Evaluación económica de planta de licuefacción de gas

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PLANTA DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL (GNL) EN COMPLEJO INDUSTRIAL CABO NEGRO

Asignatura: Ingeniería de Proyectos

Alumnos:

Isabel ÁguilaRodrigo Hurtado

FUNDAMENTOS DE LA LICUEFACCIÓNUn ciclo de refrigeración simpleEl proceso más común es el ciclo de compresión de vapor.

Variaciones de este mismo proceso se utilizan en la industria, en orden de enfriar corrientes de proceso a temperaturas bajo a la de los medios de refrigeración disponibles.

El ciclo de compresión de vapor es muy simple, y consiste en solo cuatro componentes: compresor, condensador, válvula de expansión y evaporador.

PRIMEROS DISEÑOS DE PROCESOS DE LICUEFACCIÓN

Distintos tipos de diseños de procesos han sido desarrollados ya desde la década de los 60’, los cuales varían significativamente en complejidad y capacidad.

Si bien los procesos exactamente como se presentan a continuación ya no se utilizan, si han sido mejorados, y éstos representan la base de los procesos actuales.

Proceso de cascada clásica

Consiste en tres ciclos de refrigerante. En cada ciclo, circula un fluido de refrigerante puro, el cual podrá ser cualquiera de los siguientes; propano, etano y metano.

Cada fluido de refrigerante que circule en su ciclo ejecuta los siguientes pasos: compresión, condensación, caída de presión isoentálpica y la evaporación

Proceso de cascada clásica

Aunque se suponga que este proceso tiene un bajo consumo energético, presenta algunos inconvenientes:

El alto número de compresores interdependientes.Su tecnología es complicada con la utilización de un gran número de intercambiadores de calor.La necesidad de almacenar, en cada tren, grandes cantidades de refrigerantes líquidos y de compensar todas las pérdidas.La imposibilidad de sub enfriar el GNL para que quede en la temperatura requerida (-162ºC). Esta temperatura es alcanzada mediante una válvula de globo, la cual genera una velocidad de flujo de evaporación sensible.

Proceso de “TECHNIP-L` AIR LIQUIDE” (TEAL)

Consiste en un tipo de ciclo cascada donde el enfriamiento es transmitido de etapa por etapa, hasta que se alcancen las temperaturas que el proceso requiera.

Sin embargo, el fluido refrigerante es una mezcla única y adecuada de los componentes extraídos del gas natural anteriormente tratado (la extracción del dióxido de carbono, el ácido sulfhídrico y el agua).

Proceso de “TECHNIP-L` AIR LIQUIDE” (TEAL)

Este proceso refrigerante, que también se conoce con el nombre de “cascada incorporada” tiene muchas ventajas en comparación con el proceso de cascada clásica:

Temperaturas moderadas en las entradas de las etapas del compresor, con su deseable recuperación de frío.Menos cambiadores de calor criogénicos en este proceso, en comparación con el proceso de cascada clásica.El fluido refrigerante es extraído del mismo gas natural y no necesita ser almacenado, ni producido ni purificado.La posibilidad de sub-enfriamiento del gas natural licuado a una temperatura de -163ºC.

Proceso de “AIR PRODUCTS AND CHEMICALS”

• Utiliza los procesos de cascada clásica y de autorrefrigeración antes descritos. El refrigerante utilizado en el proceso de cascada clásica es propano puro, destinado al pre enfriamiento del gas natural y del refrigerante mixto. El refrigerante mixto es una mezcla de nitrógeno, metano, etano, propano y butano.

Proceso de “AIR PRODUCTS AND CHEMICALS”

• VentajasUtilización de compresores centrífugos, que son más seguros en comparación con los compresores axiales.Utilización de refrigerante mixto cuyos componentes son parte del gas natural.Posibilidad de sub enfriar el gas natural licuado.Utilización de un solo cambiador de calor criogénico. Aunque sea muy grande, sus dimensiones aproximadas son de 30 metros de altura y 4 metros de diámetro para licuar aproximadamente 1,5·109 mt3/anuales de gas natural.

Proceso de “TECHNIP-SNAMPROGETTI”

El gas natural tratado que entra al tren de licuefacción es primeramente pre enfriado en un cambiador de calor con hojas planas y delgadas.

Pasa por la torre fraccionadora donde la fracción pesada C2+ es separada; luego es condensado y sub enfriado en el cambiador de calor criogénico bobinado en espiral vertical.

El gas natural licuado sale del cambiador criogénico a una temperatura -162ºC, y posteriormente es almacenado.

Proceso de “TECHNIP-SNAMPROGETTI”

Igual que en el caso de los procesos presentados anteriormente, las ventajas principales de este proceso son:

Sencillez del proceso, ya que se requieren menos equipos.

Flexibilidad, ya que la composición del refrigerante podrá ser ajustada para acomodar las curvas de enfriamiento del gas natural, permitiendo el diseño del proceso para adaptarse más eficientemente a las condiciones climatológicas en la obra.

Resumen de los primeros procesos de licuefacción

Procesos Refrigerante Puro MCR

Número de cambiadores de

calorCompresores

Consumo de

energía

Sub enfriamiento

GNL

Cascada Clásico X Alto Centrífugos Bajo No

TEAL AIR Normal Axiales Alto Sí

AIR Products and

ChemicalsX X Normal Centrífugos Alto Sí

Tec. SP X Bajo Centrífugos Alto Sí

A continuación se presenta una tabla comparativa con los distintos tipos de procesos de licuefacción presentados:

Producción de GNL por tipo de proceso

SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO C3MR


El primer paso es el enfriamiento por el propano. El gas natural es pre-enfriado hasta aproximadamente -36ºC, antes de pasar por el Intercambiador de Calor Criogénico Principal (MCHE), donde es condensado y sub enfriado hasta aproximadamente -157ºC por el ciclo del refrigerante mixto.

La alimentación de gas natural usualmente se encuentra a una presión de alrededor de 40 bar, por lo que el enfriamiento para lograr la especificación del GNL de -162ºC se obtiene por una expansión isoentálpica a través de una válvula.


El ciclo del propano también se utiliza para pre enfriar el refrigerante mixto.

El propano se comprime a una presión lo suficientemente alta en orden de ser condensada por agua de enfriamiento.

La presión debe ser lo suficientemente alta de tal forma de que el propano logre llegar a estado líquido a la temperatura lograda por el enfriamiento.

A la corriente de propano se le baja la presión y vaporiza mediante transferencia de calor con gas natural y refrigerante mixto.


• Los descensos en la presión y transferencias de calor por los cuales pasa el propano ocurren en tres etapas, donde en vapor de propano es enviado de vuelta a compresores después de cada etapa.

• Los últimos intercambiadores de calor en el ciclo del propano deben alcanzar de sobre calentar al propano de tal manera de evitar la entrada de líquido al primer compresor.


• Después del pre enfriamiento, el refrigerante mixto es parcialmente condensado y enviado a un separador a alta presión, antes de ingresar al Intercambiador de Calor Criogénico Principal (MCHE).

Intercambiador de Calor Criogénico Principal (MCHE).

270 ton de aluminio 4,5 mt ancho40 mt alto


• Las corrientes de vapor y líquido del refrigerante mixto que salen del separador pasan por circuitos separados a través del MCHE, y son enfriadas, condensadas y sub enfriadas por intercambio de calor interno junto con el gas natural.

• A las dos corrientes de refrigerante sub enfriadas se les disminuye la presión, reduciendo su temperatura para proveer el enfriamiento necesario a sus respectivas áreas del MCHE.


A medida que las corrientes de baja presión de refrigerante mixto fluyen aguas abajo por el MCHE, éstas son vaporizadas y sobrecalentadas al enfriar el gas natural (y las mismas corrientes de refrigerante mixto).

Las dos corrientes de refrigerante mixto de baja presión, se juntan y ésta corriente se recomprime y enfría con intercambiadores con agua para completar el ciclo.

El resultado de éste proceso es una corriente de gas natural a alta presión, con una temperatura de aproximadamente -157ºC, para luego bajarle la presión hasta alcanzar 1 atm y -162ºC.


• El paquete termodinámico utilizado fue Peng-Robinson en todas las corrientes y equipos.

Composición del gas naturalComponente Fracción (%)Metano (C1) 94,46Etano (C2) 3,950Propano (C3) 0,180n-Butano (n-C4) 0,030Nitrógeno (N2) 1,380


Composición del refrigerante mixtoComponente Fracción (%)Metano (C1) 45Etano (C2) 45Propano (C3) 2n-Butano (n-C4) 0Nitrógeno (N2) 8


Parámetros de procesoParámetro ValorGas naturalPresión de entrada de GN 40 barTemperatura de entrada de GN 30ºCFlujo de alimentación de GN 60000 kmol/hPropano (C3)Temperatura después de enfriamiento por agua 30ºCRefrigerante Mixto (MR) 30ºCIntercambiadores de calor en ciclo de propano∆P por los tubos 0,5 bar∆P por la carcasa 0,1 barMCHE∆P en las corrientes calientes 5 bar∆P en las corrientes frías 0,5 bar


La alimentación de gas natural a la planta se ha considerado de 60000 kmol/hr, lo que corresponde a aproximadamente 8,4 MTPA (millones de toneladas por año).

La presión asignada en los mixers o mezcladores ha sido determinada con la opción equalize all. Esta elección implica que el ciclo de propano tiene una igual disminución de presión por el lado del gas natural y por el lado del refrigerante mixto.

Esta elección fue realizada el proceso real de mezcla, donde hasta tres tuberías se conectan en una junta de tuberías (pipe joint).


Los intercambiadores de calor en el ciclo de pre enfriamiento se han modelado como intercambiadores de tubo y carcasa.

El Intercambiador de Calor Criogénico Principal (MCHE) se ha modelado como una combinación de dos LNG-type Exchangers, los cuales son equipos especiales con los que cuenta Aspen Hysys.


• Todos los intercambiadores de calor han sido simulados con el modelo de contra corriente Weighted, con este modelo, las curvas de calentamiento se dividen en intervalos, y el balance de energía se desarrolla en cada uno de estos intervalos.

• En vez de utilizar solo un compresor, la compresión del refrigerante mixto fue dividida en tres compresores con inter enfriamiento. Esto es típico en los diseños actuales existentes, ya que, al no tener un solo gran compresor, se evita que la temperatura de salida alcance valores muy altos que no son apropiados para el material.


• Lamentablemente, éste modelo es bastante complejo, ya que posee tres reciclos y la flexibilidad de operación que ofrece el MCHE por tener varias corrientes y más aun con recirculaciones, hace que el modelo en general sea difícil de manipular sin que deje de funcionar correctamente.

ESTIMACIÓN DE COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIONALES

• Compresores del ciclo de propano y del ciclo de refrigerante mixto

Los compresores de ambos ciclos constituyen ser los equipos más importantes por la enorme demanda en mW que requiere su funcionamiento.


Costo de los compresores del ciclo de propano y refrigerante mixtoCompresores centrífugos del ciclo de Propano

Compresor Energía Requerida [hp]

Costo sin actualizar, 1985

CEMCI Oct. 1981 para Bombas y

Compresores

CEMCI Abr. 2011 para Bombas y

Compresores

Costo actualizado

2011

K-1-C3 18157,0 2836950,3 421,1 904,7 6094963,0K-2-C3 33824,9 4172258,7 421,1 904,7 8963767,3K-3-C3 75454,4 6861344,3 421,1 904,7 14741054,9Compresores centrífugos del ciclo de Refrigerante MixtoK-1-MR 206566,5 12810964,7 421,1 904,7 27523343,1K-2-MR 53648,6 5553553,1 421,1 904,7 11931369,0K-3-MR 45668,7 5025837,3 421,1 904,7 10797613,4Costo total de los compresores en ambos ciclos (sin instalación ni trasporte)

80,1 MMU$Costo CIF P.A. considerando un 30%

104,1 MMU$


Costo operativo en energía de compresores323126,8 Kw

1102,5 mmbtu/hr (Energía requerida)0,4 Eficiencia

2756,4 mmbtu/hr (Energía a consumir)3 U$/mmbtu

72,4 MMU$ anuales


Requerimientos de energía de los compresoresCompresor Energía Requerida [hp] Energía Requerida [kW]

K-1-C3 18157,0 13539,7K-2-C3 33824,9 25223,2K-3-C3 75454,4 56266,4K-1-MR 206566,5 154036,6K-2-MR 53648,6 40005,8K-3-MR 45668,7 34055,2Energía total

323126,8 kW 323,1 mW

807816,9 kW (Considerando eficiencia de 0,4)Inversión en suministro de energía

500 U$/kW 484,69 MMU$

CEMCI 2005 para Maquinaria eléctrica 374,6CEMCI 2011 para Maquinaria eléctrica 502,6

Inversión actualizada (sin instalación ni transporte)541,9 MMU$

Costo CIF P.A. considerando un 30% 704,5 MMU$


• Intercambiadores para pre enfriamiento del gas naturalCosto de intercambiadores de pre enfriamiento del gas natural E-103 E-104 E-105

UA [BTU/hr ºf] 4278673,1 3790249,1 3456694,3U est. [BTU/hr ft2 ºf] 57,5 57,5 57,5

A [ft2] 74411,7 65917,4 60116,4

Rango de presión mayor [psig] 300-600 300-600 300-600Fp 1,8 1,8 1,8fd (fixed head) 0,9 0,9 0,9fm (material) 2,6 2,6 2,6Cb 1119018,8 966257,4 865424,1

Costo sin actualizar, 1979 4847497,1 4089908,1 3599000,4CEMCI 1979 para Maquinaria de procesos 234,1 234,1 234,1CEMCI 2011 para Maquinaria de procesos 665,3 665,3 665,3

Costo actualizado 2011 13776334,1 11623305,7 10228171,6Costo total de intercambiadores (sin instalación ni transporte)

35,6 MMU$ Costo CIF P.A. considerando un 30%

46,3 MMU$


• Tanques de contención total

Detalle de acero y hormigónCaracterística Tanque

Primario (acero 9% Ni)

Tanque secundario (Hormigón)

Fundaciones (hormigón reforzado)

Techo(anillo hormigón)

Estructura(acero Carbono)

Altura (h) 39 m 42 m 14 mDiámetro (D) 78,5 m 81,2 m 87 m 82,4 mEspesor (e) 0,042 m 1 m 1,3 m 1 mVolumen de Material

810,72 m3 10.846 m3 7.728 m3 4.412 m3 3.750 ton

Precio material 5.850 U$/ton 250 U$/m3 250 U$/m3 250 U$/m3 3.850 U$/ton

Costo total 43 MMU$ 2,7 MMU$ 2 MMU$ 1,1 MMU$ 14,5 MMU$


Detalle de aislantesCaracterística Lana de vidrio

5 capasPerlita expandida(paredes)

Perlita expandida(fondo)

Aisladores sísmicos

Altura (h) 0,05 m 42 m 0,05m 0,5 mDiámetro (D) 78,584 m 78,2 m 80 m 1,5 mEspesor (e) 1,2 mVolumen de Material

1.212,55m3 12.635,23 m3 251,34 m3 260 unidades

Precio material

1.450U$/m3 1.950 U$/m3 1.950 U$/m3 3.250U$/unitario

Costo total 1,8 MMU$ 25 MMU$ 0,5 MMU$ 0,89 MMU$


Cantidad de tanquesCantidad Costo unitario Costo Total

Tanque grande (160.000 m3)

3 90,4 MMU$ 271,2 MMU$

Loza para tanque 25.000 m3 250 U$ 6,25 MMU$

Costo Total de un tanque de 160.000 m3 (Solo materiales)

90,4 MMU$

Costo total de los 3 tanque (Solo materiales y sin bombas)

277,45 MMU$


• Bombas sumergibles en tanques de contención totalRequerimientos de cada bombaDensidad del GNL 448,1 kg/mt3

Flujo másico total de GNL987949,6 kg/hr

987,9 ton/hrFlujo volumétrico total de GNL

2204,7 mt3/hr

9700,7gal/min (gpm)

Capacidad de cada bomba sumergible 4850,4gal/min (gpm)

Aumento de presión (∆P requerido)

12,8 barg1280000 pascales

H (altura de cabeza necesaria)

291,4749 metros956,2826 pies

H (altura de cabeza máxima permitida por el tipo de bomba elegida para la ecuación 6.7.) 200 pies


Parámetros del tipo de bomba elegida y costo actualizadoFm (Factor del material) 2 Acero Inox. 304Cb 8140,6 b1 5,1029 b2 -1,2217 b3 0,0771 Ft 2,8842 Costo de cada bomba sin actualizar 46958,2 U$CEMCI 1979 para Bombas y Compresores 293,4 CEMCI 2011 para Bombas y Compresores 904,7 Costo actualizado, 2011 144786,0 U$


Inversión Final en Bombas de TanquesBombas equivalentes a una de GNL 4,7814

Costo de una bomba GNL, 201169227

9,8 U$

Cantidad de Bombas en Planta 6(2 por tanque)

Costo total de intercambiadores (sin instalación ni transporte)4,2 MMU$

Costo CIF P.A. considerando un 30% 5,4 MMU$


Costo operativo para bombas de tanquesNúmero de bombas funcionando simultáneamente 2 Eficiencia de bombas 0,7

Energía requerida por bomba

3786,4 HP/Unidad

9,6mmBTU/hr unidad

Costo de gas natural 3 U$/mmBTUCosto anual de operación 0,5 MMU$


• Otros equipos importantes

No existe suficiente información sobre el Main Cryogenic Heat Exchanger como costos de referencia o correlaciones que permitan determinar una cifra.Para el sistema de enfriamiento de los ciclos del propano y del refrigerante mixto se sabe que ciertas plantas utilizan aeroenfriadores, sin embargo, se desconoce el tipo aeroenfriador, el número utilizado y la distribución de los equipos (cuantos en paralelo y cuantos en serie).Para los 5 tanques separadores, si bien existen correlaciones, no se han podido dimensionar, y tampoco se han encontrado los tamaños de los correspondientes a alguna planta de referencia.


Otro tipo de equipos importantesMCHE

30 MMU$Sistema de aeroenfriadores para ciclo de propano

40 MMU$Sistema de aeroenfriadores para ciclo de refrigerante mixto

40 MMU$Separadores

10 MMU$


• Otros costos operacionales (personal)Tipo de Personal Nº de personas Sueldo a pagar Total por actividad

(mensual)Jefes de planta 15 $ 1.500.000 $ 22.500.000Administración 30 $ 350.000 $ 10.500.000Operarios 35 $ 450.000 $ 15.750.000Mantención 20 $ 350.000 $ 7.000.000Limpieza 25 $ 250.000 $ 6.250.000Cocina 10 $ 450.000 $ 4.500.000Transporte 15 $ 300.000 $ 4.500.000Otros 30 $ 400.000 $ 12.000.000Total Sueldos a pagar (mensual) $ 83.000.000Total Sueldos a pagar (mensual) (U$ = 500) U$ 166.000Total Sueldos a pagar (U$ = 500) (periodo= 10) U$ 1.660.000Total Sueldos a pagar (anual) (U$ = 500) (periodo= 12) U$ 1.992.000

EVALUACIÓN ECONÓMICA

Resumen de Inversiones (Todas las cifras en MMU$)Compresores 104,1Intercambiadores 46,3Equipos generadores de electricidad 704,5Bombas criogénicas 5,4MCHE 30Aeroenfriadores ciclo propano 40Aeroenfriadores ciclo ref. mixto 40Separadores 10Tanques de contención total 277,5Total 1257,8

EVALUACIÓN ECONÓMICAEstructura de costos de Lang para industrias tipo fluido (Todas las cifras en MMU$)

Ítem Porcentaje InversiónEquipos de Proceso sin Instalar 100% 1257,8Costo de Instalación 47% 591,2Instrumentación y Control Instalado 18% 226,4Piping Instalado 66% 830,1Instalación Eléctrica 11% 138,4Edificios 18% 226,4Urbanización 10% 125,8Instalaciones Auxiliares 70% 880,4Terrenos 6% 75,5Utilidad Contratista 21% 264,1Contingencia 42% 528,3Total 5144,3


Capital de trabajo (En mmU$)3 Meses de Sueldo 0,49803 Meses de Mat Prima 316,87883 Meses de Gastos Generales 31,6879Total 349,0646

Datos para evaluaciónTasa de descuento 12% Impuesto 17,50% Periodo de evaluación 10 años

EVALUACIÓN ECONÓMICAEvaluación (MM de dolares) 0 1 2INVERSION 5493,4 INGRESOS (12 U$/mmBTU) 5070,0604 5070,0604COSTOS VARIABLES MATERIA PRIMA (3 U$/mmBTU) 1267,5151 1267,5151GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE 94,6751 94,6751SUELDOS 1,9920 1,9920LEYES SOCIALES 0,0398 0,0398MANTENIMIENTO (2% de lo invertido en equipos) 25,1557 25,1557TOTAL COSTOS VARIABLES 1389,3777 1389,3777COSTOS FIJOS SEGUROS (0,35% del costo total de planta) 19,227 19,227GASTOS GENERALES (10% de inv en gas) 126,7515 126,7515TOTAL COSTOS FIJOS 145,9784 145,9784UTILIDAD BRUTA 3534,7042 3534,7042DEPRECIACIÓN (lineal a 20 años de lo invertido en equipos) 62,9 62,9UTILIDAD ANTES DE IMPUESTO 3471,8150 3471,8150IMPUESTO 607,5676 607,5676FLUJOS NETOS -5493,4 2927,1366 2927,1366


VAN 11045,6 mmU$TIR 53% Periodo de rec. 2,0 años

ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPACTO AMBIENTAL

Emisiones y Descargas

• Emisiones de Aire

• Las fuentes de emisiones están descritas principalmente como chimeneas e incluye los motores de turbinas de combustión para compresores y generación de energía, el calentador de regeneración de deshidratación, bombas de agua de reserva del sistema contra incendios que funcionan con diesel, generadores de emergencia de reserva que funcionan con diesel y sistemas de venteo.

Emisiones y Descargas

• Fuentes de Descarga de Efluentes Líquidos • Se prevén dos tipos de efluentes para esta planta, estos

son los efluentes “que tienen contacto” y los “que no tienen contacto”. El efluente “que tiene contacto” será aquel que entre en contacto con procesos industriales y que podrá contaminarse si existen residuos alrededor de los equipos. El efluente “que no tiene contacto” es aquel que se formara en los techos, las zonas de estacionamiento, las áreas no desarrolladas, etc. y se permitirá que se disperse mediante flujo laminar al sistema de drenaje de agua pluvial designado.

Emisiones y Descargas• Fuentes de Residuos Sólidos • Los residuos sólidos durante la fase operacional constarán de residuos

domésticos y residuos industriales que incluirán plástico, vidrio, cartón, papel, materiales de empaques, y otros residuos relacionados con una oficina en funcionamiento, almacenes, instalaciones sanitarias, cocinas y viviendas, etc. Los residuos no peligrosos serán recolectados en la medida de lo posible, los materiales serán reusados o reciclados. Los que no puedan ser re-usados o reciclados serán recolectados, incinerados o transportados a una planta recicladora o a un relleno sanitario autorizado.

• Los residuos peligrosos que incluirán aceite usado, solventes, filtro o cualquier otro material contaminado con aceite, solventes, pintura, etc. serán almacenados en recipientes especiales. El área de contención estará cercada con una estructura en el techo y tendrá una ventilación apropiada. En lo posible estos materiales serán re-usados, reciclados o incinerados. Los residuos peligrosos que no puedan ser re-usados o reciclados serán recolectados y transportados hasta su destino final ya sea para su destrucción o tratamiento, en plantas autorizadas.

Componentes Ambientales e Indicadores de Cambio

ComponenteAmbiental

Indicadores deCambio

Efectos

Aire Alteración en lacalidad del aire

Se refiere a efectos ambientales tales como: Generación de polvo y material particulado (MP10), emisiones atmosféricas de fuentes móviles (gases de combustión de vehículos de transporte y equipos) y emisiones atmosféricas de fuentes fijas (NO2, SO2 y CO).

Ruido .

Incremento de losniveles de ruido

Considera el aumento de los niveles de ruido ambiental por encima de los niveles permitidos

AguaIncremento de laturbidez en el agua de mar

Se refiere al aumento directo del material particulado suspendido en el agua de mar y a la alteración del hábitat acuático

Alteración de lacantidad y lacalidad físicoquímicadel agua de mar

La cantidad del agua está asociada a la demanda de agua requerida por el proyecto y la oferta del recurso. La calidad física está asociada a cambios en la dirección y velocidad del agua y a su relación con los patrones típicos de sedimentación en el área del proyecto. También, se relaciona a cambios en la calidad física o química del agua ocasionada por derrames accidentales de hidrocarburos (tales como combustibles, grasas y aceites) u otras sustancias asociadas que deterioran la calidad del recurso.


ComponenteAmbiental

Indicadores de Cambio Efectos

Suelo yGeoformas

Alteración de laestructura del suelo

Asociada a efectos como: mezcla y la compactación de los horizontes superficiales que pueden existir

Alteración de lacalidad físicoquímica

La calidad física del suelo se relaciona a la erosión superficial ocasionada por fenómenos eólicos o por sedimentos transportados por el agua, o la combinación de ambos. Las características químicas del suelo pueden ser afectadas por derrames de hidrocarburos u otras sustancias asociadas que deterioren la calidad del recurso.

Suelo yGeoformas

Alteración deGeoformas

Está relacionada con el cambio de las formas del terreno ocasionada por actividades de corte y relleno durante la fase de construcción.

Alteración de lamorfología deplaya

Asociada a los cambios en los patrones de sedimentación originados por la interacción con nuevas estructuras marinas fijas. (muelle marítimo)


ComponenteAmbiental

Indicadores deCambio

Efectos

Flora y FaunaTerrestre y Marina

Pérdida de cobertura vegetal terrestre

Remoción de la vegetación típica del área del proyecto

Alteración de la estructura y composición de las comunidades marinas.

Se relaciona con la intervención directa del sustrato marino y la afectación del hábitat de comunidades marinas.

Social Alteración en lacomposicióndemográfica

Se refiere a la migración de población en busca de trabajo y el surgimiento de asentamientos humanos.

Alteración decostumbres locales

Se refiere a la alteración de las relaciones sociales establecidas en la población al interactuar con trabajadores provenientes de otros lugares.

Molestias a lapoblación

Afectación a la población que habita en las áreas próximas a las vías (terrestres o marítimas) por donde se transportaran y movilizaran los equipos, maquinarias, insumos y el personal requeridos por el proyecto.Se refiere al aumento del flujo vehicular en las vías terrestres y el potencial de accidentes.


EconómicoAumento de larecaudacióntributaria

Se refiere al incremento en los ingresos que percibirán los gobiernos local y nacional por concepto de la recaudación tributaria que provendrá de la operación.

Aumento de lademanda de bienes y servicios

Se relaciona con la compra de insumos, bienes y servicios relacionados directamente con los requerimientos de construcción y operación de la planta, lo que obligará a incrementar la calidad y la oferta de ciertos bienes y servicios al nivel local, regional y nacional.

Generación deempleos

Se refiere a la demanda de trabajadores (calificados y no calificados) que el proyecto tendrá a lo largo del proceso de construcción y operación. Este proyecto producirá dos tipos de puestos de trabajo: los puestos de trabajo directos ó subcontratando, relacionados con la construcción de la planta lo que traerá una disminución directa en la tasa de desempleo y subempleo y los puestos de trabajo indirecto que se originarán por el incremento en la demanda de bienes y servicios locales.

Cultural Alteración odestrucción delpatrimonioarqueológico

Se relaciona con los hallazgos arqueológicos que no fueron encontrados durante el proceso de CIRA y que son descubiertos durante las actividades de construcción del proyecto,

Cierre del sitio/retiro de las instalaciones

• En el caso de que la Planta de GNL y las Instalaciones Marinas sean desmanteladas /retiradas, las actividades relacionadas con el cierre del sitio serán tratadas como un proyecto separado y tomando en referencia el desarrollo del plan de abandono, EIA y un plan de restauración del sitio.

• El plan de abandono incluiría un cronograma para el retiro de las instalaciones y el desmantelamiento de los equipos indicando el tiempo aproximado requerido para el retiro, la disposición y el abandono de todas las instalaciones para aquellas estructuras e instalaciones cuyo re-uso no sea posible, así como la restauración del sitio a una condición para un uso de tierra posterior.

CONCLUSIONES• Las plantas de licuefacción son altamente rentables debido a la gran

demanda mundial por energía.

• Otra prueba de esta gran rentabilidad es la evaluación económica realizada, que por grosera que ha sido (en términos de exactitud), ha dado interesantes resultados.

• El aspecto negativo es el gran costo en inversión y mantenimiento que estas plantas requieren, específicamente en lo que se refiere a la energía que se debe aportar a los compresores.

• Mientras la disponibilidad de hidrocarburos sea auspiciosa y el precio de venta se mantenga alto con respecto al de compra, este tipo de proyectos no enfrentan limitantes en cuanto a su sobrevivencia económica.

EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PLANTA DE LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL (GNL) EN COMPLEJO INDUSTRIAL CABO NEGRO

Asignatura: Ingeniería de Proyectos

Alumnos:

Isabel ÁguilaRodrigo Hurtado

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Evaluación económica de planta de licuefacción de gas