Se obedecerá lo indicado en los siguientes incisos:a) Para los tanques debe preverse un sistema de protección de derrames, el que puede constar de diques estancos o muros de

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retención alrededor de los tanques o sistemas de encauzamiento a lugares alejados.b) Las áreas estancas de seguridad estarán formadas por diques estancos sobre unsuelo impermeable a los combustibles que encierra, la capacidad volumétrica no será menor que el 110 por ciento del tanque mayor o el volumen del mayor tanque sin considerar el volumen desplazado por los otros tanques.c) Las áreas estancas de seguridad y sus diques tendrán las siguientes características:- El terreno circundante al tanque se deberá impermeabilizar y tendrán una pendiente hacia afuera no menor del 1 por ciento.- El pie exterior de los diques no estarán a menos de 5 metros de los linderos.- Los diques preferentemente no tendrán alturas interiores menores a 0.60 metros ni mayores a 1.80 metros; cuando la altura interior promedio sea mayor, facilidades especiales deberán preverse para el acceso normal y de emergencia a los tanques, válvulas y otros equipos.- Las áreas estancas, conteniendo dos o más tanques serán subdivididos por canales de drenaje u otros diques.- Cuando dos o más tanques que almacenan líquidos Clase I están en un dique común, y uno de ellos tiene más de 45 metros de diámetro, se deberá prever diques intermedios entre tanques de tal manera que contengan por lo menos el 10 por ciento de su capacidad individual.d) La distancia entre la pared del tanque y el borde interno del muro será comomínimo la altura del tanque.e) Las áreas estancas deberán estar provistas de cunetas y sumideros interiores que permitan el fácil drenaje del agua de lluvia o contraincendio, cuyo flujo deberá controlarse con válvulas ubicadas en su exterior, de forma tal que permita la rápida evacuación del agua de lluvia o el bloqueo del combustible que se derrame en una emergencia, evitando su ingreso al sistema de drenaje o cursos de agua.f) Cuando se utilizan sistemas de encauzamiento de los derrames a lugares alejados, deberán prever las siguientes facilidades:- El terreno alrededor del tanque debe tener una pendiente hacia afuera del 1 porciento por lo menos en los circundantes 15 metros del tanque.- El área estanca, deberá tener una capacidad no menor a la del tanque mayor quepuede drenar a ella.- La ruta de drenaje será tal, que en caso de incendiarse el líquido que pasa por ella, no ponga en peligro otros tanques, edificios o instalaciones.- El área estanca y la ruta de drenaje deberán estar alejadas no menos de 20 metros de los linderos, cursos de agua o de otro tanque.g) La volatilidad del GLP permite que las áreas estancas sean reducidas y en algunos casos la contención de los derrames es impráctica, sin embargo, el terreno alrededor de un tanque de GLP deberá tener una pendiente y sistemas de drenaje para que cualquier derrame drene a un lugar seguro. La ruta de drenaje será tal que el líquido no pase debajo de otro tanque o equipo. Se podrán utilizar sistemas de áreas estancas alrededor de los tanques o sistemas de encauzamiento a lugares alejados.

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h) Las áreas estancas para GLP tendrán las siguientes características:- Si el GLP es almacenado en esferas, cada una tendrá un área estanca individual; si es almacenado en recipientes horizontales, éstos pueden estar en un área común.

- El terreno dentro del área estanca tendrá una pendiente del 1 por ciento hacia los muros, de tal manera que los derrames no se acumulen bajo el tanque o tuberías del área estanca.- La capacidad del área estanca no será menor que el 25 por ciento del volumen del mayor tanque dentro de él. Si el líquido tiene una presión de vapor menor a 7.03 Kg/cm2 a 37.8oC (100 psia a 100oF), la capacidad del área estanca será del 50 por ciento del volumen del tanque mayor.i) Cuando se utilizan sistemas de conducción de los derrames de GLP a lugaresremotos o alejados, deberán preverse las siguientes facilidades:- Las pendientes del terreno circundante al tanque serán de no menos del 1 por ciento, muros, diques, canaletas u otro método podrán ser usados para drenar el área.- El área estanca remota estará alejada no menos de 15 metros de tuberías, linderos u otros equipos.- La capacidad del área remota estanca no será menor que el 25 por ciento delvolumen del mayor tanque dentro de él. Si el líquido tiene una presión de vapormenor a 7.030 Kg/cm2 a 37.8oC (100 psia a 100oF), la capacidad del área estancaserá del 50 por ciento del volumen del tanque mayor.

PROYECCIONES DE DRENAJE DE AGUAArtículo 40o.- El drenaje del agua superficial o de lluvia, deberá ser proyectadoconforme las condiciones locales, así como lo indicado en los siguientes incisos:a) Un sistema de drenaje de emergencia debe preverse para canalizar las fugas de los líquidos combustibles o inflamables o del agua de contra incendio hacia una ubicación segura. El sistema de drenaje deberá contar con canaletas, imbornales, o cualquier sistema especial que sea capaz de retener la expansión de posibles fuegos.b) Ciertas facilidades deberán ser proyectadas y operadas para prevenir la descarga de líquidos inflamables y combustibles a cursos de agua, redes públicas de drenaje o propiedades adyacentes.c) Los sistemas de drenaje de emergencia si están conectadas a las redes públicas o cursos de agua deberán estar equipados con sistemas de recuperación de petróleos.d) Toda el agua que drena de las Instalaciones para Almacenamiento de hidrocarburos y que de alguna manera arrastra hidrocarburos, deberá ser procesada mediante sistemas de tratamiento primario como mínimo. En caso que con estos sistemas no se alcancen los requisitos impuestos por el Reglamento de las Actividades de Hidrocarburos en Materia Ambiental, se deberá optar por sistemas de tratamiento tipo intermedio o avanzado.e) El drenaje del agua superficial será proyectado utilizando en lo posible la pendiente natural del terreno, la existencia de canales o

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cursos de agua. Cuando fuertes precipitaciones temporales, puedan exceder la capacidad del drenaje del sistema, será necesario prever áreas de escorrentía o de almacenamiento temporal del agua de lluvia.f) Adecuadas facilidades de drenaje se preverán para la eliminación del agua decontra incendio, las salidas de las áreas estancas deberán estar controladas porválvulas operadas desde el exterior de los diques.g) Se preverá un sistema independiente para los desagües de tipo doméstico, los que se descargarán a las redes públicas. Alternativamente se podrán utilizar tanques sépticos u otro sistema de tratamiento equivalente. De acuerdo al tipo de material del suelo se podrá percolar los desagües, en todo caso se deberá tomar en cuenta los aspectos de control ambiental.

DE LA CONSTRUCCIONREQUISITOS MINIMOS DE CONSTRUCCION DE TANQUES DEALMACENAMIENTO DE LIQUIDOSArtículo 41o.- Se definen los requisitos mínimos que deben cumplir los tanques de almacenamiento de líquidos cuya capacidad excede los 10.0 metros cúbicos.a) Los tanques serán diseñados y construidos de acuerdo a la buena práctica de laingeniería y los materiales a utilizar serán acero o materiales aprobados nocombustibles con las siguientes limitaciones y excepciones:- El material del tanque será compatible con el líquido que almacena.- Cuando en la construcción del tanque se utilicen materiales combustibles, éstos se limitarán al almacenamiento de líquidos Clase IIIB en áreas fuera de las rutas de los drenajes de tanques con líquidos Clase I o Clase II, o en tanques enterrados, o cuando lo requiera las propiedades del líquido.- Los tanques podrán tener revestimientos combustibles o no y su uso dependerá de las propiedades de líquido.- Se tomarán especiales consideraciones si la gravedad específica del líquido excede la del agua o si se almacena a temperaturas inferiores a 17.8oC (0oF).b) Los tanques podrán tener cualquier forma, la que será consistente con lascaracterísticas del líquido (temperatura, gravedad específica, presión, etc.) que se está almacenando. Los tanques metálicos podrán ser soldados, empernados, remachados o construidos por una combinación de estos métodos.c) Se debe considerar en el diseño los efectos de sismo, asentamiento de los suelos y cualquier otro que pueda comprometer la estabilidad del tanque.

REQUISITOS MINIMOS DE CONSTRUCCION DE TANQUESATMOSFERICOSArtículo 42o.- Los tanques atmosféricos, deberán ser construidos de acuerdo areconocidos estándares de diseño como: API 650, API 12B, API 12D, API 12F, UL142, UL 58, UL 1316, o sus equivalentes.

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a) Los tanque de baja presión y los tanques a presión podrán ser utilizados comotanques atmosféricos.b) Los tanques atmosféricos no podrán ser utilizados para almacenamiento delíquidos a temperaturas iguales o mayores a su punto de ebullición.c) La tubería para boquillas o niples soldados a tanques fabricados con planchas de acero al carbono de baja resistencia, serán sin costura ASTM A53, A106 Grado B/C o API 5L, o tuberías con costura tipo API 5L. Cuando las planchas del tanque sean de acero de alta resistencia, sólo se utilizarán tuberías sin costura A-106 Grado B/C. Las planchas roladas para el montaje de boquillas o accesorios, serán del mismo material que la plancha del tanque a la que se suelda.d) Dependiendo del máximo asentamiento esperado bajo la pared y del espesor del primer anillo del tanque, se preverá que la plancha del fondo en contacto con la pared del tanque será de un espesor mayor, el que se extenderá no menos de 0.60 metros hacia el interior.e) Las planchas de refuerzo de forma anular bajo la pared del tanque, serán soldadas a tope con penetración completa. La soldadura entre el fondo y el primer anillo será de filete con espesor igual al de la plancha de fondo.f) En tanques de techo fijo, la altura total es la distancia entre el fondo y la partesuperior del ángulo circunferencial de refuerzo. Cuando se utilizan sábanas flotantes en este tipo de tanques, el diseño tomará en cuenta las dimensiones de esta cobertura.g) Para tanques de techo flotante, la altura a considerarse será la distancia del fondo del tanque hasta la máxima altura de llenado. Se preverá una extensión del cilindro para acomodar el techo flotante.h) Todas las uniones soldadas, verticales y horizontales, de las planchas del cilindro, serán de penetración y fusión completa, no permitiéndose soldaduras a tope de paso simple.i) Se preverá márgenes de corrosión no menores a 1.5 mm para la estructura soporte de los techos fijos.j) En tanques de techo cónico, sean éstos autosoportados o no, se preverá una unión débil entre las planchas del techo y el ángulo de refuerzo en el cilindro del tanque.Cuando los techos autosoportados son de tipo domo, o tipo sombrilla, la ventilación de emergencia se dará según API 2000.k) Todos los techos se diseñarán para soportar su peso propio más una carga viva no mayor a 125 Kilogramos por metro cuadrado.l) En tanques de techo flotante, el diseño preverá que no ocurran daños al techo del tanque en la ocurrencia de sobrellenados.m) Las planchas de la cubierta en los tanques de techo flotante serán de un espesor no menor a 5 mm y serán unidas por soldadura continua tipo filete.n) El sistema de drenaje del techo será de manguera, o mediante tubos con uniones giratorias o un sistema de sifón. En los techos de cubierta simple se colocará, cerca al techo, una válvula de retención para prevenir el flujo inverso en caso de fugas en el sistema de drenaje. El diámetro del sistema de drenaje será tal que impida la acumulación del agua de lluvia.

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o) El espacio entre la periferia del techo y la pared interior del tanque será sellado por medio de un elemento flexible resistente a la abrasión, a la intemperie y al líquido almacenado.p) Adecuados sistemas de venteo se instalarán en los tanques de techo flotante, para prevenir sobreesfuerzos en la cubierta o en el sello periférico.q) El techo flotante deberá disponer de apoyos fabricados a partir de tuberías cédula 80, diseñados de tal manera que pueda ajustarse su altura desde el exterior y que su posición mínima esté 75 mm más bajo que el mínimo nivel de operación y su posición máxima ofrezca un espacio libre de 1.80 metros entre la posición inferior del techo y el fondo del tanque.r) Todas la conexiones al cilindro, incluyendo boquillas, entradas de hombre, yentradas de limpieza se harán de acuerdo al API 650. Las boquillas de tubería sediseñarán para la presión estática más las cargas impuestas por las tuberías.s) El tanque será inspeccionado radiográficamente en las uniones del cilindro, en las uniones de las boquillas con el cilindro y en la plancha anular del fondo del tanque.La ubicación y cantidad de radiografías serán de acuerdo al API 650.t) El tanque será probado hidrostáticamente con agua. Si se usa agua salada para la prueba y ésta permanece 30 días o más, deberán usarse aditivos secuestrantes de oxígenos e inhibidores de corrosión. Después de la prueba, el tanque se drenará y limpiará cuidadosamente con agua dulce. El llenado de agua será por etapas y se controlará cuidadosamente los asentamientos totales y diferenciales.Si no se dispone de agua para las pruebas hidrostáticas, se aplicará petróleo dieselcalentado en el lado interior de las costuras del cilindro. Aplicando presión en el lado interior o vacío en el exterior, e inspeccionando cuidadosamente el otro lado de la junta se podrán observar manchas si existen fallas en la soldadura.u) En los tanques de techo fijo los sistemas de ventilación satisfacerán los requisitos del API Std 2000, se tomarán en cuenta los regímenes máximos de bombeo y la capacidad de venteo de los tanques. Las ventilaciones libres serán tipo ``cuello de ganso'', tendrán en su extremo una malla de acero (MESH 4).v) Las ventilaciones de presión-vacío se usarán con líquidos que tienen punto deinflamación menor a 37.8oC (100oF) o que se almacenan a una temperatura cercana en 8.3oC (15oF) a su punto de inflamación, también llevarán en su extremo abierto, una malla de acero (Mesh 4).w) Todos los tanques tendrán facilidades de acceso al interior del tanque, el número y dimensiones de las entradas dependerá del diámetro del tanque y de su tipo de techo.x) Todos los tanques dispondrán de por lo menos una conexión de drenaje cuyoextremo interior terminará en una curva distante 100 mm del fondo del sumidero de adecuada capacidad. El sumidero podrá estar cerca del centro del tanque si éste es de techo cónico hacia abajo o cerca de la periferia si es cónico hacia arriba.

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y) Se deberán prever, de acuerdo al NFPA-11, las conexiones para la instalación de cámaras de espuma en el número y diámetro requeridos por el tamaño del tanque y las características del líquido. En el caso de futura instalación se taparán con bridas ciegas.z) Se instalará no menos de un medidor de nivel de líquido por cada tanque, su lectura será accesible o visible desde el nivel del suelo.aa) Conexiones de 25 mm DN (1 pulgada) serán previstas para la instalación determopozos y termómetro.ab) Los tanques que requieren inspección medición o muestreo desde el techo,dispondrán de una escalera en espiral, así como plataforma para dichas operaciones.La pendiente de la escalera no excederá los 45o y su ancho mínimo será de 750 mm.Los tanques de poca capacidad que no dispongan de escalera en espiral, deberán tener una escalera externa vertical con caja o jaula de seguridad.ac) Las plataformas en el techo de los tanques podrán estar interconectadas conpasarelas a fin de que el personal no tenga que transitar por el techo de los tanques.En cuya periferia se construirán barandas para seguridad.ad) En los tanques de techo flotante, se proveerá a éstos de una tapa de medición o de un ``pozo'' de medición, que serán de tipo estanco.

ae) Los tanques de techo flotante dispondrán de adecuados accesorios para mantener el techo en posición centrada y evitar la rotación del mismo.

REQUISITOS MINIMOS DE CONSTRUCCION DE TANQUES DE BAJAPRESIONArtículo 43o.- Los tanques de baja presión deberán ser construidos de acuerdo areconocidos estándares de diseño como: API 620, ASME Sections VIII Div. 1, o susequivalentes.a) Los tanques construidos de acuerdo a las normas de la UL podrán ser usados para presiones de operación que no excedan 0.070 Kg/cm2 (1 psig) y limitados encondiciones de emergencia a 0.175 Kg/cm2 (2.5 psig).b) La presión de operación normal de un tanque no excederá la presión de diseño de dicho tanque. Los recipientes a presión podrán ser utilizados como tanques de baja presión.c) Los tanques que se diseñan de acuerdo al API 620, operarán a temperaturas demetal entre +5oC y -168 oC (+40oF y -270 oF) y con presiones que no excedan los1.055 Kg/cm2 (15 psig).d) Las paredes del tanque y otros componentes sobre el máximo nivel del líquido se diseñarán a una presión no menor que la presión de apertura de la válvula de alivio.

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Las partes del tanque debajo del máximo nivel del líquido se diseñarán para la más severa combinación de presión (vacío) y carga estática del líquido.e) Para efectos del cálculo, se tomará el peso del líquido a 15.6 oC (60 oF) y en ningún caso éste será menor a 770 Kg/m3 (48 libras/pié cúbico). Este valor mínimo no se aplica a tanques para almacenamiento de gas o para tanques refrigerados, en este último caso, el peso mínimo será de 470 Kg/ m3 para metano, 550 kg/ m3 para el etano y 570 Kg/ m3 para el etileno.f) Para efecto de diseño, se consideran las siguientes cargas mínimo:- La presión interna - El peso del tanque y su contenido.- El sistema de soporte- Cargas de viento, sismo y nieve- Peso del revestimiento y aislamiento.g) En los casos con velocidad de corrosión predecible, se adicionará espesores demetal sobre los valores requeridos por las condiciones de operación, el espesoradicional será igual a la corrosión esperada durante la vida útil del tanque. Cuando los efectos de la corrosión no son predecibles, y cuando la corrosión es incidental, localizada o variable en su velocidad y extensión, el mejor criterio del proyectista establecerá razonables sobre-espesores, en todo caso estos no serán menores de 1.5 mm.h) La inspección de soldaduras sea por tintas penetrantes, ultrasonido, partículamagnética o radiografía podrá seguir los lineamientos de API 620 ó del ASME.i) Después de completada la construcción, de haberse aliviado las tensiones del metal y efectuado los exámenes radiográficos, el tanque deberá ser sometido a pruebas neumáticas e hidrostáticas.j) En la prueba hidrostática, el régimen de ingreso de agua será tal que el nivel delagua aumente a no más de 0.90 metros por hora, la capacidad del equipo de venteo, las características del suelo u otros factores podrán limitar aún más ese régimen. No se aplicarán presiones sobre la superficie del agua antes que el tanque y su contenido estén a la misma temperatura, la que no será menor de 15.6oC (60oF).k) Se deberá instalar un accesorio automático de alivio de presiones, para prever que la presión en la parte superior del tanque, no exceda en un 10 por ciento sobre la máxima presión de trabajo.l) Cuando riesgos adicionales puedan ser ocasionados por la exposición del tanque al fuego o a otra fuente de calor, se instalarán otros accesorios o válvulas de alivio para prever que la presión en la parte superior del tanque no exceda el 20 por ciento de la máxima presión de trabajo.m) Todo tanque que pueda trabajar completamente lleno de líquido será equipado con una o más válvulas de alivio.n) Para detectar y corregir asentamientos diferenciales que pueden comprometer la estructura se efectuarán medidas de los niveles de la fundación de los tanques, antes y durante la prueba hidrostática.

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o) La protección ignífuga del soporte de tanques y de los soportes de tuberías dentro de las áreas estancas, se proyectará para soportar el choque térmico que genere un derrame.

DISEÑOS DE TANQUES DE ALTA PRESIONArtículo 44o.- Los tanques de almacenamiento para presiones que excedan los 1.055 Kg/cm2 (15 psig) deberán ser diseñados de acuerdo al ASME Section VIII Div. 1 ó 2 según sea aplicable.a) La presión normal de operación no podrá exceder la presión de diseño del tanque.b) Los Recipientes serán diseñados, fabricados y probados de acuerdo con el código del ASME Section VIII Div. 1 ó 2, o un código similar aceptado por el Organismo Competente.c) Todos los recipientes, excepto esferas, que operan sobre 0.070 Kg/ cm2 (1 psig)tendrán una presión de diseño mínima del 1.125 Kg/ cm2 (16 psig). Los recipientes que trabajan en vacío o donde pueda producirse vacío inadvertidamente, se diseñarán para una presión externa diferencial de 1.055 Kg/ cm2 (15 psig) ó un 25 por ciento mayor que la máxima presión de diseño.d) Las cargas que se consideren en el diseño del recipiente incluirán las indicadas en el ASME más las cargas cíclicas y las originadas por la erección. Durante la erección, arranque y operación, se debe considerar que todas las cargas aplicables actúan simultáneamente, incluyendo las cargas de viento y sismo. Durante las pruebas hidrostáticas se debe considerar simultáneamente una presión de viento equivalente a una velocidad de viento de 16 metros por segundo.e) Para recipientes horizontales se determinará las condiciones de pandeo local,flexión circunferencial y esfuerzos de corte. En recipientes verticales, la máximadeflexión del recipiente para todas las cargas, excepto sismo, no excederá lacentésima parte de la altura.f) los recipientes se diseñarán para la prueba hidrostática con agua cuando elrecipiente está en posición operación.g) Se darán márgenes de corrosión de 1.5 mm para recipientes fabricados con aceros al carbono de baja resistencia y márgenes de 0.25 mm sin son aceros de altaresistencia o con revestimientos internos.h) Los recipientes a presión de tipo horizontal apoyados en soportes metálicos omuros de concreto, tendrán una plancha de apoyo con espesor no menor a 6.4 mm (1/4 pulgada) la que estará soldada íntegramente al tanque.i) La inspección de soldaduras sea por tintas penetrantes, ultrasonido, partículamagnética o radiografía seguiría los lineamientos del ASME.

REQUERIMIENTOS DE CONSTRUCCION DE ESFERAS DE GLPArtículo 46o.- En los siguientes incisos se dan los requerimientos básicos para las

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esferas de GLP:a) Las esferas con presiones de diseño mayores a 1.055 Kg/ cm2 (15 psig) sediseñarán para ser llenadas con agua. Durante la prueba hidrostática se considerará la tercera parte de la carga de viento.b) Las conexiones y entradas, se ubicarán de tal manera que sus soldaduras no seintersecten con las soldaduras entre planchas o con las de otra conexión.Las conexiones mayores a 50 mm DN (2 pulgadas) serán bridadas, las de 50 mm, DN (2 pulgadas) o menores podrán ser roscadas, excepto si corresponden a válvulas de alivio.c) La línea de drenaje o purga de agua terminará a una distancia no menor de 4.50metros de la esfera.d) Las conexiones para los instrumentos serán como un mínimo las siguientes:Instrumento Ubicación- Manómetro Tope de esfera- Termómetro Nivel mínimo del líquido- Indicador de nivel:a) Tipo flotador interno automáticob) Lectura local, tipo diferencial Tope y fondo de esferac) Alarma alto nivel máximo del tanque.e) Se preverá las conexiones, soportes y fijadores para las siguientes facilidades:- Sistema rociador de agua de enfriamiento- Tubería de llenado y descarga- Sistema de aislamiento- Protección ignífuga- Válvulas alivio y de emergencia- Escaleras y plataformas.f) Las esferas de GLP serán conectadas a tierra como protección contra descargaseléctricas.g) Las estructuras soporte tendrán protección ignífuga, sin embargo, ésta no deberá cubrir la zona de contacto entre las columnas o la esfera.h) Las esferas de GLP tendrán una placa resistente a la corrosión donde esténmarcadas las condiciones de diseño, las especificaciones de materiales, pesos,dimensiones, etc. La placa se ubicará en un lugar de fácil lectura desde el nivel delsuelo.

SISTEMAS DE TUBERIAS Y BOMBASSISTEMA DE TUBERIA. DISEÑO Y CONSTRUCCIONArtículo 47o.- El diseño, fabricación, montaje, prueba e inspección del sistema detuberías que conducen líquidos en las Instalaciones para Almacenamiento deHidrocarburos, deberán ser los adecuados a las máximas presiones de trabajo,

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temperatura y esfuerzos mecánicos que pueden esperarse en el servicio. En general se seguirá las indicaciones de los siguientes incisos:a) Deben satisfacer las normas de ANSI B31.3.b) El sistema será mantenido a prueba de fugas o goteo. Cualquier gotera constituye una fuente de riesgo y la tubería deberá ser vaciada y reparada.

TUBERIAS PARA TANQUES ATMOSFERICOSArtículo 48o.- Para los tanques atmosféricos, las tuberías, válvulas, accesoriosdeberán satisfacer las especificaciones de materiales y las limitaciones de presión y temperatura del ANSI B31.3 y ANSI B31.4, así como lo indicado a continuación:a) Las válvulas para tanques de almacenamiento y sus conexiones al tanque serán de acero o hierro nodular, excepto si el líquido contenido no es compatible con estos materiales, en estos casos, el material deberán tener su punto de función comparable al acero o al hierro nodular.b) Las válvulas podrán ser de hierro fundido, bronce, aluminio, hierro maleable omaterial similar cuando se usa en tanques con líquidos Clase IIIB que están enexteriores fuera de áreas estancas y de la ruta del drenaje de tanques conteniendolíquidos Clase I, III, o IIIA.c) Las válvulas preferentemente serán de paso completo permitiendo el reemplazo de la compuerta sin el desmontaje total de la válvula. Cuando las válvulas no son de vástago ascendente, deberán tener un sistema que permita visualizar si está abierta o cerrada.d) Las uniones entre tuberías y accesorios deberán ser herméticas, pudiendo sersoldadas, con bridas o roscadas. Las uniones roscadas serán para diámetros menores o iguales a 50 mm DN (2 pulgadas), debiendo usarse sellantes adecuados a los líquidos.Las tuberías con líquidos Clase I que se instalan en lugares pocos accesibles dentro de edificaciones, deberán tener sus uniones soldadas.e) Los sistemas de tuberías deberán estar adecuadamente soportados y protegidos de daños físicos y de sobreesfuerzos por asentamientos, vibración, expansión ocontracción.f) Los sistemas de tuberías enterrados o sobre superficie sujetos a corrosión exterior deberán estar protegidos, las tuberías enterradas mediante sistema de protección catódica y las tuberías sobre superficie mediante la aplicación de pinturas u otros materiales resistentes a la corrosión. Todas las tuberías enterradas deberán estar adecuadamente protegidas en los cruces de vías y líneas férreas mediante un forro de tubería concéntrica u otro medio adecuado. Los extremos de estas tuberías deben sellarse para evitar corrosión del tramo enterrado.g) Se recomienda el montaje de un suficiente número de válvulas de cierre, control y de alivio para operar adecuadamente el sistema y proteger las instalaciones.h) Todo sistema de tuberías, antes de ser cubierto, enterrado o puesto en operación, deberá ser probado hidrostáticamente a

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150 por ciento la presión de diseño, o neumáticamente a 110 por ciento la presión de diseño, a fin de detectar cualquier tipo de fuga. La presión de prueba será la que indiquen los planos, si no está indicada, la presión de prueba será de 15.819 Kg/cm2 (225 psig) en el punto más alto del sistema.

La prueba se mantendrá hasta la inspección visual de todas las uniones pero enningún caso menos de 10 minutos.i) Toda tubería o línea que llegue a un tanque deberá ser pintada de un colordeterminado y con marcas que permitan identificar el líquido que contiene o servicio que presta, de acuerdo a los procedimientos determinados por la Norma Técnica Nacional (Norma ITINTEC 399.012.1984) sobre ``Colores de Identificación de tuberías para Transporte de Fluidos en Estado Gaseoso o Líquido en Instalaciones Terrestres y en Naves''.j) La presión de diseño será no menor de 10.546 Kg/cm2 (150 psig) y deberáindicarse en los planos. Se deberá tomar las previsiones para evitar o controlar sobre presiones por golpe de ariete o dilatación térmica del fluido.k) Las estaciones de bombas para líquidos Clase I, preferentemente estarán situadas al aire libre, a menos que existan condiciones climáticas severas. Preferentemente las bombas serán agrupadas en una sola área.l) El tipo de bomba a utilizar será determinado por las características del líquido y los requerimientos de bombeo. Preferentemente se utilizarán bombas centrífugas, excepto cuando los líquidos sean muy viscosos y sea necesario bombas de tipodesplazamiento positivo.m) En el ingreso a las bombas, se instalarán filtros que prevengan el ingreso departículas sólidas que puedan dañar al equipo. Todas las partes móviles de las bombas deberán estar protegidas para evitar accidentes en su operación.n) Cuando sean utilizados motores de combustión interna para manejar bombas uotros equipos, éstos se ubicarán en un área segura; de no poder cumplir este requisito, deberán tomarse precauciones adicionales como: instalar matachispas en el escape, montar al equipo a un nivel más alto que el del suelo.o) Cuando se usan motores eléctricos para operar las bombas y están dentro de áreas peligrosas, los motores deberán cumplir con las normas del NFPA, en lo que respecta a la clasificación de áreas.p) Los colectores (manifolds) de descarga de las bombas deberán estaradecuadamente soportados previniendo las posibles contracciones y expansiones de las tuberías. Preferentemente no serán colocados dentro de las áreas estancas.

TUBERIAS PARA TANQUES DE GLP Y DE PRESIONArtículo 49o.- En tanques de GLP y de presión, las tuberías y facilidades deben

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satisfacer las normas o requisitos del ANSI B31.3 ó del ANSI B31.4, si es aplicable,así como lo indicado a continuación:a) Todos los materiales, incluyendo la parte no metálica de las válvulas, sellos,empaques deben ser resistentes al GLP, a las condiciones de servicio.b) Se puede utilizar tuberías sin costura o con costura soldada eléctricamente (ERW).Tuberías sin costura se usarán en diámetros menores o iguales a 50 mm DN (2pulgadas) o cuando la tubería deba ser doblada durante su fabricación o instalación.c) El número de juntas entre el recipiente y la primera válvula de bloqueo será elmenor posible. Preferentemente se usarán juntas soldadas, minimizando el uso dejuntas roscadas o bridadas. Para tuberías mayores a 50 mm DN (2 pulgadas) se usarán juntas bridadas o soldadas, para tuberías de 50 mm DN (2 pulgadas) o menores, también se podrán usar juntas roscadas.d) El espesor de las tuberías será igual o mayor que lo indicado por las normas del ANSI B31.3, también se podrá considerar como espesores mínimos de tuberías de acero al carbono los siguientes: Cédula 80 para tubos menores a 50 mm DN (2pulgadas), Cédula 40 para tubos de 50 a 125 mm DN (2 a 5 pulgadas), 6.4 mm entuberías de 150 mm DN (6 pulgadas), Cédula 20 en tubos de 200 a 300 mm DN (8 a 12 pulgadas) y Cédula 10 en tubos de 350 mm DN (14 pulgadas) o más.e) Los accesorios roscados y los coples serán de acero forjado Clase 3000 (3000libras por pulgada cuadrada). Los accesorios soldados serán de acero, sin costura y de espesor o Cédula similar a la tubería que se conecta.f) Las válvulas de cierre más cercanas al tanque y las válvulas de alivio serán deacero. Las válvulas tipo sandwich, que están montadas entre dos bridas con pernos largos, no serán usadas.g) El sistema de tuberías se proyectará con la adecuada flexibilidad para que no sea afectado por el asentamiento de los tanques, la expansión o contracción por cambiosde temperatura de los tanques o las líneas, el enfriamiento o calentamiento de lasconexiones de descarga o conexiones de ventilación.h) Las líneas de purga de agua no deben terminar debajo de los tanques y no deben conectarse a la red de drenaje público o drenajes no diseñados para contener hidrocarburos.i) La flexibilidad del sistema será dada por los cambios de dirección en la tubería, o mediante el uso de curvas. Cuando restricciones de área impidan el uso de esosmétodos; se podrán usar juntas de expansión tipo fuelle debidamente ancladas yguiadas.j) Está prohibida la utilización de mangueras no metálicas para la interconexión entre recipientes fijos.

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k) Las bombas, compresores, filtros, medidores, etc. deben ser adecuados para elservicio de GLP y estarán marcados con la presión máxima de trabajo. En lainstalación de las bombas, deberá tenerse en cuenta que la altura neta positiva deaspiración disponible sea mayor que la requerida.l) Toda las válvulas, reguladores, medidores y todo otro equipamiento accesorio de los tanques, deberá estar protegido contra daño físico y manipulaciones indebidas.

INSTALACIONES A PRUEBA DE EXPLOSIONArtículo 53o.- Se entenderá por instalación eléctrica a prueba de explosión a aquella que cuando existen vapores inflamables dentro y fuera de cualquiera parte de ella, se comporta en forma tal que la inflamación de los vapores interiores o cualquier otra falla del equipo, no provoca la inflamación de los vapores existentes en el exterior.También se entenderá por equipo a prueba de explosión a aquél cuya construcción no permite que entren gases en su interior y que su eventual falla tampoco pueda inflamar los gases combustibles en su exterior.

CLASIFICACION. CLASE IArtículo 54o.- El Reglamento adopta la siguiente clasificación para las áreas Clase I que son aquellas en las cuales, están o pueden estar presentes en el aire, gases ovapores en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas. El área Clase I podrá ser.a) Area Clase I Div. 1 Grupo D, significa un área donde se puede producir cualquiera de las siguientes opciones:- Existen en forma permanente, periódica o intermitente concentraciones peligrosas de gases o vapores inflamables bajo condiciones normales de operación.- Existen concentraciones peligrosas de gases o vapores en forma frecuente debido a reparaciones o escapes.

- Fallas o mala operación de equipos o procesos pueden generar concentracionespeligrosas de gases o vapores inflamables y producir simultáneamente fallas deequipos eléctricos.b) Area Clase I Div. 2 Grupo D, significa un área en donde se puede producircualesquiera de las siguientes opciones:- Líquidos o gases inflamables que estando normalmente confinados en recipientes o sistemas cerrados, al ser manipulados, procesados o empleados, pueden escapar accidentalmente por rotura del recipiente o sistema por una operación normal.- La concentración peligrosa de gases o vapores se puede originar por falla uoperación anormal del equipo de ventilación, utilizado para evitar esasconcentraciones peligrosas.- El área adyacente que rodea un área Clase I Div. 1 Grupo D y de la cual pueden

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ocasionalmente escaparse concentraciones peligrosas de gases o vapores, a menos que se evite esta situación por ventilación de presión positiva desde una zona de aire limpio y se adopten medios afectivos de prevención de falla del equipo deventilación.

DISEÑO Y SELECCION COMPATIBLES CON CLASIFICACION DE AREAArtículo 55o.- El diseño de las instalaciones eléctricas y la selección de los equipos y materiales que se empleen en áreas Clase I Div. 1 y 2, se deberá realizar de acuerdo al NFPA compatibles con la clasificación de área. Los equipos y materiales a prueba de explosión utilizados en este tipo de instalaciones deberán tener inscripciones o certificación que indique la clase, división y grupo correspondiente a la clasificación de área y temperatura de ejecución.

LIQUIDOS CLASE I. PRECAUCIONESArtículo 56o.- En el caso de áreas en las que se almacenen líquidos Clase I, se deberá contemplar las distancias de seguridad mínimas que consideren la temperatura del líquido y del ambiente.

NORMAS DE SEGURIDAD. LIQUIDOS CLASE IArtículo 57o.- Los líquidos Clase I no deben ser manejados, bombeados, llenados o vaciados en envases o estanques desde los cuales los vapores inflamables que sepuedan producir, puedan alcanzar una fuente de ignición.

ESTRUCTURA METALICAS. CONEXION A TIERRAArtículo 58o.- Todas las estructuras metálicas, bombas, plataformas, tanques y otros, deberán poseer una correcta puesta a tierra. Las partes con corriente estática deberán tener puestas de tierra independiente de aquellos elementos con corriente dinámica.

SISTEMAS DE PARARRAYOS. CONEXION A TIERRAArtículo 59o.- En zonas con tormentas eléctricas, se preverá que las instalacionesdispongan de adecuados sistemas de protección mediante pararrayos y conexiones a tierra.

OPERACIONESPRECAUCIONES EN EL LLENADO DE TANQUESArtículo 60o.- Cuando se procede al llenado de los tanques, se debe tomar especiales medidas de precaución para no derramar los líquidos, para ello se seguirá el lineamiento siguiente:a) Para todo tanque atmosférico que recibe líquidos Clase I, de tuberías o buquescisternas, se debe seguir procedimientos escritos que eliminen la posibilidad derebose de los tanques que están siendo llenados u otro sistema que pueden ser:- Continuo control y medición del nivel del tanque, por personal en contacto con el proveedor para que la transferencia de líquido pueda ser suspendida en cualquier momento.

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- Control de alto nivel independiente del instrumento de medición, con sistemas de alarmas o con sistema automático de cierre de la válvula de ingreso al tanque.b) Los procedimientos escritos pueden ser:- Métodos para verificar el alineamiento de válvulas y tanques en el momento derealizar el llenado.- Procedimientos para el entrenamiento del personal de operación y el control de su performance.- Procedimientos de inspección y prueba de lo instrumentos de medición de nivel y de los controles y alarmas de alto nivel.

VIAS LIBRESArtículo 61o.- Las vías deben permanecer permanentemente libres y no seránutilizadas para estacionamiento de cualquier tipo de vehículo. Las áreas deestacionamiento de vehículos se ubicarán lejos de la zona de operación.

RESTRICCION DE TRANSITOArtículo 62o.- No se permitirá el tránsito de vehículos con escape en mal estado ydiferentes a los normalmente empleados en la operación. Se deberá instalar unaadecuada señalización en las vías.El ingreso de vehículos o maquinaria motorizada al área estanca, no es permitido,salvo autorización expresa o en situaciones de emergencia.

ILUMINACION ADECUADAArtículo 63o.- Una adecuada iluminación de las vías es esencial para operaciónnocturna. Cuando tuberías o cables están instalados a lo largo de las vías, se deberá instalar un sistema de protección.

MANTENIMIENTO Y AMPLIACIONESMODIFICACION, CAMBIO O AMPLIACION EN INSTALACIONESEXISTENTES. ADECUACION AL REGLAMENTOArtículo 64o.- Toda modificación, cambio o ampliación que se efectúe sobreinstalaciones existentes que han sido proyectadas y/o construidas con normasanteriores a la fecha de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, deberán cumplir elpresente Reglamento.

CUIDADOSA EJECUCION DE AMPLIACIONESArtículo 65o.- La ejecución de ampliaciones, reparaciones o mantenimiento enInstalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos debe realizarse con cuidado definiendo claramente las responsabilidades.Las órdenes e instrucciones deben ser simples y claras.

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DESMONTE DE ELEMENTOS. COMUNICACION AL PERSONALArtículo 66o.- Cuando por reparación o modificación se requiere desmontarelementos importantes de una instalación, tales como válvulas, bombas o tuberías. Se deberán dar comunicaciones específicas a todas las personas que operan esa parte de la instalación.

INSPECCION PERIODICA DE RECIPIENTESArtículo 80o.- Todo recipiente a presión que almacena GLP deberá ser inspeccionado periódicamente para detectar corrosión externa o interna, o cualquier otra anomalía que pueda incrementar el riesgo de fugas o falla del equipo. Deberá preverse un fácil acceso en todo el exterior para la inspección aunque esté en operación. Si el recipiente está cubierto con un revestimiento aislante, deberá dejarse el suficiente número de puntos de inspección para determinar su condición.

MANTENIMIENTO DE INSTRUMENTAL DE MEDICIONArtículo 81o.- La instrumentación que controla y mide el nivel del líquido deberá ser periódicamente mantenida y probada a fin de evitar su mal funcionamiento, que podrá ocasionar pérdidas por sobrellenado. Las válvulas de alivio, las válvulas de emergencia y otros equipos destinados a prevenir y controlar las pérdidas accidentales de GLP también deberán periódicamente ser mantenidos y probados.

MEDIDAS DE SEGURIDADArtículo 82o.- Antes de entrar o efectuar soldaduras o hacer cualquier trabajo queintroduzca fuentes de ignición al interior de los tanques o equipos, los equipos ytanques con servicio de GLP deberán ser aislados del sistema de tuberías u otrasfuentes de vapores y líquidos y deben ser degasificados.

DESMONTAJE DE EQUIPO A REPARARSEArtículo 83o.- Los equipos que deben ser reparados serán retirados del tanque deGLP a un área adyacente antes de hacer cualquier ``trabajo en caliente''. Cuando el desmontaje de ese equipo no sea práctico, otras precauciones se deben tomar para detectar inesperadas fugas de GLP, las que pueden ser la instalación de detectores y alarmas entre el área de trabajo y las potenciales fuentes de vapor.

PROTECCION CONTRAINCENDIOEXTINCION DE INCENDIOSArtículo 84o.- En la extinción de incendios en instalaciones para almacenamiento de hidrocarburos, deben ser considerados además del agua de extinción y enfriamiento, los agentes extintores como espumas mecánicas y polvos químicos secos y otros como dióxido de carbono y líquidos vaporizantes que no afecten al ozono, siempre y cuando se encuentren normados de acuerdo al NFPA y sean necesariamente listados y aprobados en su eficiencia y calidad por la UL, FM o USCG y/o

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específicamente requeridos en el Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos.El uso de vapor de agua como agente de prevención y control de incendio, debe ser previsto en todas las instalaciones que dispongan de este servicio.La disponibilidad de arena, igualmente debe ser considerada para el control ycontención de derrames de hidrocarburos líquidos.

ROTULADO DE CONTENIDO DE TANQUESArtículo 85o.- Todos los tanques, de almacenamiento deben indicar claramente ellíquido que contienen, ya sea literalmente o por medio de códigos. La identificación se pintará directamente sobre el tanque en un lugar que sea fácilmente visible desde el nivel del suelo, de acuerdo a las normas NFPA 49 y la numeración UN.

SISTEMA DE ENFRIAMIENTOArtículo 86o.- Toda instalación para almacenamiento de hidrocarburos debe tener un sistema de agua para enfriamiento. La capacidad de agua contraincendio de una instalación se basa en lo mínimo requerido para aplicar espuma y extinguir un incendio en el mayor tanque más la cantidad de agua necesaria para enfriar los tanques adyacentes que se encuentran en el cuadrante expuesto al lado de sotavento de dicho tanque de acuerdo a las normas NFPA aplicables.

PREVISION DE ALMACENAMIENTO DE AGUAArtículo 87o.- Cuando el suministro de agua de la red pública no es suficiente, encantidad de agua y en presión se preverá almacenamiento de agua con sus bombas contraincendio. Se deberá asegurar un abastecimiento de por lo menos cuatro horas de agua al régimen de diseño al mayor riesgo.

DISPOSICION PARA DISTRIBUCION DE AGUAArtículo 88o.- En los servicios de distribución del agua para protección de lasInstalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos, se observarán las siguientes disposiciones:a) La red de distribución de agua contraincendio deberá ser independiente de la red de distribución de agua para otros servicios y en general será abastecida de dos fuentes distintas.b) En la red de distribución de agua contraincendio será montado el número deválvulas e hidrantes, de acuerdo a la norma NFPA, para protección de todas lasedificaciones, tanques e instalaciones particularmente afectos a incendios. Loshidrantes permitirán indistintamente el montaje directo de boquillas o generadores de espuma portátiles. Las roscas de los equipos obedecerán a lo indicado en la reglamentación nacional (D.S. 42F).c) En el techo de los tanques de líquidos Clase I y II con más de 1,000 metros cúbicos de capacidad, deberá existir un dispositivo

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rociador para su enfriamiento, cuando por cualquier motivo la temperatura se eleve de una forma anormal (en virtud de un incendio cercano, por ejemplo).

OTRAS MEDIDAS DE SEGURIDADPROHIBICION DE FUMARArtículo 105o.- Está expresamente prohibido en todos los locales comprendidosdentro de las áreas peligrosas, fumar o cualquier forma de hacer fuego o utilizarcualquier llama. Los portadores de cerillas, mecheros y armas de fuego cargadasdeberán obligatoriamente entregar esos artículos a la entrada de las mencionadasinstalaciones, al personal que haya sido designado para ese servicio, el cual solamente los devolverá a su salida. La utilización de calzado con puntas o clavos de acero queda igualmente prohibida dentro de las áreas peligrosas.

CARTELES DE REQUERIMIENTO DE SEGURIDADArtículo 106o.- En las instalaciones que comprende el Reglamento, será obligatoria la fijación de carteles bien visibles, donde se informe y se dé instrucciones sobre requerimientos de seguridad y sistemas de emergencia. Entre otras cosas se informará sobre:- Identificación de áreas donde esté prohibido fumar.- Ubicación de válvulas e interruptores para aislamiento de zonas.- Ubicación de válvulas de activación del sistema contraincendio.- Números telefónicos para notificación de emergencia.- Zonas de acceso restringido a personal y vehículos.- Restricción al ``trabajo en caliente''.Los carteles contendrán, siempre que sea posible figuras adecuadas y expresivas, que muestren los peligros resultantes de la no observancia de aquellas disposiciones. El cumplimiento de estas disposiciones será objeto de una fiscalización muy rigurosa y constante. Toda y cualquier persona, sin excepción alguna, podrá ser revisada por el personal de los servicios encargados de la respectiva fiscalización.

EJEMPLARES DE REGLAMENTO INTERNOSArtículo 107o.- Será obligatoriamente fijado en lugares bien visibles de todas lasinstalaciones, uno o más ejemplares del reglamento interno, mencionando todas las medidas de seguridad a adoptar en el recinto de la instalación; este reglamento deberá ser fijado a la entrada de la instalación y en los locales más frecuentados por el personal (cantina, comedor, vestidores, etc.). Todo el personal nuevo, al ser admitido, deberá ser puesto al corriente de ese reglamento, no pudiendo en ningún caso alegar ignorancia de sus disposiciones.

MEDIDAS DE SEGURIDADArtículo 108o.- En todos los recintos de las instalaciones abarcadas por elReglamento, deberá existir la más escrupulosa limpieza, las yerbas serán

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completamente eliminadas dentro de las zonas muy peligrosas; todos los residuosinflamables (papeles, madera, aserrín, sacos viejos, etc.) deberán ser destruidos oguardados lo más lejos posible de las áreas peligrosas; todos los desperdicios y trapos sucios de aceite o de combustibles deberán ser guardados en cajas metálicas cerradas y destruidos diariamente en hornos o en lugares bastante alejados y adecuados a tal finalidad. Los residuos inutilizables de productos inflamables o combustibles deberán igualmente ser guardados en recipientes especiales y destruidos por proceso semejante. Además de eso los trabajadores se deberán sacar la ropa sucia de aceites o combustibles inmediatamente después de la finalización de su trabajo, debiendo la ropa ser guardada en armarios que estén siempre cerrados, y que deberán ser metálicos cuando estén instalados en las áreas peligrosas.

NORMAS DE REPARACIONESArtículo 110o.- En las reparaciones a efectuar dentro de las áreas peligrosas seobservarán las siguientes normas:a) Todos los equipos o tanques que hayan contenido vapores que puedan formarmezclas explosivas o inflamables serán obligatoriamente degasificados mediante un proceso eficaz, antes de efectuar la entrada del personal para su inspección oreparación. Este personal deberá ser siempre vigilado desde el exterior, con lafinalidad de ser auxiliado en caso de siniestro. La autorización para la entrada en esos equipos o tanques será dada por escrito por el responsable de la instalación.b) Será prohibida, en servicio normal la utilización de herramientas o aparatos que puedan producir chispas o llamas dentro de las áreas peligrosas. Cuando la utilización de tales herramientas o equipos sea absolutamente necesaria, se deberá proceder a la completa renovación de la atmósfera del local hasta que no se verifique ningún vestigio de vapores peligrosos. La orden o autorización para utilizar tales herramientas o equipos deberá ser dada por escrito por el jefe de la instalación.c) Como medida de precaución a la generación de cargas estáticas, está prohibida la introducción de agua o cualquier líquido en los tanques cuando no sea hecha por las válvulas del fondo o por un tubo metálico que baje hasta el fondo.

CERCO PERIMETRICOArtículo 113o.- Toda Instalación para Almacenamiento de Hidrocarburos deberátener un cerco perimétrico y por lo menos dos medios de evacuación, los que deben de estar ubicados de tal manera que una emergencia no impida la evacuación.

CONTROL AMBIENTAL

CUMPLIMIENTO DE NORMAS

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Artículo 115o.- Las Instalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos, deberán cumplir con las reglamentaciones de control ambiental emitidas por el Organismo Competente del Ministerio de Energía y Minas.

CUMPLIMIENTO DE CONVENIO MARPOLArtículo 116o.- Las Instalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos conterminales marítimos deberán contar con sistemas de recepción y tratamiento de agua de lastre de conformidad con lo estipulado con el convenio MARPOL 73/78.

6 CONCLUSIONES GENERALES SOBRE EL DOCUMENTO

Como conclusión a lo expuestos en los anteriores puntos y a modo de resumen podemos resaltar los siguientes puntos, en relación a las consideraciones que tuvo en cuenta Pluspetrol para este diseño:

Toda las personas involucradas en el proyecto, deben capacitarse y tomar conciencia de la importancia que tiene un adecuado manejo de productos y sustancias que pueden, en el caso de un deficiente manejo, producir daños al medio ambiente.

Pese a poseer condiciones distintas de operatividad, consideramos en este manual, no separar las actividades de las operaciones en tierra y las operaciones en el cargadero. Esto se debe a que consideramos que los trabajadores involucrados, deberán conocer toda la operatoria tanto en tierra, como en mar, debido a la cercanía y complementación de los dos escenarios.

Las actividades del proyecto presentado, se adecuaran a las reglamentaciones vigentes en el área de procesamiento, almacenamiento y transporte de productos y sustancias químicas.

El personal que trabaje en forma directa dentro del área de almacenamiento de los productos involucrados en el manual, deberá poseer un conocimiento concreto de las propiedades de dichos productos (desde ya, aquellas especialmente relevantes como la inflamabilidad, corrosividad, etc). Para hacer mas fácil y directo este conocimiento, se deberán cumplimentar las normativas sobre el tipo de etiquetas a utilizar en el rotulado de los distintos sistemas de almacenamiento (tanques, líneas de conducción, etc)

Se realizarán auditorias de seguimiento en las instalaciones de almacenamiento para evaluar las condiciones de contención y de mantenimiento de instalaciones (se debe tener en cuenta este punto debido a las condiciones de corrosión imperantes en la costa marina). Se plantea realizar estas auditorias, como mínimo, en forma semestral .

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Todas las medidas de control de derrames, se dimensionaron, teniendo en cuenta escenarios críticos de fallas, con el fin de asegurar su utilidad en circunstancias extremas.

Consideramos que además de las medidas directas de control de derrame (contenciones secundarias, piletas de almacenamiento temporal, canaletas de conducción, cargaderos con válvulas de seguridad, etc), se deben asociar las siguientes acciones del proyecto:

1. Diseño adecuado de los sistemas de control automatizados de válvulas de corte y otros sistemas automáticos. Este punto desde ya es central debido a que si no se permite el derrame de productos pese a algún desperfecto, no hay daño al medio ambiente.

2. Diseño adecuado de la red contra incendio, incluyendo las sustancias seleccionadas para la extinción del fuego. Un diseño adecuado, permite que en el caso de algún tipo de contingencia se logre aislar el fuego y luego extinguirlo antes de su propagación, evitando posibles perdidas por destrucción de áreas de almacenamiento.

3. Se contempló, en el diseño general del proyecto, las condiciones oceanográficas y del lecho marino, con el fin de presentar la ingeniería mas adecuada y segura, con el fin de minimizar el riesgo de derrames por fallas o roturas. Igualmente se contempla un plan de contingencias por derrames que incluye modelados de hipotéticos escenarios y los sistemas de contención asociados .

Se instalará en la oficina del responsable de las seguridad industrial un programa (software ) de manejo de sustancias químicas. Este programa es el RPM y fue desarrollado por CAMEO Team at the Hazardous Materials Response and Assessment Division, NOAA, and the Chemical Emergency Prevention and Preparedness Office of the EPA. La salida gráfica de este programa, que es de muy simple utilización, incluye gran cantidad de información en un corto lapso de tiempo. Como ejemplo se presenta al final de este punto pantallas de salida del programa.

Para finalizar, es oportuno aclarar que al momento del inicio de las tareas los trabajadores contarán (además de una copia completa en las oficinas de la planta) con un manual resumido de bolsillo, que contendrá los siguientes datos:

1. Compuestos y sustancias almacenadas y procesadas en el área;2. Descripción de las características básicas de los compuestos

(inflamabilidad, toxicidad, etc);3. Descripción de las etiquetas utilizadas en los envases, contenedores

y tanques;4. Condiciones mínimas de funcionalidad de los sistemas de

contención ( ej: la no presencia de líquidos en los espacios de contención secundaria).

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5. Esquema básico de rol de contingencias y emergencias .

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5 Manejo de Sustancias

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