PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
PROYECTOS DE INVERSION
PROLOGO En un mundo cada vez más globalizado con grandes descubrimientos tecnológicos y desarrollo global, la demanda de energía también se ha ido incrementada considerablemente en el tiempo. Además, con descubrimientos de crudos cada vez más ácidos, su mayor oferta y las nuevas especificaciones en el diesel, conllevan a pensar nuevos proyectos para equilibrar el mercado de oferta de diesel ácido con la alta demanda de diesel con menor cantidad de azufre. Ante este hecho, la industria refinera se está trazando nuevos desafíos para competir ante las nuevas condiciones del mercado nacional e internacional. Ahora en base a las nuevas normas ambientales, como la denominada ley del Aire limpio, se estable nuevas reglas para la comercialización de combustibles líquidos como el diesel. En base a la nueva normativa, el diesel a comercializar deberá tener una cantidad de 50 ppm y las empresas de refinación tiene el reto de llevar a cabo proyectos que contemplen esta nueva normativa. Es por ello que implementar soluciones económicamente viables se ha vuelto cada vez más en necesidades de gran prioridad en la industria de los hidrocarburos. El método más saltante para desulfurizar diesel es
por medio del
hidrotratamiento de destilados medios como el diesel, sin embargo, producto de la desulfurización las cantidades obtenidas de sulfuro de hidrógeno exceden el limite permito para ser expulsadas al aire, teniendo como resultado gran cantidad de este compuesto químico altamente venenoso para la salud. Existen diferentes formas de aprovechar los gases de H2S, la primera es mediante es transformarlo a azufre elemental a través del proceso Clauss. La segunda es aplicar la tecnología de Haldor Topsoe el Wet Sulfur Acid (WSA), la cual consigue obtener acido sulfúrico a través del sulfuro de hidrógeno. Es esta tecnología la que se aplicara en el presente proyecto para producir acido sulfúrico para países de la región como Chile.
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1. RESUMEN EJECUTIVO El presente proyecto académico tiene la finalidad de obtener acido sulfúrico a partir del sulfuro de hidrógeno obtenido del hidrotratamiento catalítico del diesel. Para ello es el proyecto contempla instalar una planta de hidrogeno y una unidad de tratamiento con aminas como unidades complementarias al hidrotratamiento y la planta de acido sulfúrico respectivamente. Cabe recalcar que se empleara para el hidrotratamiento netamente diesel como materia prima para la unidad, sus detalles y especificaciones se mostraran como anexos a la tesis. Además, el proyecto contempla aspectos como localización, evaluación de las diversas tecnologías, por medio del uso de los diversos licenciantes de tecnologías existentes en el mercado. El estudio técnico contempla aspectos como equipos, insumos como los catalizadores y diversas condiciones de operación para obtener los requerimientos del proceso. Así mismo se hace un estudio económico para medir su factibilidad económica. Por otro lado, es importante mencionar que el estudio se establece geográficamente como unidades anexas a la REFINERIA LA PAMPILLA, por ende nos enfocaremos a cubrir una necesidad de la empresa la cual es producir diesel de bajo azufre, hidrotratando su diesel para obtener suficiente sulfuro de hidrogeno para producir acido sulfúrico empleando la tecnología de Haldor Topsoe, de tal forma de cubrir las expectantes demanda del mercado regional de este producto en la actividad cuprífera-minera. Finalmente, haremos mención a temas relacionados al medio ambiente así como también temas un balance económico a través de un flujo de caja y evaluación del VAN y TIR.
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2. DEFINICIÓN DEL PROYECTO 2.1 NOMBRE PRODUCCION DE ÁCIDO SULFÚRICO A PARTIR DE LA DESULFURIZACIÓN DE DIESEL EMPLEANDO HIDRÓGENO OBTENIDO DEL GAS NATURAL 2.2 NATURALEZA El proyecto busca implementar una plata de acido sulfúrico en la refinería LA PAMPILLA, aprovechando los gases de proceso obtenidos de la unidad de hidrotratamiento diesel que se emplea para obtener diesel de bajo azufre conforme a las nuevas especificaciones para tal objetivo se emplearan los siguientes procesos. 2.3 PROCESO PRINCIPALES Unidad de Hidrotratamiento: Tecnología proporcionada por AXEN con más de 20 años en la industria de refinación proporciona la tecnología adecuada para obtener un diesel con un contenido de 50 ppm de azufre. Unidad WSA: Es el corazón de la planta puesto que aprovecha los gases ácidos de la unidad de aminas para obtener la materia requerida para obtener acido sulfúrico. Este proceso es una alternativa presentad al proceso Claus para la obtener azufre elemental. Todo esto en el contexto de darle un uso comercial a un gas de refinería no deseado para las mismas. La tecnología es proporcionada por Haldor Topsoe y nos permite conseguir este objetivo. 2.4 PROCESOS AUXILIARES UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AMINAS: Es un proceso complementario a la unidad de hidrotratamiento, usado para tratar los gases obtenidos de esta unidad y nos permite obtener dos tipos de gases, los gases de proceso o gases incondensables o dulces y los gases ácidos o agrios. UNIDAD PRODUCCION DE HIDRÓGENO: Al igual que WSA, la producción de hidrógeno también es encargada a Haldor Topsoe, por las características en su rendimiento y gran pureza de producto. 2.5 OBJETIVOS DEL PROYECTO El objetivo del proyecto es producir Acido Sulfúrico obtenido de la unidad de hidrotratamiento, aprovechando las altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno conseguido de esta unidad y producir diesel de bajo azufre para el mercado local exigido por las normas actuales.
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2.6 LOCALIZACION DE LA PLANTA DE ACIDO SULFURICO La ubicación de la planta de acido sulfúrico de acido sulfúrico depende de varios factores, entre los cuales podemos destacar: 1. Disponibilidad de recursos y servicios para la operación y producción de Acido Sulfúrico. 2. Posición estratégica para la distribución y comercialización del acido sulfúrico en el mercado 2.6.1 Recursos y Servicios En el diagrama de bloques del proyecto podemos apreciar la carga al proceso (corte de diesel) y los servicios requeridos (hidrogeno y aire) para la producción del acido sulfúrico.
Diesel El diesel con alto contenido de azufre es la mejor carga para este proceso. Hidrogeno El hidrogeno participa activamente en la desulfurización retirando el azufre como sulfuro de hidrogeno.
Como se indica se producirá a partir del Gas
Natural.
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Aire El sulfuro de hidrogeno se quema con aire, luego el dióxido de azufre formado pasa a trióxido de azufre por catálisis. El trióxido de azufre reacciona con el vapor de agua que contiene produciendo el Acido Sulfúrico. En nuestro país las refinerías no cuentan con procesos de desulfurización para cada corte ó productos terminados, por lo tanto nuestro proyecto debe de formar parte de los procesos de una refinería (a menor escala) ó estar lo más próxima a una refinería para disponer fácilmente de una parte de la carga total necesaria para el proceso.
El Diesel B2 es la mezcla de 98% en volumen de Diesel N°2 y 2% en volumen de Biodiesel - B100 (esteres metílicos de aceites vegetales). Desde enero 2009 se inició la comercialización de este combustible en reemplazo del Diesel N°2. El Diesel B2 cumple con las especificaciones de la norma técnica peruana vigente y guarda concordancia con los principales ensayos de los estándares internacionales ASTM, D975 y SAE J313.
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Refinería La Pampilla produce más diesel y con mayor contenido de azufre que la Refinería Conchán e incluso que la Refinería Talara y las otras. La necesidad del uso del Gas Natural para producir hidrogeno como servicio implica instalar la planta por donde esta tendido el gaseoducto, de lo contrario será necesario construir una tubería hasta la planta. Gasoducto Troncal de Gas Natural – CALIDDA
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Este ducto que recorre Lima y Callao de Sur a Norte, desde la Trampa de Lanzamiento de Scraper en Lurín (City Gate) hasta la Trampa de Recepción de Scraper en Callao. CALIDDA ha operado inicialmente con clientes tales como: Cerámica San Lorenzo, Cerámica Lima 01, Cerámica Lima 02, Corporación Cerámica 01, Corporación Cerámica 02, Alicorp 01, Alicorp 02, Sudamericana De Fibras, Etevensa y Vinsa. Siendo necesario el tendido del ducto desde la Estación Terminal por la Av. Néstor Gambetta hasta la empresa ETEVENSA (próxima al el Rio Chillón en el límite con Ventanilla) para brindar el servicio de Gas natural a una presión de 31 barg.
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La Refinería La Pampilla se encuentra muy próxima a la Troncal de Gas Natural, por tanto a comparación con la Refinería Conchán se puede contar con el servicio de Gas Natural a menor costo en los alrededores de La Pampilla. El aire a utilizar es tomado del ambiente, por tanto no influye en la localización de la planta. El Agua como un servicio auxiliar de agua de enfriamiento está disponible desde el Rio Chillón ó con tratamiento previo desde el mar de Ventanilla. 2.6.2 Distribución y Comercialización Como se tiene entendido la producción de Acido Sulfúrico es almacenada en tanques y la planta debe de contar con una estación de despacho a
camiones cisterna
exclusivos para este producto químico. Mercado local La ubicación de la planta debe estar próxima a su mercado local, de manera que los camiones que trasportan el acido hacia las industrias tengan el menor recorrido, menores costos de distribución.
La mayor cantidad y diversidad de empresas que constituyen un mercado para el ácido sulfúrico están en Lima y Callao, por tanto la empresa Votoramtin Metais (Refinería de Cajamarquilla) será la principal competidora de la Planta de Acido Sulfúrico ubicada en Ventanilla en Refinería La Pampilla.
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EMPRESAS QUE ULITILIZAN ACIDO SULFÚRICO EN SUS PROCESOS DE PRODUCCION
Puerto de Importación/Exportación
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Una de las consideraciones más importantes para una planta a gran escala es la necesidad de Importar Insumos (Diesel con alto contenido de azufre) y Exportar Productos (Acido Sulfúrico) por la gran demanda de acido sulfúrico en el mercado externo. Esto implica considerar la cercanía de un puerto que tenga las condiciones para poder almacenar y despachar el Acido Sulfúrico a granel. PUERTO DEL CALLAO – MUELLE Nº 5 Por el Muelle Nº 5 del PUERTO DE CALLAO se exportan contenedores y más de 2 millones de toneladas de concentrados de minerales hasta el 2007. El Plan Nacional de Desarrollo Portuario, ante la creciente demanda del comercio por contenedores y exportación de minerales, establece que el Muelle Nº 5 será solo para contenedores. Y para el embarque de minerales será desarrollado el Terminal Portuario Ventanilla.
TERMINAL PORTUARIO VENTANILLA - TPV La empresa Operadora Portuaria (OPORSA), perteneciente al GRUPO NEPTUNIA, ha contratado a la empresa constructora Graña y Montero para culminar el diseño definitivo del Terminal Portuario de Ventanilla (TPV) en el Callao, el cual estará operativo a partir del 2012. El TVP será un puerto privado que contará con modernas instalaciones y amplios espacios de almacenamiento, ambos especializados en el manejo de graneles sólidos y líquidos. Para el desarrollo del puerto, OPORSA cuenta con un terreno propio de 60 hectáreas ubicado en la zona industrial del distrito de Ventanilla, 14 km al norte del Terminal Portuario del Callao, a la que se accederá por vía rodo viaria y ferroviaria. Con el propósito de garantizar una integración logística y de servicios, el TPV tendrá acceso ferroviario mediante la construcción de un ramal para el transporte de concentrados de minerales y otras cargas. Dicho ramal se extenderá desde el patio central del ferrocarril existente en el Callao hasta el patio de maniobras del Terminal Portuario Ventanilla.
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SERVICIO A LA CARGA El TPV ofrecerá servicios integrales dentro de la cadena logística de exportación e importación de graneles sólidos y líquidos, es decir, carga y descarga de buques, transferencia, almacenaje, control de inventarios, recepción y despacho de camiones y/o trenes. Contará también con infraestructura adecuada para el almacenamiento de graneles sólidos y líquidos, y dispondrá de un área preparada para el incremento de los volúmenes de carga. Entre otros espacios tendrá: Terminal de Minerales: Almacenes cerrados (o herméticos en caso sean requeridos) para la recepción, almacenaje y despacho de los concentrados de mineral que provienen de la zona centro del país y que se embarcarán por el puerto. Terminal de Líquidos: Instalaciones para la recepción, almacenaje y embarque o despacho de líquidos a granel, tales como químicos, aceites e hidrocarburos, entre otros. Terminal de Granos: Instalaciones para la recepción, almacenaje y despacho en camión o tren de los granos importados por las principales empresas del sector agroindustrial. Terminal para Otros Graneles:
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Amplias áreas para el servicio de almacenaje de otras cargas a granel sólidas, como fertilizantes, carbón, cemento, clinker y otros.
SERVICIO A LA NAVE El TPV dispondrá de infraestructura tal que permita facilitar la prestación de una gama completa de servicios para atender a todas las naves que recalen en el Terminal: Remolcaje, Practicaje, alquiler de lanchas, servicio de amarre y desamarre, Suministro de combustible (bunkering), Suministro de agua potable, energía eléctrica y servicio telefónico, Rancho de naves, Vigilancia, Inspecciones y limpieza de cascos, entre otros. Amarraderos: Amarradero N°1: Embarque/desembarque de ácido sulfúrico y otros líquidos para naves de hasta 60,000 DWT, con calado de hasta 11m. Amarradero N°2: Embarque/desembarque mecanizado de graneles sólidos (principalmente minerales) para naves de hasta 50,000 DWT, con calado de hasta 12m. Amarradero N°3: Embarque/desembarque mecanizado de graneles sólidos para naves Tipo Panamax de un máximo de 70,000 DWT, con calado de hasta 14m.
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Amarradero N°4: Embarque/desembarque mecanizado de granos y otro graneles sólidos para naves de un máximo de 50,000 DWT, con calado de hasta 12m. Amarradero N°5: Embarque/desembarque de graneles sólidos y líquidos para naves de un máximo de 70,000 DWT, con calado de hasta 13m.
CONCLUSION La Planta de Ácido Sulfúrico debe ubicarse en Ventanilla (Refinería La Pampilla), considerando que: ü Se dispone de la mayor cantidad de diesel y con mayor contenido de azufre desde Pampilla. ü El Gasoducto Principal de Gas Natural está muy próxima a Pampilla así como el Rio Chillón para cubrir los requerimientos de hidrogeno y agua respectivamente para procesos. ü El mercado local de la Planta Acido Sulfúrico estará constituido por las empresas distribuidas por todo el Callao y en un parte de Lima, teniendo en cuenta que Votoramtin Metáis actualmente tiene un monopolio de acido
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sulfúrico en Lima y Callao. Y que para ello deberá contarse con camiones cisterna. ü La Planta Acido Sulfúrico contara con el Terminal Portuario Ventanilla para la importación
de Diesel azufrado permitiendo que su diseño sea de mayor
tamaño y a la vez
exportar Acido sulfúrico directamente, sin tener que
transportarlo en camiones hasta el puerto.
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3. ANÁLISIS DEL MERCADO
3.1 PROVEEDOR Nuestro proyecto abarca tres procesos, por lo tanto necesitamos tres materias primas diferentes (Gas Natural, Diesel y H2S) para su correcto funcionamiento, debido a que dos de ellas se pueden abastecer de la misma producción de la refinería, nuestro estudio del mercado de proveedor se haría solamente al Gas Natural. La empresa que actualmente nos puede abastecer de él, es la Compañía Pluspetrol Perú Corporación S. A. (Pluspetrol). Esta empresa puede llegar a hacer nuestro potencial abastecedor de Gas Natural. Estas fueron sus producciones para los meses de Octubre 2008 a Octubre del 2009 según el Ministerio de Energía y Minas, con tendencia creciente.
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Y luego mostramos a continuación la tendencia creciente de la producción de Gas Natural en el país.
Con respecto a estas cifras de producción de Gas Natural a nivel Nacional, un gran porcentaje de ella es producida por la Compañía Pluspetrol, de la siguiente manera.
Reservas
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El Lote 88 está compuesto por dos yacimientos de gas natural: San Martín y Cashiriari, de los cuales sólo está en operación el primero. La auditoría de reservas realizada por Gaffney, Clie & Associates (GCA) certifica el nivel de reservas de hidrocarburos, al 31 de diciembre del 2005, la cual limitó las reservas probadas de GN a los volúmenes contratados, o en negociación, a la fecha de elaboración del reporte (abril 2006). Conforme se incrementen los contratos de venta de GN, las reservas probadas aumentarían en una proporción similar.
La vida útil estimada del lote, considerando la producción del 2006, es de 28.6 años para la explotación de LGN y 140 años para el GN. Los cuadros nos muestran que fácilmente podrían abastecer nuestra planta de Hidrógeno, ahora estos cuadros se basan en el consumo del 2006, pero como ya vimos un cuadro anterior el consumo del 2006 de gas natural al 2009, prácticamente se ha duplicado, por lo que la vida útil del gas natural fácilmente se habría reducido a la mitad, aún así sigue siendo beneficioso el consumo del gas natural de Camisea ya que nuestra planta tendrá un tiempo de vida mucho menor a este.
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3.2 COMPETIDORES El producto que vamos a obtener de nuestro proyecto es el Ácido Sulfúrico, el cual no se produce en las refinerías sino más bien son las empresas mineras y metalúrgicas las que se encargan de esta producción, es por eso que nuestros principales competidores van a ser estas compañías, a continuación una breve descripción de cada una de ellas. Entre las empresas que lideran la producción de Acido Sulfúrico están; Southern Perú Copper Corporation - SPCC, Votorantim Metais - VM y Doe Run Perú - DRP.
3.2.1 Doe Run Perú – DRP La empresa Doe Run Perú está comprometida con el Estado Peruano a través del Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA), siendo un elemento primordial para la reducción de las emisiones del Complejo Metalúrgico de La Oroya (CMLO), disminuyendo así de forma progresiva cualquier impacto que el proceso de producción pudiera generar en el medio ambiente. El proyecto de las plantas de ácido sulfúrico que considera la operación de tres plantas de ácido: La re potenciación de la planta en el circuito de zinc concluida al 2006, la construcción de la planta del circuito de plomo operativa desde 2008 y la construcción de la planta del circuito de cobre prevista para el 2010. Estas plantas han logrado solucionar el problema del SO2, en 17 %, 45 % respectivamente y con la creación de la última será solucionado al 100%. Las plantas de ácido sulfúrico tienen las siguientes capacidades:
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PLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO
PROCESO
Capacidad Nominal - TM/año
Circuito de Zinc
60 000
Fundición de Plomo
115 000
Fundición de Cobre
**
200 000
** Planta de acido sulfúrico no construida todavía
CMLP - Planta de acido sulfúrico construida para fundición de Plomo La planta de ácido sulfúrico del circuito de cobre, requerirá ejecutar cambios tecnológicos en el proceso productivo para obtener concentraciones adecuadas de SO2, en los gases emitidos a fin de hacer viable la producción de ácido sulfúrico.
CMLP – Terminal de almacenamiento de Acido Sulfúrico El Complejo Metalúrgico de La Oroya cuenta con un moderno terminal de despacho y almacenamiento de ácido sulfúrico de una capacidad para más de 30 700 TM de ácido.
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3.2.2 Votorantim Metais – VM La Refinería de Zinc de Cajamarquilla, propiedad de la minera brasileña Votorantim Metais se encuentra se a 22 km al Este de la Ciudad de Lima. Ubicada en la quebrada de Cajamarquilla en el distrito de Lurigancho-Chosica, a la altura del km 9.5 de la Carretera Central en el desvío al Puente Huachipa en dirección NE, y a una altitud de 450 m.s.n.m. (metros sobre el nivel del mar).
Desde 1984 la empresa canadiense Teck Cominco opero la planta con una capacidad para tratar unas 200 000 TM anuales de concentrados de Zinc. Como sub-producto se obtiene anualmente aproximadamente 176 000 TM de Ácido Sulfúrico de las cuales 17 000 TM son usadas en la misma planta y 39 000 TM distribuidas, a establecimientos industriales cercanos a Lima. El resto más o menos 120 000 TM son transportados a Cerro Verde en Arequipa, a través de una carretera intensamente transitada, en 36 camiones cisterna de 30 TM de capacidad cada una, y un recorrido de 1 050 km. En caso de exportación de Ácido Sulfúrico o su envío en barco, a un puerto cercano a Cerro Verde, se le transporta desde Cajamarquilla por carretera, hasta el Puerto de Punta Pejerrey en Paracas, con un recorrido de 250 km.
Productos
Calidad
Zinc
SHG
99.99%
Aleaciones Al/Pb
ASTM B-240, JIS-H-2201
20
Producción del año 2001 (TM) 121 400 22 780
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO Ácido Sulfúrico
Grado B 98.3%
Cadmio
Alta pureza 99.97%
PROYECTOS DE INVERSION 223 440 319
Sub-Productos Cemento de Cu - Co
56% de Cu
1 829
Concentrado de Plata
413 oz/TC
1 351
Votorantim compró Cajamarquilla a la canadiense Teck Cominco en el 2004, cuando apenas producían 120.000 TM. Desde ese año las inversiones han ascendido a US$830 millones, orientadas a casi triplicar su producción. La Refinería de Zinc de Cajamarquilla está actualmente en proceso de expansión. Se está duplicando su capacidad de producción, de 160 000 TM de concentrados anuales a
320 000 TM (en 100%), dicha expansión de la refinería estará operativa a inicios
del 2010. Una vez concluida la expansión a 320 000 TM, Cajamarquilla sería una de las "mayores refinerías del mundo". Luis Eduardo Woolcott, gerente comercial de Votorantim, afirma que "Está programado que inicie a principios del 2010". 3.2.3 Southern Perú Copper Corporation – SPCC El Complejo de Fundición y Refinería de Ilo, propiedad de la SPCC, está ubicado en el sur del Perú, a 17 km al norte de la ciudad de Ilo, a 121 km de Toquepala, a 147 km de Cuajone y a 1 240 km de la ciudad de Lima. La Refinería consta de instalaciones de recepción y preparación de ánodos, una planta electrolítica, una planta de metales preciosos y una serie de instalaciones auxiliares. La refinería produce cátodo de cobre de Grado A de 99.998% de pureza. La capacidad nominal es de 280 000 TM/año. Los lodos anódicos se recuperan del proceso de refinación y luego se envían a la planta de metales preciosos para producir plata refinada, oro refinado y selenio de grado comercial. Durante 2006, 2007 y 2008 se produjo 273 299 TM, 178 397 TM y 178 397 TM de cátodos de cobre, respectivamente, con un grado promedio de 99.998% para los tres años. La planta de metales preciosos produjo 119 175 kg de plata refinada y 261 kg de
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oro en 2006, 82 650 kg de plata y 296 kg de oro en 2007 y 92 400 kg de plata refinada y 153 kg de oro en 2008. La producción de selenio fue de 49.8 TM, 35.4 TM y 44.2 TM en 2006, 2007 y 2008 respectivamente.
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3.3 DISTRIBUCION 3.3.1 Distribución de Ácido Sulfúrico Transportes Enrique Cárcamo Granda SAC es pionero en el transporte de ácido sulfúrico a nivel nacional. También transportan otros productos químicos tales como Hidróxido de Sodio (soda cáustica) e Hidrosulfuro de Sodio (NaSH).
3.3.2 Empresas distribuidoras de acido sulfúrico Empresa
Producto
País
Cobertura
ACIDO SULFURICO PROQUIEL
ACIDO
CHILE
SULFURICO 66
INDUSTRIA Y LATINOAMERICA.
ACIDO SULFTAMICO OXIQUIM SA AURIAL SEDIMENTAL
ACIDO
CHILE
SULFURICO ACIDO
ARGENTINA
SULFURICO ACIDO
CHILE
SULFURICO
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INDUSTRIA Y MUNDIAL INDUSTRIA INDUSTRIA Y LATINOAMERICA
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ACIDO BIOPACK
SULFURICO
ARGENTINA
ACIDO
INDUSTRIA Y MUNDIAL
SULFURICO 1+3 SISTEMAS
ACIDO
ANALITICOS
SULFURICO
SOUTHERN
ACIDO
COOPER PERU
SULFURICO
AGROVET MARKET
ARGENTINA
INDUSTRIA
PERU
INDUSTRIA
PERU
LATINOAMERICA
ACIDO SULFURICO Y DERIVADOS ACIDO
CORPORACION
SULFURICO Y
TRIVEÑO
ACIDO
PERU
INDUSTRIA Y LATINOAMERICA
FOSFORICO ACIDO PAPEX
CARMINICO Y
PERU
ACIDO
INDUSTRIA Y EUROPA
SULFURICO ACIDO PERUQUIMICOS
SULFURICO Y
PERU
DERIVADOS ACIDO QUIMICA SUIZA
SULFURICO Y
PERU
DERIVADOS
INDUSTRIA Y PERU INDUSTRIA Y LATINOAMERICA
3.3.3 CONTROL Y PREVENCION DE ACCIDENTES DEL DISTRIBUIDOR El ácido sulfúrico no constituye un riesgo grave si se instruye bien a los trabajadores además de supervisar las labores relativas al manejo de esta sustancia. Esta instrucción y esta supervisión deberán tener como objetivo principal evitar el contacto del ácido con la piel, con los ojos o la inhalación de sus vapores. 3.3.4 CONTROL DEL DISTRIBUIDOR En las áreas donde se maneja o se almacena ácido sulfúrico deberán existir, convenientemente distribuidas, regaderas de seguridad, fuentes de agua para lavado de ojos o red de tubería de agua potable para irrigación de los ojos o para lavar cualquier parte del cuerpo que haya sido salpicada. El agua que se emplea en la
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alimentación de estas regaderas y fuentes lava ojos, deberá ser de preferencia tibia y las regaderas deberán suministrar agua en abundancia a una presión moderada habiendo una válvula de acción rápida y que una vez operada queda abierta. La localización de estos dispositivos deberá ser estratégica para permitir un rápido y fácil acceso. En el caso de las instalaciones para el llenado o vaciado a pipas o carros-tanque, estos dispositivos de seguridad deberán estar localizados cuando más a 7.6 m. (25 pies) del sitio donde se efectúe la operación y además deberán existir otras fuentes de agua para usarse en caso de derrame del producto. Todos los trabajadores que laboren en áreas de ácido, deberán lo conocer la localización de los dispositivos de seguridad mencionados. Para preparar soluciones de ácido sulfúrico con agua, deberá tenerse la precaución de agregar lentamente y en pequeñas cantidades el ácido al agua, agitando la mezcla al mismo tiempo. Nunca deberá agregarse el agua al ácido, ya que de esta manera se genera una violenta elevación de temperatura que provoca la proyección del líquido, lo cual puede ocasionar salpicaduras de éste. En caso de fugas o derrames de ácido, deberá lavarse inmediatamente con agua abundante el área contaminada; posteriormente se deberá neutralizar la acidez remanente por medio de una solución de bicarbonato de sodio o lechada de cal. Para evitar daños o contaminación de los drenajes en caso de fugas o derrames considerables de ácido, deberán lavarse éstos arrojándoles una cantidad suficiente de solución de bicarbonato de sodio u otra sustancia alcalina. Se deben colocar escaleras, plataformas y pasillos para tener acceso a la parte superior de los tanques. Debido a que el ácido sulfúrico es muy corrosivo para muchos metales y aleaciones, es imperativo el proyecto y la selección adecuados del equipo para su almacenamiento, manejo y procesamiento. Siempre que sea posible, el ácido sulfúrico debe ser manejado totalmente mediante un sistema cerrado. Los tanques de almacenamiento y equipo similares deben estar siempre protegidos con respiradores situados de manera que un derrame accidental sea descargado con seguridad en un colector o en algún otro lugar seguro. Es importante mantener una ventilación adecuada en todos los lugares en donde se maneja el ácido sulfúrico, ya que los vapores son extremadamente irritantes de la parte superior de las vías respiratorias. EI almacenamiento debe estar al descubierto, en edificios bien ventilados o en cobertizos. Los accesorios electrónicos deben ser del tipo a prueba de líquidos y
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todo el alumbrado debe estar dentro de conductos metálicos rígidos a prueba de líquidos. EI hidrógeno, es un gas muy inflamable, puede producirse en el interior de un tambor, de un carro-tanque, de una pipa o de un tanque metálico de almacenamiento que contenga ácido sulfúrico. Como el hidrógeno forma mezclas explosivas con el aire bajo ciertas condiciones, no se debe fumar, ni prender luces descubiertas en la cercanía de dichos almacenes. Para evitar la explosión del hidrógeno cuando se produce fuego o se realizan trabajos de soldadura, las líneas que van al equipo que se este reparando debe vaciarse y cerrarse en válvulas. Antes de iniciar un trabajo, se debe comprobar que no hay hidrógeno, para lo cual se revisan los orificios del muestro localizados en la parte superior de las torres y en cualquier otro lugar del sistema. Esta precaución se aplica particularmente a los tambores o tanques parcialmente llenos. Se deben tomar precauciones especiales cuando se solde o se produzca fuego en las líneas de ácido que han sido purgadas, pero no lavadas. La producción acelerada de hidrógeno por generación de calor en algún lugar determinado, con frecuencia origina pequeñas explosiones, aspersión del ácido y destrucción de soldaduras, por lo cual dichas líneas deben lavarse y purgarse cuando sea posible. Una ventilación adecuada es indispensable para prevenir las explosiones del hidrogeno.
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3.4 ANÁLISIS DE PRECIOS 3.4.1 Contexto Global Para poder establecer la rentabilidad de nuestro proyecto es necesario poder tener una idea en el tiempo de los costos de las materias primas principales de este proyecto entre las que se encuentran: Ácido Sulfúrico A continuación se muestran cuadros donde se aprecian los volúmenes y los precios en los últimos 10 años en el mercado.
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En los cuadros se aprecia una tendencia creciente, a excepción del año 2009 donde hubo una caída en la economía global, tanto para los volúmenes de exportación así como también a los costos por tonelada métrica de ácido sulfúrico. Con esta información es posible estimar un valor promedio para nuestro producto para realizar nuestros balances económicos así como también para consignarlo en el análisis de sensibilidad. Según el cuadro de precios la tonelada métrica se encontrara valorizada en 75 $/TM. Con estos valores vamos a realizar los balances económicos respectivos. 3.4.2 Costos y Beneficios de la Reducción de Azufre en los Combustibles La tecnología necesaria para reducir el azufre a niveles ultra bajos se utiliza actualmente en muchos lugares en todo el mundo. Los costos actuales son razonables y la industria de refinación continúa desarrollando catalizadores más activos y nuevos procesos para la remoción del azufre y reducir aún más los costos. Los estudios muestran que los beneficios de la reducción de azufre rebasan con mucho los costos, si bien la inversión requerida en refinación sigue siendo significativa. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos encontró que los beneficios ambientales y en la salud humana asociados a la reducción de azufre fueron diez veces más elevados que los costos (este estudio consideró normas de emisión contingentes más estrictas para combustibles de bajo azufre). Más aún: un estudio europeo demostró que los combustibles de ultra bajo azufre reducen significativamente los costos totales, incidiendo directamente en un mayor rendimiento del combustible. El considerable potencial para reducir emisiones de gases de efecto invernadero es un beneficio adicional a los impactos positivos sobre la salud, sobre el ambiente y otros, derivados de la reducción del azufre. 3.4.3 Tendencias Globales hacia Combustibles de Bajo Azufre En el mundo desarrollado, los fabricantes de autos y las empresas de refinación han tenido que aplicar sus importantes capacidades técnicas y administrativas para cumplir con regulaciones ambientales crecientemente estrictas. Los resultados han sido niveles de azufre menores en los combustibles y normas de emisión cada vez más bajas para todo tipo de vehículos. De igual forma, los retos ambientales de largo plazo y los requerimientos más estrictos que se esperan en el futuro, están impulsando la investigación científica y el desarrollo tecnológico.
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En los países en desarrollo, donde el número de vehículos se incrementa exponencialmente, los combustibles con alto contenido de azufre continúan siendo la norma, impidiendo la introducción de nuevas tecnologías vehiculares. Mediante el establecimiento de políticas para bajar los niveles de azufre y aplicar normas de emisión más estrictas, estos países pueden aliviar los impactos en la salud humana derivados del número
creciente de vehículos y disminuir el esfuerzo social y
tecnológico necesario para hacer más limpios sus parques vehiculares. De esta forma, los países relativamente nuevos en este campo, podrán retomar la experiencia de los países que han logrado ventajas con los combustibles de bajo azufre. Aun más, los países deberán incrementar sus esfuerzos de cooperación para rebasar la barrera de calidad en los combustibles y moverse hacia los vehículos de baja emisión. Los beneficios locales de salud y ambientales son, por sí mismos, una razón suficiente para requerir combustibles más limpios, sin embargo no son el único punto, ya que las emisiones vehiculares han adquirido una importancia significativa a nivel global. Es un hecho, por ejemplo, que los contaminantes que tradicionalmente han sido de preocupación exclusivamente local, como las PM y el ozono a nivel del suelo, pueden tener impactos importantes en el cambio climático global. La reducción de los niveles azufre en los combustibles del sector transporte y el impulso al control de emisiones y a los vehículos con tecnologías de uso eficiente del combustible, son los primeros pasos para reducir el impacto local y global de las emisiones vehiculares. 3.4.4 Costos Asociados con la Desulfuración (Análisis de Precios) Conforme la demanda global de combustibles de bajo azufre se incrementa aparecen nuevas tecnologías que prometen bajar substancialmente el costo de la desulfuración. La mayor parte de los estudios de costos que se citan en este artículo no incluyen las tecnologías emergentes, que potencialmente tienen costos más bajos. Como resultado, los costos que se describen aquí podrían sobrestimar los costos de capital y de gasto corriente en la modernización a gran escala de refinerías para reducir los niveles de azufre en los combustibles. Los costos para alcanzar niveles de bajo y ultra bajo azufre dependen de los niveles que desean alcanzarse. Los siguientes estudios están enlistados del costo más elevado al más bajo, conforme a las normas de contenido de azufre de las regiones
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estudiadas. Los costos incrementales para lograr normas nacionales de bajo azufre en el diesel a lo largo de Asia parecen demasiado elevados (donde las normas actuales pueden ser tan elevadas como 10,000 ppm). Sin embargo, como se muestra en el estudio subsecuente, que examinó las inversiones de capitales requeridos para China, los costos podrían ser substancialmente más bajos y las normas más estrictas para zonas urbanas podrían ser una forma costo-efectiva de transitar hacia los combustibles de bajo azufre. Como lo demostraron los estudios y los incentivos fiscales en Europa y los Estados Unidos, una vez que se reducen los niveles de azufre, puede hacerse una transición relativamente sencilla hacia combustibles de ultra bajo azufre. La figura 1 indica el rango de costos asociados con la reducción del azufre en los combustibles.
(DATO.- 100 Centavos de dólar = 1 dólar americano) Los costos han sido derivados de los estudios que se describen más adelante en este proyecto, las estimaciones oficiales, los promedios o aproximaciones cercanas
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han sido usados como el asunto de costo, indicándose con barras de error los puntos extremos del rango indicado. Un reporte preparado para el Banco de Desarrollo de Asia (Asia Development Bank) estimó los costos asociados con la reducción de niveles de azufre en el diesel en Asia. Las normas de azufre en los países asiáticos tenían un rango de 500 a 10,000 ppm para el diesel, con un promedio de 2,000–3,000 ppm. El estudio encontró que los costos son aproximadamente constantes, alrededor de 4¢ por galón, para un producto con un rango de 1,000 a 250 ppm de azufre. Existe un brinco en la consideración de los niveles de azufre, sobre el cual los costos se duplican. Los costos permanecen aproximadamente constantes, en un poco más de 10¢ por galón, para 10 ppm y 50 ppm de azufre en el diesel (Enstrat 2002). El estudio del grupo Trans-Energy modeló los costos capitales para mejorar la calidad del combustible del sector transporte en China. Empezando en la línea base de 800 a 1,000 ppm de azufre en la gasolina y de 2,000 ppm de azufre en el diesel, los costos variaron dependiendo de la calidad final del combustible y del tiempo sobre el cual se planeó la inversión. El incremento en costo del diesel (relacionado con las inversiones de capitales solamente) para el escenario del 2005 tuvo un rango de 1.9¢ por galón para alcanzar un abastecimiento nacional de diesel de 500 ppm, a 2.1¢ por galón para diesel con 350 ppm de azufre. A partir de una línea base de 500 ppm de azufre, el costo se elevó sólo a 2.0¢ por galón para proporcionar combustible de calidad superior con 50 ppm de azufre hasta para el 35% del abastecimiento total, el cual está destinado para áreas urbanas contaminadas. Todos los escenarios de 2010 tuvieron un precio de 3.2¢ por galón para alcanzar una línea base de diesel con 350 ppm de azufre, considerando que hasta el 40% del país estaría recibiendo diesel con 50 ppm de azufre. Los costos asociados con las inversiones de capitales para la desulfuración de la gasolina fueron aproximadamente la mitad de los costos del diesel en todos los escenarios. Para el año 2005, los incrementos en el costo de la gasolina tuvieron un rango desde 0.8¢ por galón, para alcanzar una cobertura de abastecimiento nacional de gasolina con 500 ppm de azufre, hasta 1.1¢ por galón para reducir los niveles de azufre a 150 ppm. Todos los escenarios del 2010 para gasolina tuvieron un costo de 1.5¢ por galón para una línea base de gasolina con 150 ppm de azufre con el 40% del país recibiendo gasolina con 50 ppm de azufre (Trans Energy 2002).
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La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos encontró que los costos de desulfuración para cumplir la nueva norma de azufre en el diesel serán aproximadamente del doble que los costos de alcanzar esta norma en la gasolina. En los Estados Unidos, los niveles actuales de azufre varían de 300 a 350 ppm en gasolina (con excepción de California). La EPA encontró que los costos completos promedio para alcanzar la nueva norma de 30 ppm de azufre en gasolina serán superiores a 1.9¢ por galón en el 2004 pero bajarán a menos de 1.7¢ por galón en el 2010, conforme tecnologías de menor costo se hagan viables (EPA 1999). Por otra parte, los costos de alcanzar la nueva norma de 15 ppm para vehículos a diesel, a partir de la línea de base de 500 ppm, darán comienzo con un promedio nacional de 4.3¢ por galón y se incrementaran a razón de 5¢ por galón para el 2010 (EPA 2000b). Actualmente los combustibles para vehículos y maquinaria estacionarios (non-road) en los Estados Unidos pueden tener niveles de azufre hasta de 3,000 ppm. La EPA anunció recientemente planes para extender el límite de 15 ppm de azufre en combustibles a este tipo de vehículos, lo que podría provocar un aumento en los costos variables para todo el combustible diesel. Un estudio de la compañía MathPro estimó que una extensión del límite de 15 ppm de azufre a los vehículos y maquinarias estacionarios a diesel podría elevar el rango estimado de costos variables para todo el diesel de 4.7–7.8¢ por galón (MathPro 2000). Un estudio para evaluar los costos para reducir los niveles máximos de azufre de 50 ppm a 10 ppm en Europa, encontró que los costos promedio para alcanzar niveles de ultra bajo azufre fueron mucho más bajos una vez que las reducciones iniciales fueron realizadas. Se esperaba que los costos tuvieran un rango de 0.4 a 1.1¢ por galón en la gasolina y de 1.1 a 2.3¢ para el diesel, con un posible sobreprecio para el diesel que podría ser de 3.4¢ (Birch and Ulivieri 2000). Una vez que se indicaron los posibles costos asociados con la reducción de niveles de azufre, el mercado alemán ha cambiado casi completamente a diesel de 10 ppm de azufre debido a un incentivo fiscal de 3 pfennigs por litro (6¢ por galón). 3.4.5 Comparación de Costos y Beneficios Los análisis de costo-beneficio en Estados Unidos y Europa han encontrado que los beneficios de la reducción de azufre en los combustibles de transporte rebasan por mucho los costos, independientemente de las diferentes consideraciones asumidas. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos encontró que los beneficios de normas más estrictas de emisiones son aproximadamente 10 veces más grandes que los costos requeridos de refinación. En Europa, el análisis investigó
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únicamente el cambio en niveles de azufre, asumiendo que las nuevas normas de emisión no eran contingentes a normas de azufre. La calidad del aire jugó un papel menos importante en este análisis, que se enfocó más hacia el incremento resultante de las modificaciones de diseño que fueron posibles con los combustibles de ultra bajo azufre. La Agencia de Protección Ambiental realizó un análisis de costo beneficio para las normas del Tier 2 y para los motores de uso pesado así como para las normas vehiculares. La reducción de niveles de azufre en la gasolina y diesel son una parte integral para poder cumplir las nuevas normas de emisión y lograr los beneficios esperados. La reducción de mortalidad prematura asociada a niveles menores de PM fue el beneficio dominante en cada caso. Este fue un gran beneficio para la norma de vehículos pesados, con el registro de reducciones significativas de emisiones de PM. Beneficios y costo en el 2030
Pero el beneficio fue también significativo para el Tier 2, debido a la reducción de emisiones de NOx y SOx, que conducen a la formación secundaria de PM. Otros beneficios adicionales de las normas incluyen la reducción en impactos a la salud (como la bronquitis crónica), la pérdida de la visibilidad y el daño a los cultivos. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos proyectó cada análisis hasta el año 2030 y los beneficios netos que resultaron de estos dos estudios fueron de $86 mil millones de dólares (ver tabla 4.1). Diversos aspectos del análisis, incluyendo el marco temporal, introdujeron incertidumbre en los números finales. De cualquier manera, debido a que varios beneficios no fueron monetarizados, es posible asumir que los números finales están subestimados. Una alternativa plausible a este análisis de EPA para las normas de vehículos pesados determinó un incremento de 150% en los beneficios totales, lo que daría un resultado de beneficios netos de la regulación por $189 mil millones de dólares (EPA 2000b).
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En contraste, el análisis realizado por el Directorate General for Environment de la Unión Europea consideró solamente el cambio de combustibles de 0 a 10 ppm de azufre, asumiendo que las normas de emisión permanecían constantes. En este contexto el principal beneficio fue el incremento del rendimiento del combustible de los nuevos modelos que aprovechaban la ventaja del combustible de ultra bajo azufre para lograr modestos incrementos de 2-3% en el rendimiento (son posibles incrementos mucho más substanciales de rendimiento, pero el análisis tomó un enfoque conservador al predecir estos beneficios.) Los beneficios en la calidad del aire debidos a la reducción de contaminantes por el uso de combustibles de ultra bajo azufre en vehículos viejos fueron relativamente menores. Este análisis consideró la reducción neta de las emisiones de CO2 (ver apéndice C) y los beneficios monetarios de siete diferentes escenarios debido a la introducción de combustible de ultra bajo azufre. La calendarización varió del 2005 al 2011 para la introducción, y el uso obligatorio de combustible de 10 ppm de azufre y los beneficios fue proyectado hasta el 2020. El valor presente neto de los varios escenarios varió de 1.1 a 3.0 mil millones de Euros ($1.7 a $3.2 mil millones de dólares) (Directorate-General Environment 2001). Estos valores son mucho más bajos que los del análisis para Estados Unidos debido a que no se incluyeron los beneficios en la salud y en la calidad del aire asociados con normas más estrictas de emisiones vehiculares. De hecho, los beneficios de la calidad del aire no cancelan el aumento de los costos de refinación en ninguno de los escenarios Europeos. El beneficio dominante en el análisis derivó del ahorro en combustible. Mientras que el análisis realizado por el Director General predijo sólo beneficios moderados en la calidad del aire derivado de la reducción de emisiones de los vehículos existentes por la disminución de los niveles de azufre, la calidad del aire actual se ha beneficiado drásticamente con la reducción de los niveles de azufre de los combustibles. Un estudio en Dinamarca, un año después de que el nivel de azufre en el diesel fue reducido de 500 ppm a 50 ppm, reveló una disminución significativa de concentración de partículas ultra finas en el aire ambiente. El estudio relacionó la disminución de concentraciones en el ambiente a una reducción de 56% en las emisiones promedio de partículas provenientes de vehículos a diesel (Wåhlin et al 2000).
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Estos ejemplos demuestran que los beneficios rebasan los costos de reducir los niveles de azufre bajo una variedad de escenarios y los beneficios pueden ser incluso superiores cuando los niveles de azufre son reducidos a partir de una línea base elevada. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos, haciendo comparaciones entre la regulación vigente y medidas pasadas, encontró que la relación costo efectividad fue substancialmente mayor para los primeros esfuerzos regulatorios que hicieron más estrictos los niveles de emisión y redujeron los niveles de azufre. Al mismo tiempo, los análisis europeos demuestran que los beneficios, exclusivamente en términos de ahorro de combustible, continúan siendo positivos incluso hasta el nivel de los combustibles de ultra bajo azufre. 3.5 CONSUMIDOR 3.5.1 Consumidores Internos Estas son las empresas en el Perú las cuales requieren el Ácido Sulfúrico: The Doe Run Company (Estados Unidos) (Perú) Compañía internacional de recursos naturales enfocada a explotación de minas, fundición, reciclaje y fabricación de metales base. Plantas en Missouri, el estado de Washington, Texas, Arizona y Perú. Southern Perú Copper Corporation (Perú). SPCC es un productor integrado de cobre y la compañía minera más grande del Perú. A nivel mundial, Southern Perú está entre las diez principales productoras privadas de cobre. TECNOFIL S.A. (Perú). Empresa dedicada a la Transformación y venta de metales no ferrosos, tales como Alambre y Alambrones de cobre, Barras de cobre, Alambre y Alambrones de laton, Sulfato de cobre, Varilla de Puesta a Tierra, Hilo de Cobre. Exportamos a todo el mundo. El Cobre de los Andes. El cobre en el Perú. Procesos (Fundición, Trefilación, Laminación, Control de Calidad). Industrias Nacol - Sulfato de Cobre y Tratamiento de Agua (Lima, Perú). Producción de sulfato de cobre, importación comercialización de productos químicos y asesoramiento en proyectos de tratamiento del agua para consumo (potabilización), procesos industriales, generación de vapor y reciclaje de agua (PAMA). ZINSA - Zinc Industrias Nacionales S.A. - (Perú) Manufactura de metales no ferrosos. Fabricamos Oxido de Zinc, Aleaciones de Zinc para presofusión (Zamac), Aleaciones de Zinc para galvanización, Plomo Antimonio, Aleaciones de Cobre y Aleaciones de Plomo/Calcio. Comercialización en más de 32 países. Adolfo Ríos Pita Giurfa (Perú). Nanotechnology, sulphuric acid, aluminum recycling, aluminum ammonium sulphate, alchemy the cosmological yoga of medieval christianity, la alquimia el yoga cosmológico de la cristiandad medieval, cu-as residues, artificial rain, obtention of cadmium pigments, etc.
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3.5.2 Consumidores Externos CHILE Diariamente las fundiciones de cobre producen una razón de 2,9 a 3 toneladas de ácido sulfúrico por cada una tonelada de cobre moldeado, esto dependiendo de la naturaleza del concentrado y el grado de captura de los gases sulfurosos en el proceso de fundición. De la misma forma, en el proceso específico de lixivación de cátodos de cobre, solamente en el año 2004 se ocuparon 4,66 millones de toneladas de ácido sulfúrico, con lo cual la participación de la minería chilena del cobre se perfila como el principal sector consumidor en el país. Por esta razón, y teniendo en cuenta el déficit de producción de ácido sulfúrico en Chile, los principales importadores son CODELCO, por su relevancia en el mercado, y las compañías mineras que realizan importación directa de ácido sulfúrico. Así como también los traders, especializados en este mercado. En la actualidad, la mayor parte del déficit de ácido sulfúrico se abastece con importaciones desde Japón, Perú y suecia, productores de alto rango del corrosivo. Son más de un millón de toneladas que se necesitan además de toda la producción interna de ácido, por lo cual la puesta en marcha de proyectos como el de la fundición Caletones de la División el Teniente, son fundamentales para mantener los costos de producción y seguir con el éxito de CODELCO como uno de los líderes mundiales del mercado del cobre
Abonos Colombianos S.A. (Abocol)
- Producción de fertilizantes complejos
garantizados. Incluye muestra de su división agro e industrial. Abonos Jaén - Abonos y fitosanitarios para la agricultura ecológica y descripción del Permanganato Potásico.
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Agrochem - Fabricación, venta y exportación de coadyuvantes y fertilizantes foliares y de fertirriegos sólidos solubles en agua. Agrofermex - Grupo empresarial productor de fertilizantes para sus cosechas que tiene exportaciones a todas partes del mundo. Agroinco, S.R.L - Producción de fertilizantes para suelos, líquidos, naturales, foliares y por goteo. Alfredo Iñesta, S.L.
- Fabricación de materia orgánica líquida, correctores de
carencias, fitorresguladores y bioestimulantes además de fertilizantes líquidos para la agricultura. Bioland - Fabricante y representante de productos orgánicos para la agricultura. Calcimer - Fábrica de ceniza de huesos y otros subproductos ganaderos. Coljap S.A. - Fabricación de micronutrientes para proveer fertilizantes al agro colombiano. Describe las características técnicas de sus productos. Cosmoagro, S.A. - Productores de fertilizantes y nutrientes para pastos, flores, hortalizas y similares. Distribuidora Agrícola Codisa-Dicaher, S.L. - Empresa dedicada a la fabricación y comercialización de abonos sólidos, líquidos y solubles así como correctores de microelementos, complejos líquidos con formulaciones especiales y nutrición vegetal. Fagro de México - Fabricación y comercialización de agroquímicos; información general, composición e instrucciones de uso de cada uno de sus productos. Fax, S.A. de C.V. - Fertilizantes, herbicidas, equipo agroindustrial, semilla y manuales. Fertiberia - Fabricación de fertilizantes líquidos y sólidos. Recomendaciones de abonados para cultivos. Fertilizantes Ferturca - Elaboración de la mezcla física de fertilizantes de uso agrícola según el análisis del suelo. Fertilizantes Gombau - Marcas, productos y asesoramiento de fincas.
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Herogra, S.A. - Empresa dedicada a la producción de fertilizantes. INSUR Protección Vegetal, S.A. - Distribución de productos fitosanitarios y abonos. Mediterránea de Agroquímicos, S.L. - Fabricación de fertilizantes líquidos, aptos para fertirrigación y pulverización foliar. Minera Industrial Case, S.A. de C.V. - Fabricación de fertilizantes con magnesio. Novartis Argentina - Desarrollo de productos químicos y biológicos para la protección de cultivos con fichas técnicas sobre su composición y uso. Plymag S.L. - Empresa de fabricación y comercialización de fertilizantes y productos para la agricultura biológica. Ray Green - Fertilizante biológico a base de azospirillum y hormonas vegetales, apto para agricultura orgánica. Representaciones Fercon Ltda. - Producción y distribución de insumos para el sector agropecuario, especializados en la fabricación de fertilizantes, así como de fumigadoras y equipos agrícolas.
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3.6 ANÁLISIS DE DEMANDA Antes de mencionar los posibles mercados para el acido sulfurico a través de la demanda actual es necesario saber: Este subproducto es una materia prima indirecta, es un insumo necesario y vital que interviene en múltiples procesos. En el procesado de metales se utiliza en el tratamiento del acero, cobre, uranio, vanadio y en la preparación de baños electrolíticos para la purificación y plateado de metales no ferrosos. En la industria de fertilizantes, los mayores volúmenes de ácido sulfúrico sirven en la producción del ácido fosfórico, que a su vez se usa para fabricar materiales fertilizantes como el superfosfato triple y fosfatos de mono y diamonio. Se estima que del total de la producción de ácido sulfúrico el 60 % está relacionado con la manufactura de fertilizantes. Es decir, como insumo además de los fertilizantes participa en la refinación de petróleo, en la producción de pigmentos, tratamiento de acero, extracción de metales no ferrosos, manufactura de explosivos, detergentes, plásticos y fibras. También es utilizado en la producción ilícita relacionada con el narcotráfico. En nuestro país el principal productor de ácido sulfúrico, es la empresa minera Southern Perú Copper Corporation (SPCC), que en el 2007 obtuvo una producción de 771 mil toneladas, gracias a la captura del dióxido de azufre y otros gases en el cumplimiento de los compromisos ambientales ha convertido a SPCC, en el principal productor de este insumo que se exporta principalmente a Chile. En el 2007, tal como se expone en el cuadro de las importaciones de ácido sulfúrico realizadas por las empresas ubicadas en Chile, nuestro país aparece en el primer lugar de los proveedores de este insumo con una exportación de 499 mil toneladas, seguidas de las compras al Japón por 286 mil toneladas, Corea del Sur por 233 mil toneladas y las Filipinas por 71 mil toneladas. En resumen, el año pasado el vecino del sur importó más de 1,285 mil, es decir un millón doscientos ochenta y cinco mil toneladas, por un valor de de 94 millones de dólares. El mayor productor de ácido en nuestro país es SPCC, entre enero/julio del 2008 produjo 602 mil toneladas de ácido sulfúrico, de las cuales exportó más de 291 mil toneladas hacia Chile y 56 mil toneladas a los Estados Unidos de Norteamérica, la
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diferencia habría sido utilizada .en sus propias operaciones y realizadas en el mercado interno. EXPORTACIONES PERUANAS
FUENTE: ADUANET
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FUENTE: ADUANET Los siguientes cuadros muestran una clara demanda del país vecino del Chile, por ende es concluyente pensar que la oferta de nuestro producto será cubierta por la alta demanda del país de chile en los próximos años. 3.6.1 Exportaciones e Importaciones de Ácido Sulfúrico Durante los últimos años se ha incrementado la oferta exportable peruana de diversos productos no tradicionales, destacando los químicos. Uno de los productos químicos
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que ha registrado un repunte importante en su nivel de exportación fue el ácido sulfúrico, cuya oferta proviene principalmente de las fundiciones de cobre y zinc. En el 2008, la exportación de ácido sulfúrico1[7] ascendió a US$ 67,5 millones, registrando un crecimiento de 202,7% respecto del nivel alcanzado en el año 2007, resultado explicado por el incremento en el excedente peruano, el aumento en la demanda de Chile y la aparición de nuevos mercados de destino. Siguiendo la misma tendencia, entre el 2007 y 2008 el volumen exportado aumentó 55,6% al pasar de 509,6 Miles de Toneladas a 792,7 miles de toneladas, respectivamente.
En el año 2008 el 74% de las exportaciones de ácido sulfúrico se dirigió a Chile (US$ 50 millones), registrando además un incremento de 129,3% debido al déficit que registra el mercado sureño como consecuencia de la puesta en marcha de varios proyectos de lixiviación de minerales de cobre. Estados Unidos se ubicó como el segundo mercado en importancia con US$ 14 millones (21% del total exportado)
Cabe mencionar que casi la totalidad de las exportaciones peruanas de ácido sulfúrico durante el 2008 fueron realizadas por las empresas Southern Perú Copper Corporation (US$ 51 millones) y Votorantim Metals de Cajamarquilla (US$ 16 millones).
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En nuestro país el principal productor de ácido sulfúrico, es la empresa minera Southern Perú Copper Corporation (SPCC), que en el 2007 obtuvo una producción de 771 mil toneladas, gracias a la captura del dióxido de azufre y otros gases en el cumplimiento de los compromisos ambientales ha convertido a SPCC, en el principal productor de este insumo que se exporta principalmente a Chile. En el 2007, tal como se expone en el cuadro de las importaciones de ácido sulfúrico realizadas por las empresas ubicadas en Chile, nuestro país aparece en el primer lugar de los proveedores de este insumo con una exportación de 499 mil toneladas, seguidas de las compras al Japón por 286 mil toneladas, Corea del Sur por 233 mil toneladas y las Filipinas por 71 mil toneladas. En resumen, el año pasado el vecino del sur importó más de 1,285 mil, es decir un millón doscientos ochenta y cinco mil toneladas, por un valor de de 94 millones de dólares.
El mayor productor de ácido en nuestro país es SPCC, entre enero/julio del 2008 produjo 602 mil toneladas de ácido sulfúrico, de las cuales exportó más de 291 mil toneladas hacia Chile y 56 mil toneladas a los Estados Unidos de Norteamérica, la diferencia habría sido utilizada .en sus propias operaciones y realizadas en el mercado interno.
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OFERTA
3.6.1.1 Exportaciones del Sector Químico Entre enero y mayo de 2008, el sector químico registró exportaciones por US$ 396.8 millones, es decir 30.3% más que en igual periodo del año anterior; además representó el 3.1% de las exportaciones totales del Perú en esos meses. Las ventas al exterior del sector, en el mes de mayo, fueron US$ 81.1 millones, lo cual significo un aumento de 32.8% respecto a mayo de 2007. A nivel de mercados En total se registró ventas a 98 mercados en los cinco primeros meses del año, dos menos que en similares meses del año anterior y Colombia (15.0% de participación), Chile (13.2%) y Ecuador (10.7%) constituyeron los mercados más importantes para los productos del sector. Por otro lado, Uruguay (761.0% de aumento), Canadá (161.3%), Portugal (122.5%) y México (94.7%) incrementaron en forma importante sus compras; especialmente de tinta para imprenta (Uruguay), sulfato de cobre (Canadá), oxicloruro de cobre (Portugal) y ácido sulfúrico (México).
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A nivel de productos En los cinco primeros meses del año, el 35.4% de las exportaciones de este sector recaen en las cinco principales partidas. A continuación se detalla la evolución de las tres más importantes:
El ácido sulfúrico (partida 2807.00.10.00 – 6.0% de participación sectorial) experimentó un incremento de 335.6% en sus exportaciones al totalizar US$ 23.9 millones en el periodo de análisis. A nivel de mercados, Chile (59.9% del total), Estados Unidos (30.4%) y México (7.8%) fueron los más importantes para este producto.
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Al comparar los cinco primeros meses de 2008 respecto al 2007, observamos que nuestro país aumentó sus envío de ácido sulfúrico a Chile en 167.2%, e ingresó con valores importantes a Estados Unidos (US$ 7.3 millones) y México (US$ 1.9 millones). El 2007, nuestro país se convirtió en el primer abastecedor de ácido sulfúrico de Chile, al representar el 23.8% del total importado por ese país; y ante la drástica disminución de las importaciones de origen mexicano, país que dejó de ser el principal exportador del producto para ubicarse en un modesto 8avo. Lugar. Además de Perú otros proveedores significativos, de este mercado, son Corea del Sur (23.5% de las importaciones), Japón (18.6%) y la India (10.2%).
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4. ESTUDIO TÉCNICO El proyecto planteado consta de 4 unidades fundamentales, dos principales y dos de servicio que han sido estructuradas de la siguiente manera: 1. Producción de hidrogeno, 2. Desulfurizacion de diesel, 3. Tratamiento con aminas y 4. Producción Acido sulfúrico.
A continuación, se hará una descripción de cada unidad, en la cual se hará una descripción de las tecnologías existentes, así como la selección de la tecnología adecuada y los catalizadores recomendables y la cinética de las reacciones.
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4.1 PRODUCCION DE HIDRÓGENO 4.1.1 Descripción del Proceso La hidrogenación es un proceso de reformación catalítico con vapor. En detalle la descripción de este primer proceso parte de cargas de aproximadamente 31 bar de presión, la cuales son precalentadas y purificadas para quitar rastros de azufre y de los halógeno para proteger el catalizador del reformador. La impureza más común es H2S; esta es quitada por la reacción con ZnO. El azufre orgánico puede también estar presente; en este caso el hidrógeno reciclado del producto se mezcla con la alimentación y se hace sobre un catalizador de hidrogenación (generalmente cobalto/molibdeno) para convertir el azufre orgánico al H2S. Si existe cloruros presentes también se hidrogenan y después se reaccionan con un adsorbente del cloruro. La alimentación es mezclada con el vapor, precalentada más adelante, y reaccionada sobre catalizador de níquel en los tubos del reformador para producir el gas de síntesis (una mezcla en equilibrio de H2, CO y CO2 que luego será tratada para obtener la cantidad optima de hidrógeno). La relación vapor / carbón es un parámetro dominante, debido a que altos niveles del vapor ayudan la conversión del metano. El metano residual en el gas de síntesis pasará a través de la planta sin cambiar (al mismo tiempo que el nitrógeno en la alimentación). Esto reducirá la pureza del hidrógeno así que es importante asegurar una salida baja en el contenido de metano. Por esta razón son usados altos coeficientes vapor / carbón y altas temperaturas en el reformador; lo cual también se utiliza para prevenir la formación de coque en el catalizador. Las condiciones típicas de salida del reformador para la producción del hidrógeno son 1500 ºF y 300 lb/in2 (815 ºC y 21 bar). El reformado catalítico con vapor es utilizado para convertir, alimentaciones de hidrocarburos en nuestro proyecto utilizaremos el Gas Natural
a gas de síntesis
(mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono) por reacción con vapor sobre un catalizador (níquel). Este tipo de procedimiento permite el tratamiento de hidrocarburos saturados en fase gaseosa (metano, etano, gases licuados y nafta). Las condiciones de operación varían de acuerdo a la naturaleza de la carga y del producto deseado. La pureza del hidrógeno obtenido puede ser tan alta como 99% en volumen, con un contenido de óxidos de carbón de 10 ppm o menos. Las impurezas
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pueden clasificarse en variables, como el metano y fijas como el gas inerte en la alimentación y nitrógeno. La calidad del hidrógeno y los costos de su producción dependen sobre todo del método de purificación, lo cual no excluye a la materia prima, ni la severidad del proceso. En relación a este tema, la oxidación parcial incluye un alto costo de capital y en el caso de alimentaciones ligeras, como el gas natural, ha sido substituida generalmente por el reformado por vapor. Por lo tanto analizar el proceso de reformado, promueve concentrar nuestro interés en cuatro operaciones unitarias relacionada a este proceso: ·
Reactor/horno: para la generación de gas de síntesis elemental
·
Convertidor primario: para la reacción del CO y H O 2
(v)
a H si el cociente 2;
H2/CO necesita ser aumentado o si el hidrógeno es el producto deseado. ·
Recuperación de calor y/o generación de vapor
·
Separación y purificación del hidrógeno.
4.1.1.1 Tecnologías Existentes 4.1.1.1.1 TECNOLOGIA HIDROGEN – LINDE a. Licenciante: Linde AG b. Alimentación: Flujo de hidrocarburos ligeros desde Gas Natural a Nafta. En nuestro caso nosotros trabajaremos con gas natural. c. Aplicación: Producción y purificación de hidrógeno a partir de hidrocarburos usando reformado por vapor (principalmente metano). d. Descripción: Después de ser levantado a la presión de operación, en el caso de gasolinas vaporizado, el gas de alimentación es pre-tratando (1) para remover azufre y otros componentes. El tratamiento normalmente consiste en pre-tratar con hidrógeno a las cagas para convertir componentes azufrados a H2S y remover el H2S con ZnO como catalizador. Dependiendo del tipo de carga, otros pasos de purificación pueden ser requeridos. La corriente desulfurada es luego mezclada con vapor del proceso y precalentada nuevamente contra el humo caliente en una bobina de conversión del reformador.
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La mezcla de alimentación precalentada entra en al horno de reformado (2), donde ocurren las reacciones de reformado en tubos rellenos con catalizador de níquel. Debido a que la reacción es endotérmica se provee calor externamente por combustión, en hornillas múltiples, las cual usan, alternativamente, gas de purga proveniente del PSA como combustible suplementario. El flujo de gas del proceso y la dirección de la llama en el quemador están determinados consecuentemente con el diseño usando los siguientes arreglos: • Bottom fire / Up flow – Reformador Cilíndrico • Top fire / Dow flow – Reformador tipo caja Para optimizar la trasferencia de calor a lo largo de la longitud del tubo y minimizar los requerimientos de combustibles.
El calor de combustión es nuevamente aprovechado por una sección de recuperación de calor (4) por donde pasa el humo de reformado a través de una serie de bobinas para precalentar corrientes del proceso y maximizar los rendimientos energéticos. El gas reformado caliente que sale de los tubos, conteniendo H2, CO, CO2 y una cantidad pequeña de CH4, es recogido y enfriado en la caldera de proceso del gas para generar el vapor como subproducto. El gas enfriado entonces se alimenta a un reactor de la cambio “convertidor” (3) donde el CO reacciona con el exceso de vapor presente para producir el hidrógeno adicional. Puesto que la reacción es exotérmica, el gas convertido abandona el reactor de conversión a una temperatura alta. El calor exotérmico es recuperado dentro del proceso en la sección de recuperación de calor (5) por contacto del gas caliente a través de una caldera de agua desmineralizada. En la sección de proceso donde se recupera calor, el
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condensado del proceso es recogió y separado para ser reutilizado. El gas enfriado es enviado a una unidad alta eficiencia PSA de “Linde” donde el hidrógeno se separa del CO2, CH4 y el agua residuales. La unidad de PSA consiste en una serie de recipientes rellenos de adsorbente, que se alternan entre la adsorción y la regeneración. Durante la adsorción, el hidrógeno pasa a través del recipiente, mientras que los componentes residuales se capturan en el material del adsorbente. El recipiente es regenerado alternativamente despresurizado y purgando con el producto fresco. La corriente de purga de la unidad PSA es capturada y enviada al reformador como combustible alternativo. 4.1.1.1.2 TECNOLOGIA HIDROGEN – TECHNIP a. Licenciante: TECHNIP b. Alimentación: La alimentación para el proceso se extiende desde el gas natural a la nafta pesada, usando intermedios potenciales como los gases de eliminación de la refinería. La mayoría de plantas actuales del hidrógeno en refinerías presentan una amplia flexibilidad en la alimentación para el proceso, ya sea debido a la necesidad de alimentación alternativas en caso de desabastecimiento o para el uso continuo de alimentaciones mixtas. Estos avances en la flexibilidad para la materia prima también han sido insertados con éxito por TECHNIP en el desarrollo de sus plantas c. Aplicaciones: Producción del hidrógeno (H2) de hidrocarburos (HC) como materias primas, usando reformado por vapor (Steam Reforming). d. Descripción: El esquema genérico consiste en el pre tratamiento de la alimentación,
pre-reformando
(opcional),
el
reformado
por
vapor
de
Hidrocarburos, conversión primaria y purificación del hidrógeno por (PSA). Sin embargo, se adapta a menudo para satisfacer requisitos específicos. Normalmente el pre tratamiento involucra el retiro de azufre, cloro y otros venenos del catalizador para después ser precalentados de 350ºC a 400 ºC. El gas tratado de la alimentación se mezcla con vapor del proceso para ingresar a un reformador primario (después de pasar por el pre-reformador, si se estuviera utilizado). Las reacciones de reforming son fuertemente endotérmicas. El calor es proveído de la combustión del gas de purga de la unidad de PSA, adicional al combustible regular quemado en hornillas múltiples de horno de reformado.
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La severidad del reformado se optimiza para cada caso específico. El calor inútil del gas reformado se recupera a través de la generación del vapor antes de ingresar al convertidor primario (shif conversión), conversión agua-gas. Donde la mayor parte del monóxido de carbono contenido en el gas de salida del reformador se convierte más a fondo a hidrógeno. Los condensados resultantes del proceso de la recuperación del calor y el enfriamiento del gas se separa y se reutiliza generalmente en el sistema del vapor después del tratamiento necesario. La generación entera del vapor está dada, generalmente, por circulación natural, lo cual agrega una confiabilidad más alta. Finalmente el gas fluye a la unidad de PSA que proporciona como producto hidrógeno de gran pureza (< 1ppm CO) a presiones cercanas a las de la entrada. Los consumos tipos específicos de energía basados en la alimentación + el combustible – el vapor de exportación están entre 3.0 a 3.5 Gcal/KNm3 (330 – 370 BTU/scf) LHV, dependiendo de la materia prima, de la capacidad de planta, de los criterios de optimización y de los requisitos de exportación de vapor. Los avances recientes incluyen la integración de la recuperación y la generación de hidrógeno, (pos-reformado) recuperativo para las modificaciones de capacidad y emisiones reducidas.
4.1.1.1.3 TECNOLOGIA HIDROGEN, HTCR Based – Haldor Topsøe A/S a. Licenciante: Haldor Topsøe A/S b. Aplicación: Producir hidrógeno (H2) de materias primas de hidrocarburo por ejemplo: gas natural, GLP, nafta, offgas de refinería, etc., usando un
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reformador convectivo de Haldor Topsoe (HTCR). Los rangos de capacidades de las plantas varían a partir de 200 Nm3/h a 20000 Nm3/h (2000 scfd a 20 MMscfd) y la pureza del hidrógeno se extiende a partir del 99.5% a 99.999% sin exportación de vapor. c. Alimentación: Gas Natural, offgas de refinerías, GLP/butano y nafta ligera. d. Productos: Hidrógeno de gran pureza (>99.9%), CO, CO2 y/o electricidad que puede producirse también por separado como subproducto. e. Descripción La planta de hidrógeno HTCR-based puede ser fijada para satisfacer las necesidades de los consumidores con respecto a flexibilidad en la materia prima. En una típica planta la alimentación es primero desulfurada. El vapor del proceso se agrega posteriormente y la mezcla se alimenta al HTCR. Los gases del proceso reaccionan en el convertidor y son purificados por la unidad de adsorción por oscilación de presión (PSA) para obtener como producto de valor agregado al hidrógeno. Los gases de purga de PSA se utilizan como combustible para el HTCR. El exceso de calor se utiliza eficientemente para la generación de del vapor y el proceso de la calefacción. Una característica única de esta tecnología es la alta eficiencia térmica. El producto gaseoso y el humo ambos se enfrían alrededor de 600ºC (1100ºF) para recuperar el calor entregado en la reacción de reformado. La eficiencia energética de las plantas de hidrógeno basadas en el uso de HTCR es la alta eficiencia térmica debido a que no se tiene ninguna exportación de vapor.
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4.1.1.1.4 TECNOLOGIA HIDROGEN – Uhde GmbH a. Licenciante: Uhde GmbH b. Aplicación: Producir hidrógeno para el hidrotratamiento e hydrocracking en refinerías u otros usos petroquímicos e industriales. c. Alimentación: Gas Natural, offgas de refinerías, GLP/butano y nafta ligera. d. Productos: Hidrógeno de gran pureza (>99.9%), CO, CO2 y/o electricidad que puede producirse también por separado como subproducto. e. Descripción La materia prima (gas natural, por ejemplo) es desulfurada (1), mezclada con vapor y convertido al gas de síntesis en el reformador (2), usando catalizadores de níquel, a presiones entre 20 a 50 bar y temperaturas de 800ºC a 950ºC. El reformador del vapor de Uhde es un reformador top-fired, que tiene tubos hechos de una aleación de acero producidos centrífugamente y un sistema múltiple de válvulas de escape “frío” de marca registrada propia para realzar la confiabilidad. La subsiguiente generación de vapor de alta presión (3) y la transferencia del calor estupenda permiten que la explotación de calor en el proceso sea máxima; logrando así, un proceso económico optimizando el uso de energía. La conversión del monóxido de carbono (CO) ocurre en un reactor de alta temperatura (4), adiabático, de un solo paso. La adsorción por oscilación de presión PSA (5) es un paso de la purificación establecido para obtener hidrógeno de gran pureza. El diseño del reformador de Uhde por sus características es el único que permite la construcción y operación de reformadores en todo el mundo con capacidades hasta de 250.000 Nm3/h (2.7MMft) de hidrógeno.
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4.1.1.2 SELECCIÓN DE LA TECNOLOGÍA
Una vez que han sido planteadas las diversas tecnologías para satisfacer el requisito de diseño, es necesario seleccionar mediante algún criterio simple, la o las tecnologías que serán objeto de estudios. En este sentido, el criterio aplicado consiste en identificar cuál de los estudios realizados aportaría al acervo de conocimientos y aplique dentro de nuestras necesidades en el esquema de refinación nacional, objetivo específico establecido en este proyecto de tesis. A modo de resumen y para fijar ideas, se tiene que los criterios de selección responden principalmente a la disponibilidad de información, el uso de tecnologías tradicionales, la capacidad de procesamiento requerida y la búsqueda de un equilibrio técnico económico. Como ya se ha visto en los diversas tecnologías aplicadas en la producción de hidrogeno, existen desde tecnologías maduras y comercializadas hasta aquellas que se encuentran aún en etapa de investigación; de acuerdo a esto, y aplicando el criterio de selección establecido se escogerá como alternativa de tecnología en concordancia, ligeramente a los requisitos de diseño, a la tecnología HTCR - Haldor Topsoe; evaluada sobre los requisitos que se detallan en el cuadro a continuación.
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO HALDOR TOPSOE HTCR Eficiencia Estado de la tecnología
>99.9 Muy conocida
Vapor de
PROYECTOS DE INVERSION
UOP
UHDE
LLC
Gmbh
>99.9
>99.9
Muy conocida
Otros
Muy conocida
Conocida
No
Si
Si
Si
Alta
Baja
Baja
Baja
Ventajas de
Reformador
Grandes
Grandes
diseño
cilíndrico
Volúmenes
Volúmenes
exportación Disponibilidad de datos generales
Variado
4.1.1.3 CATALIZADORES Y CINETICA DE LAS REACCIONES La catálisis para nuestro proyecto en el proceso de hidrogenación puede ser de dos tipos: • Homogénea:
El catalizador y el reactivo están en una misma fase, por ejemplo, en solución acuosa. Es el caso de la catálisis ácido-base y la catálisis enzimática.
• Heterogénea:
El catalizador y reactivo se encuentran en distintas fases, como por ejemplo, la catálisis heterogénea de una reacción entre sustancias gaseosas adsorbidas en la superficie de metal. Los catalizadores sólidos pueden ser porosos y están hechos de metal u óxido metálico soportado sobre una matriz sólida inerte. Este caso particular se conoce como catálisis de contacto. Este tipo de catalizadores son ampliamente utilizados en las refinerías de petróleo.
En el caso del catalizador de Reforming está disponible en muchas formas y tamaños, cada uno con ventajas específicas según el surtidor. Sin embargo, un
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catalizador típico es por ejemplo el de anillos rashing de 5/8in*5/8in*3/8in conteniendo Ni 16-20% como NiO en soporte de aluminato del calcio, alúmina o una combinación de aluminato titanato de calcio. El NiO se reduce a Ni en presencia del vapor antes de usar. Los catalizadores de reformado por vapor son envenenados por azufre, arsénico, cloro, fósforo, plomo y cobre. Resultado del envenenamiento es la desactivación del catalizador; sin embargo, el envenenamiento por azufre es a menudo reversible. La reactivación se puede alcanzar quitando el azufre de la alimentación y añadiendo vapor al catalizador. El arsénico es un veneno permanente; Por lo tanto, la alimentación debe contener no más de 50 PPM de arsénico para prevenir la desactivación permanente del catalizador por el envenenamiento arsénico.
Las plantas del hidrógeno son uno de los usuarios más extensos de catalizadores en la refinería. Las operaciones catalíticas incluyen la hidrogenación, reformado con vapor, la conversión y la metanación. El retiro del azufre y del halógeno es hecho realmente por la reacción con adsorbentes sólidos, pero se incluyen aquí como complemento. Purificación de la alimentación. La vida larga del catalizador en plantas modernas del hidrógeno es atribuible en gran parte al retiro eficaz en la purificación, particularmente del azufre y cloruro de la alimentación. El gas natural típico o la otra materia de base ligera del hidrocarburo contienen rastros del H2S y del azufre orgánico. El gas de refinería puede contener los cloruros orgánicos de una unidad reformado catalítico. En este orden para quitar dichas impurezas, es necesario primero hidrogenar la alimentación para convertir el azufre orgánico al H2S, que entonces reacciona con el óxido del cinc: los cloruros orgánicos se convierten a HCl y reaccionan con un adsorbente alcalino-metálico. La purificación se hace en aproximadamente 700°F (370°C), desde esto da lugar al mejor uso del óxido del cinc, así como asegurar la hidrogenación completa.
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-
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Desulfurización por Carbón Activado: Tº superior al punto de rocío de la carga, se regenera con vapor.
-
ZnO: No se regenera, puede adsorber hasta un 30% de su peso.
Reformado Debido a las temperaturas altas y la carga de calor de la reacción de reformado, el catalizador de reformado se utiliza dentro de los tubos radiantes de un horno de reformado. El catalizador está acorde a las condiciones de funcionamiento severas: hasta 1600°F (870°C), con caídas de presión típica de 40 lb/in2 (bar 2.8). Para soportar estas condiciones, el portador es generalmente cerámica alúmina, aunque algunas más viejas formulaciones utilizan el aluminato del calcio. El agente activo del catalizador de reformado es níquel, y la reacción es controlada normalmente por la difusión y transferencia térmica. El catalizador por lo tanto se hace en forma de anillos para proporcionar mayor transferencia térmica y de masa, además de una caída de presión mínima. Para promover el aumento en la transferencia de calor la mayoría de los vendedores de catalizador ahora ofrecen catalizadores especialmente formados. Incluso con un portador de alta resistencia, la vida del catalizador es limitada tanto por la interrupción física (ensuciamiento) como por la desactivación. El completar un ciclo térmico es especialmente duro en el catalizador; cuando los tubos son calentado se dilatan y el catalizador tiende a ordenarse en el tubo, después cuando el tubo se enfría y contrae el catalizador es aplastado. Esto puede causar vacíos al modelo en los tubos, conduciendo a los puntos calientes y en última instancia a tubos rotos. Los venenos principales son azufré y cloruros, que están presentes en cantidades pequeñas en la mayoría de las materias prima. El envenenamiento del azufre es teóricamente reversible, y el catalizador se puede restaurar a menudo a su actividad original por vaporización. Sin embargo, la desactivación puede hacer en la práctica que el catalizador recaliente y coquize, al punto que debe ser substituido. Los cloruros son un veneno irreversible, ya que el cloro se combina con el níquel para formar el cloruro de níquel, que es volátil. El níquel emigra y recristaliza, reduciendo la actividad del catalizador. El catalizador es también sensible al envenenamiento por metales pesados y arsénico aunque estos son raramente encontrados en materias primas. El catalizador
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se provee como óxido de níquel. Durante la puesta en marcha el catalizador se calienta en una corriente de gas inerte, para finalmente llegar a la temperatura de operación con vapor. Cuando el catalizador está cerca de la temperatura normal de funcionamiento, el hidrógeno o un hidrocarburo ligero es agregado para reducir el óxido de níquel al níquel metálico. En la vaporización el catalizador oxidará el níquel, pero la mayoría de los catalizadores pueden fácilmente ser reducido. Coquefacción del catalizador de reformado La coquefacción del catalizador del reformador es el problema más característico de en una planta del hidrógeno. Mientras que este puede ser similar en aspecto al ensuciamiento encontrado en los cubos del calentador de otras unidades, las precauciones adicionales son necesarias aquí. Una razón importante de la alta confiabilidad en unidades modernas es la reducción en la coquefacción del catalizador. Esto es debido a los avances en tecnología del catalizador y en diseño del reformador. Mientras que, corrientes ligeras ricas en metano tales como gas natural o gas ligero de refinería, sean las alimentaciones más comunes en las plantas de hidrógeno no es a menudo un requisito, sin embargo si lo es para procesar una variedad de materias, más pesadas, incluyendo el LPG y la nafta. Pero debido a variaciones estaciónales en el precio de la materia prima, una fuente interrumpible de gas natural, o recirculación en una unidad de producción de gas las variaciones de la materia prima pueden también ser inadvertidas por ejemplo, los cambios en la composición de los gases de salida de la refinería provenientes de otras unidades. Al usar materias prima más pesadas en una planta del hidrógeno, la preocupación primaria es coquefacción del catalizador del reformador. También habrá generalmente una reducción de pequeña capacidad debido al carbón adicional en la materia prima y el vapor adicional requerido. Esto aumenta la carga en el convertidor y el CO2 removido de la sección del retiro de la planta. El tamaño de este efecto dependerá de las materias primas usadas y de la planta real. La coquefacción sin embargo es la preocupación más inmediata puesto que puede evitar que la planta funcione. La coquefacción ocurre con mayor probabilidad de la mitad en adelante del tubo, donde están la temperatura alta y el contenido del hidrocarburo es mayor. En esta región, los hidrocarburos pueden craquisarse y polimerizarse más rápidamente que el coque, que es removido por la reacción con vapor o hidrógeno. Una vez que se desactive el catalizador, la temperatura empieza a aumentar y la coquefacción se
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acelera. Un plano más lejano son los tubos donde se encuentra la menor reacción hidrocarburo-hidrógeno (HC/H2), allí es menor el riesgo de la coquefacción. La coquefacción depende en gran parte del equilibrio entre la actividad del catalizador y la entrada del calor; un catalizador más activo produce más hidrógeno a una temperatura más baja, reduciendo el riesgo de la coquefacción. La entrada uniforme de calor es especialmente importante en esta región del tubo de catalizador, puesto que cualesquier falla en el catalizador o variación de la actividad del catalizador pueden producir puntos calientes localizados, lo cual puede conducir a la formación de coque o fallas en el tubo. El coque es el resultado de la formación de puntos calientes en los tubos del catalizador, y puede producir los patrones característicos conocidos como cuello de jirafa o cola de tigre. Este aumenta la caída de presión, reduce la conversión del metano, y puede causar fallas en el tubo. La coquefacción puede ser aliviada parcialmente aumentando la relación vapor-hidrocarburo para cambiar las condiciones de la reacción, pero la solución más eficaz es sustituir el catalizador del reformador por uno especialmente diseñado para alimentaciones más pesadas. Además para las reacciones de reformado y conversiones el proceso de reformado catalítico una serie de reacciones secundarias ocurren. La mayor parte de éstos incluyen la producción o el retiro del carbón. El carbón se forma continuamente en el catalizador, pero reacciona ordinariamente con el vapor más rápido que el que tarda en acumularse. Alimentaciones más pesadas producen más carbón. A menos que se cambie las condiciones de proceso o el catalizador, el carbón puede acumularse. El catalizador estándar del reformado de metano es el níquel en un portador de cerámica de alfa-alúmina. La alúmina es ácida; lo cual promueve el craqueo del hidrocarburo y puede formar coque con alimentaciones más pesadas. Algunas formulaciones del catalizador utilizan un mineral sintético de magnesia/alúmina que sea más neutral que el alfa-alúmina. Esto reduce el agrietamiento en el portador, y permite que materias primas algo más pesadas sean utilizadas: típicamente en el rango de GLP. Las desventajas a este acercamiento incluyen dificultad en la reducción del catalizador a menos que haya una fuente de hidrógeno en el gas reductor, y del daño posible al catalizador por la hidratación del catalizador durante el arranque. La resistencia adicional a la coquefacción puede ser alcanzada agregando un promotor del álcali típicamente una cierta forma de potasa (KOH), al catalizador. Además de reducir la acidez del portador, el promotor cataliza la reacción del vapor y del carbón. Mientras que el carbón continúa siendo formado, se quita más
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rápidamente del que se puede acumular. Este acercamiento se puede utilizar con nafta como materias primas hasta un punto de vaporización de 350°F (180°C). Bajo condiciones de arranque, en un reformador, la potasa es volátil y se incorpora en el catalizador como un compuesto más complejo que hidroliza lentamente para lanzar el KOH. El catalizador promovido se utiliza solamente por la mitad superior de los tubos del catalizador, puesto que aquí es donde están los más altos contenidos del hidrocarburo, y la posibilidad de coquefacción. Además esto guarda la potasa fuera de la pieza más caliente del tubo, reduciendo la migración de la potasa. El catalizador alcalizado permite el uso de una amplia gama de materias primas, pero tiene desventajas. Además de la migración posible de la potasa. La cuál se puede reducir al mínimo por diseño y la operación apropiada. El catalizador es también algo menos activo que el catalizador convencional. Pre-reforming . Otra opción para reducir el coque en reformadores de vapor es utilizar un pre-reformador. Esto utiliza una cama fija de catalizador muy activo, funcionando a una temperatura más baja, desde el arranque del reformador. Se seleccionan las temperaturas de entrada de modo que haya el riesgo mínimo de coquefacción. El gas que sale del prereformador contiene solamente el vapor, el hidrógeno, los óxidos del carbón, y el metano. Esto permite que un catalizador estándar del metano sea utilizado en el horno del reformador. Este acercamiento se ha utilizado con materias prima hasta el kerosene ligero. La desventaja a este acercamiento es la necesidad de un reactor separado de pre-reformador y un más complicado tren de precalentamiento. Desde el gas que sale tratado del pre-reformador y el riesgo de coquefacción es reducido, esto hace también al reformador por encendido más “tolerante”. Lo cual puede compensar hasta cierto punto para las variaciones en actividad del catalizador y el flujo del calor en el reformador primario. Además de su uso para la flexibilidad de la materia prima, un pre-reformador puede ser utilizado para reducir el consumo del combustible y la producción del vapor del reformador. Puesto que el gas de salida del pre-reformador no contiene hidrocarburos más pesados, puede ser recalentado a una temperatura más alta que la materia prima original sin el riesgo de la formación del carbón. Las altas temperaturas reducen el consumo del calor radiante y de combustible, así como la producción del vapor. 4.1.1.3.1 CINÉTICA DE LA REACCIÓN En el proceso de reformado por vapor del gas natural se analiza los datos de velocidad y desarrollar una ley de velocidad que se pueda usar para el diseño y operación de los reactores, las leyes de velocidad en catálisis heterogénea en pocas
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ocasiones siguen modelos de ley de potencia y por lo tanto son inherentemente más difíciles de formular de los datos. En tal sentido nuestro objetivo será la descripción de la reacción según un mecanismo catalítico que nos permita entender a grosso modo el comportamiento del catalizador dentro del proceso. Los procesos actuales de reformación emplean elevadas presiones, lo que los hace más económicos, pero a partir de las consideraciones del cambio de volumen involucrado en la reformación con vapor del metano (Reacción: CH4 + H2O ó CO + 3H2) Puede anticiparse que las altas presiones son desfavorables al avance de la reacción. Esto es Verdad, pero al emplearse también altas temperaturas y un exceso de vapor, la reacción se desarrollará hacia la derecha. El efecto negativo del empleo de alta presión se compensa con el uso de altas temperaturas. El empleo de las altas presiones en la reformación por vapor tienen las siguientes ventajas: Los gases alimentados para la síntesis deben ser comprimidos antes de ser introducidos al reactor, ya que la reacción global de la reformación del metano incrementa el volumen total del gas, una compresión antes del paso de reformación, disminuye en gran medida la potencia requerida para la compresión posterior del gas de síntesis. Los convertidores son más eficientes a altas presiones. La reformación es realizada con un exceso de vapor, el cual es recuperado posteriormente con condensado, por tanto a mayor presión de operación, mas alta será la cantidad de calor que se puede obtener del condensado. Los diseños para altas presiones son beneficiosos si se toma en cuenta el hecho de que el gas natural esta usualmente disponible a altas presiones. Las reacciones de reformación no han sido estudiadas completamente, solo se han logrado algunas reacciones suponiendo que el gas natural está compuesto únicamente de metano. Una de estas relaciones es:
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Siendo:
Las expresiones anteriores son fueron tomados de la referencia (13) y son válidas para las dos reacciones principales que ocurren en el reformador primario:
Siendo “R” la relación de moles de vapor por mol de metano alimentado. Asumiendo que las expresiones de las constantes de equilibrio para las dos reacciones serán:
Debido al valor relativamente pequeño de la velocidad de reacción metanovapor, la máxima conversión que se pudiera lograr a una temperatura dada de operación de reformador no es alcanzada; por lo que se debe usar un parámetro denominado temperatura de aproximación, el cual se puede definir por dos formas equivalentes: la diferencia entre la temperatura de operación del reformador y la temperatura de equilibrio para la reacción de reformado, o la diferencia entre la temperatura de la reacción monóxido de carbono-vapor y a la temperatura de las reacción metano-vapor. De todo lo anterior se desprende que el parámetro temperatura de aproximación define una temperatura ficticia, la que restada a la temperatura de operación da la temperatura a la cual la composición del gas de reformado se encuentra una composición de equilibrio. Ya que la reacción química ocurre a relativamente baja temperatura, las velocidades de transporte son grandes comparadas alas velocidades químicas y estas
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últimas controlan la velocidad de la reacción. Existen dos formas por los que un catalizador puede promover una reacción redox: El catalizador va a ser alternativamente oxidado y reducido, siendo el mecanismo: para la reacción que ocurre aquí (CO + H2O
CO2 + H2):
Los reactantes van a ser absorbidos sobre la superficie del catalizador con uno ó más de las especies reactantes, el mecanismo será: Absorción de Reactantes: CO + z ózCO H2O + z ó zH2O Reacción: zCO + z H2O ó zCO2 + zN2 Desorción de Reactantes: zCO2 ó z + CO2 zH2 ó z + H2 Donde z representa un sitio del catalizador o el centro activo. Si se sabe que uno de los pasos anteriores controla la velocidad total de reacción y que todas las otras reacciones se pueden despreciarse, se puede obtener una expresión para la velocidad de la reacción. El hecho que los pasos anteriores son generalmente combinados y no necesariamente proceden en serie o en paralelo, hace imposible frecuentemente combinarlos por simples medios; en este caso un acercamiento empírico puede satisfactoriamente cumplir los datos experimentales.
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Los datos de la ecuación anterior fueron tomados de la referencia (13), así mismo esta referencia encuentra otra expresión en función de la velocidad espacial, la cual se establece a partir de la integración de una relación similar a la anteriormente dada, esta última es aplicable asumiendo que el reactor trabaja isotérmicamente. Como el incremente de temperatura en el reactor no es grande se puede aplicar directamente ésta última expresión a fin de evitar el engorroso cálculo a base de incrementos. Dicha expresión es:
La constante de equilibrio para la reacción que ocurre en el convertidor es:
METANADOR En el metanador se remueven las trazas de CO, CO2 y si lo hubiere oxígeno, las cuales son impurezas (venenos) para usos posteriores del hidrógeno. Las reacciones que ocurren aquí son: CO2 + 4H2 ó CH4 + H2O CO + 3H2 ó CH4 + H2O
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Estas reacciones son de carácter exotérmico, pero dada su relativamente pequeña extensión de cada una de ellas, el reactor experimenta un comportamiento adiabático. Los valores determinados para las constantes de equilibrio son:
Por lo que:
4.1.1.3.1.1 Convertidor de alta temperatura El catalizador de alta temperatura (HT) del convertidor opera en el rango de 600 a 800°F (315 a 430°C). Consiste sobre todo en la magnetita Fe3O4, con el óxido del cromo Cr2O3 agregado como estabilizador. El catalizador se provee bajo la forma de Fe2O3 y Cr2O3, y debe ser reducido, esto se logra a través del hidrógeno y monóxido de carbono en el gas de la alimentación del convertidor, y ocurre naturalmente como parte de la puesta en marcha del proceso. Si la reacción vapor/carbón de la alimentación es demasiado bajo, el ambiente reductor es demasiado fuerte y el catalizador se puede reducir más lejos, a hierro metálico. Esto es un problema, puesto que el hierro metálico catalizará las reacciones de FischerTropsch y formará los hidrocarburos. En la mayoría de las plantas de reformado por vapor esto era raramente un problema, dado que la reacción vapor/carbón del gas de proceso tomaba valores de 5 a 6, demasiado alta para la formación del hierro. En algunas plantas modernas con relaciones vapor/carbón por debajo de 3, el catalizador de conversión se convierten lentamente a hierro, teniendo como resultado cantidades significativas de hidrocarburos formadas sobre el catalizador de conversión de alta temperatura. Para retrasar (pero no eliminar) la sobre reducción del catalizador se puede dopar con el cobre, que actúa acelerando la conversión del CO. Lo cual aumenta la actividad a temperaturas más bajas, pero también hace al catalizador sensible al envenenamiento por azufre y cloruros. El catalizador de alta temperatura de cambio es muy durable. En su forma básica no es sensible a la mayoría de los
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venenos, y tiene alta fuerza mecánica. Está conforme a la sinterización termal, sin embargo, y una vez que haya funcionado en una temperatura particular, pierde su actividad a temperaturas más bajas 4.1.1.3.1.2 Convertidor de baja temperatura. El catalizador del convertidor de baja temperatura (LT) opera a una temperatura típica de entrada de 400 a 450°F (205 a 230°C). Debido a la temperatura más baja, el equilibrio de la reacción es mejor y el CO a la salida es más bajo. El catalizador del convertidor de baja temperatura es económico sobre todo en las plantas de reformado por vapor, que utilizan un metanador para la purificación final. La ventaja principal de la conversión adicional no es el hidrógeno adicional que se produce, si no el menor CO residual lo cual reduce la subida de temperatura (y la pérdida de hidrógeno) a través del metanador. Las plantas a base de PSA no usan convertidores de baja temperatura (LT), ya que cualquier partícula de CO no reaccionada será en general recuperada como combustible en el reformador. Debido a que un convertidor de LT incrementa la producción de hidrógeno para un reformador tamaño fijo, puede ser usado en las renovaciones para incrementar la producción. El catalizador del convertidor de baja temperatura es sensible al envenenamiento por azufre y cloruro. Es también mecánicamente frágil y sensible al agua líquida, que puede causar el debilitamiento de catalizador seguido por un incrustamiento y taponado. El catalizador se provee como óxido de cobre en un portador del óxido del zinc, y cobre el cual debe ser reducido calentándolo en una corriente del gas inerte con cantidades medidas de hidrógeno. La reducción es fuertemente exotérmica y debe ser supervisada de cerca.
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4.2
PROYECTOS DE INVERSION
DESULFURIZACION DE DIESEL
4.2.1 Descripción del Proceso Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados (olefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafinicos y nafténicos). Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados transformándolos en ácido sulfhídrico (H2S), amoniaco (NH3) y agua (H2O). Luego de ser calentada, la carga pasa por un sistema de reacción donde el hidrocarburo toma contacto con el hidrógeno en presencia de un catalizador. La corriente de salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno que no reaccionó junto con parte del sulfhídrico y amoníaco formado, luego la corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases por la parte superior. 4.2.2 REACCIONES DE HIDROTRATAMIENTO 4.2.2.1 Hidrodesulfurización de Compuestos de Azufre (HDS) de Tiofeno Las estructuras tiofénicas se han usado ampliamente en los estudios de desulfuración, ya que son representativas del tipo de compuestos de 5 que suelen encontrarse en las fracciones del petróleo. De estos compuestos modelo, el más ampliamente usado es el tiofeno. El esquema de reacción, propuesto por Owens y Amberg, y generalmente más aceptado para la HDS de tiofeno se muestra en la figura 1. En este esquema se considera que la reacción tiene lugar en tres etapas: 1) rotura del enlace C-S para dar 1,3 butadieno; 2) hidrogenación del butadieno a 1 buteno con posterior isomerización de éste a cis y trans buteno y; 3) hidrogenación de las tres olefinas a butano. En trabajos posteriores de los mismos autores, se confirmaron estos resultados, viendo que la HDS de tetrahidrotiofeno (THT) daba lugar a productos distintos que la HDS de tiofeno. Los estudios cinéticos que se han realizado sobre la HDS de tiofeno han sido muy numerosos. En general, salvo algunos autores que describen ordenes menores de 1
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[16], se admite que la reacción es de orden 1 con relación a la presión parcial de tiofeno. Por lo que respecta a la presión parcial de hidrógeno, se admite generalmente que el orden de reacción depende de la presión de trabajo. Así, para reacciones realizadas a presión atmosférica, la mayoría de los autores describen un orden 1, mientras que para medidas a alta presión Devanneux y Maurín [17] encuentran un orden 0,5, lo que significa que las especies activas de 112 están en forma atómica (adsorción disociativa). De los estudios cinéticos realizados hasta la fecha se pueden extraer las siguientes conclusiones. La etapa limitante de la velocidad es la reacción entre el ‘~2 y el tiofeno. La reacción superficial tiene un mecanismo de dos centros, uno para el tiofeno y otro para el hidrógeno. El 5H2 inhibe la HDS. Su influencia sobre la hidrogenación no está clara; mientras que algunos autores encuentran que tiene un efecto inhibidor, otros no encuentran ningún efecto. La HDS de tiofeno y la hidrogenación de butenos tienen lugar en sitios distintos del catalizador. El efecto inhibidor de los compuestos de nitrógeno sobre la HDS ha sido descrito en numerosos trabajos. Satterfield [19,20], estudiando el efecto de la piridina sobre la HDS de tiofeno en catalizadores de CoMo, NiMo y NiW sobre alúmina, propuso la existencia de dos tipos de centros activos para la IrlOS de tiofeno, que se envenenaban con diferente grado por la piridina. En muchos trabajos se ha estudiado la HDS de tiofeno a presión atmosférica; sin embargo son pocos los que la estudian a alta presión, y aun muchos menos los trabajos en donde se comparen series de catalizadores para la HDS de tiofeno a alta y baja presión. Dentro de este Ultimo grupo se destaca el trabajo de Qusro y Massoth, quienes estudiaron la HDS de tiofeno a presión atmosférica y la HDS de dibenzotiofeno a 35 atm sobre una serie de catalizadores de Mo/A1203 preparados con diferentes tipos de alúmina.
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Estos autores encontraron que el orden de reactividad de los catalizadores para las dos reacciones no variaba si éstos se habían preparado de manera similar, pero si se comparaban series de catalizadores que diferían mucho en el método de preparación, el orden de reactividad de los mismos para las dos reacciones no era el mismo. De estos resultados concluyeron que el test clásico de HDS de tiofeno a presión atmosférica no era representativo de las condiciones industriales de reacción. A la misma conclusión llegaron Betteridge y Burch comparando la actividad HDS para tiofeno a presión atmosférica y para gasoil a alta presión de diez catalizadores industriales. Sin embargo, aún no está claro si la HDS de tiofeno a alta presión puede describir mejor el comportamiento de los reactores industriales, que la HDS de tiofeno a presión atmosférica. Por otra parte, un trabajo muy reciente de Ledoux señala que las medidas de HDS de tiofeno a presión atmosférica se deben realizar en unas condiciones tales que la constante de velocidad obtenida no esté enmascarada por
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efecto
secundario
(difusión
externa
PROYECTOS DE INVERSION e
interna,
inhibición
por
los
productos....etc.) y que se deben tener en cuenta, además, las constantes de adsorción si se quieren obtener datos que puedan ser comparables con los de las plantas industriales. 4.2.3 CATALIZADORES DEL HIDROTRATAMIENTO Catalizadores de Mo/A1203 con un promotor La estructura y reactividad de los catalizadores de Mo/Al2O3 promovidos por Co o Ni ha sido muy estudiada en la literatura. De Beer y col. realizaron un estudio del efecto promotor del Co, Ni, Mn y Zn sobre el Mo en la HDS de tiofeno a presión atmosférica, encontrando que se producían Co/Co+Mo se había optimizado para HDS en 0,4, producía un incremento adicional en la actividad. El mismo efecto encontró añadiendo pequeñas cantidades de Fe a un catalizador de NiMo/Al2O3. Posteriormente, Trifiró y col. estudiaron el comportamiento en HDS de catalizadores de CoMo/Al2O3 preparados con alúminas que habían sido dopadas con pequeñas cantidades de cationes metálicos (Ca, Fe y Zn). Del estudio concluyeron que aunque los iones de Fe y Zn podían sustituir parcialmente a los de Co, su incorporación tenía un efecto muy pequeño sobre la actividad UDS. Martinez y Mitchell estudiaron el efecto de la adición de Zn y Mg a un catalizador comercial de CoMo/Al2O3 sobre su estructura y su actividad en la HDS de tiofeno. Para el caso del Zn, observaron que a bajas relaciones Zn/Co (0,25) se producía un incremento en la cantidad de Co octaédrico y también un aumento en la conversión de tiofeno; pero mayores relaciones Zn/Co provocaban un aumento en la cantidad de Co tetraédrico y la actividad HDS disminuía. También observaron que, a igual conversión en UDS, el catalizador con Zn presentaba una mayor relación butano/butenos que el catalizador comercial de CoMo/Al2O3. Este aumento en la hidrogenación fue atribuido por los autores al mayor poder hidrogenante del Zn o bien a que el butano se forma directamente por hidrogenólisis del enlace C-S de] tetrahidrotiofeno (formado éste a su vez por hidrogenación del tiofeno) en sitios ácidos del catalizador, aumentando el Zn el número o la acidez de dichos sitios. Enlazando con los trabajos de Beuther, el sistema catalítico de CoNiMo fué estudiado simultáneamente en el Instituto de Catálisis y Petroleoquímica del CSIC y en el Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas. En el primero de los centros citados, Gil LLambias y col. estudiaron una serie de catalizadores CoNiMo/Al2O3 con distintas relaciones atómicas de los promotores r Ni/(Ni+ Co) (0< r< 1); encontrando un máximo en la actividad para UDS de gasoil sobre el catalizador que tenía una relación
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de promotores igual a 0,23. Estos autores, sugirieron que este efecto promotor secundario del Ni sobre el Co se debía a que e] Ni formaba más fácilmente la espinela superficial con la alúmina e induce una redistribución del Co en la monocapa de átomos de Mo. Este aumento en la fracción de Co superficial en interacción con el Mo (fase CoMo), sería el responsable del máximo encontrado en la actividad. Por otra parte, Brito y col. [47] del Instituto Venezolano de Investigaciones Científicas, estudiaron otra serie de catalizadores de CoNiMo/Al2O3, con mayor contenido de Mo y distinto método de preparación que el de la referencia citada en el párrafo anterior. La reacción test empleada en este caso fue la HDS de tiofeno a presión atmosférica y observaron un máximo en la actividad sobre el catalizador con una relación Ni/(Ni+ Co) = 0,7. Los mismos autores, en un trabajo posterior sobre la misma serie de catalizadores, estudiaron la influencia de la presulfuración, observándose que los catalizadores que contenían mayor cantidad de Ni experimentaban un aumento mayor en la actividad con la presulfuración que los que tenían más Co. También observaron que la presión de trabajo no afectaba a la forma de la dependencia de la actividad con la relación Ni/(Ni +Co). Las notables diferencias encontradas entre los dos grupos de trabajo anteriormente citados en cuanto a la situación del máximo para HDS frente a la relación de promotores, les indujo a realizar un trabajo conjunto sobre las dos series de catalizadores de CoNiMo/Al2O3 ya citadas, llevando a cabo las medidas de actividad y los ensayos de caracterización de ambas series en las mismas condiciones. En este trabajo se encontraron ciertas diferencias en cuanto a reducibilidad y adsorción de NO entre las dos series, concluyéndose que la diferencia entre ellas era debida, muy posiblemente, a diferencias en la preparación de los catalizadores, principalmente en la etapa de impregnación y calcinación que conducen a cambios en la distribución de especies octaédricas superficiales de los promotores asociadas con el Mo. En trabajos posteriores, y estudiando las mismas series de catalizadores, estos autore mostraron que al aumentar la temperatura de calcinación de 500 a 600 0C se produce una disminución de átomos promotores en superficie (medida por quimisorción de NO) y un cambio en la posición del máximo relativo de promotores superficiales, así como un cambio paralelo en la tendencia de la HDS de tiofeno en función de la relación de promotores. El efecto promotor adicional del Zn sobre el Co en un catalizador de CoZnMo /Al2O3 fué primeramente estudiado por Fierro y col. En este trabajo se estudió una serie de catalizadores en los que se mantuvo constante el contenido de Mo y se varió la relación de promotores (Zn/Zn + Co). Los autores encontraron un máximo en la actividad para la HDS de gasoil para el catalizador que tenía una relación Zn/(Zn+Co)=4J,49. De medidas de caracterización de los catalizadores, principalmente mediante XPS y espectroscopia de reflectancia
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difusa, dedujeron que el efecto promotor del Zn sobre el Co debe estar asociado a una menor formación de especies superficiales de CoAI2O4 y a un incremento en la proporción de Co en coordinación octaédrica situado muy cerca de la superficie de la alúmina o parcialmente apantallado por los átomos de Mo. Un efecto tambien promotor del Zn sobre catalizadores de CoMo/A1203 ha sido descrito recientemente con muestras preparadas de forma algo diferente [53], en este caso el Co y el Zn se impregnaron antes que el Mo y el contenido en MoO3 de los catalizadores fué mayor, 12 %, mientras que en la referencia éste fue del 8%. Por otra parte, en un trabajo reciente se ha estudido el efecto de la adición de fluor a un catalizador de CoZnMo/Al2O3 sobre su estructura y su actividad para la HDS de tiofeno. Se concluye que la incorporación de fluor conduce a un decrecimiento en la actividad HDS e hidrogenante del catalizador doblemente promovido. En este trabajo no se encontró una relación clara entre la actividad y la concentración de especies superficiales medidas por XPS y quimisorción de NO, por lo que los cambios en actividad los atribuyeron a modificaciones texturales de la superficie de la alúmina por el tratamiento con (NH4)HF2 en la etapa de impregnación. 4.2.4 Cinética de las Reacciones de Hidrotratamiento La velocidad de las reacciones de Hidrotratamiento sigue la cinética de primer orden en función de la concentración de los productos reactantes. Las velocidades relativas de reacción dependen de facilidad de absorción de los reactantes sobre el catalizador Variables de Procesos: Hidrotratamiento Las principales variables de proceso son: Catalizador Velocidad Espacial Presión parcial de Hidrógeno Relación hidrógeno/ hidrocarburo Velocidad Espacial (LHSV)
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Es la medida de la cantidad de carga que se procesa por volumen de catalizador en un periodo de tiempo determinado. Más velocidad espacial, menor calidad de producto. Para igual calidad de producto con mayor velocidad espacial, debemos compensar con mayor temperatura. Presión Parcial de Hidrógeno Se define como la presión parcial de hidrógeno sobre los reactantes. A menor presión, se requiere mayor temperatura para lograr la misma calidad de productos. La presión parcial de hidrógeno se obtiene: Presión Parcial de H2: Presión Sistema x Pureza de H2 del reciclo. Relación hidrógeno / hidrocarburo La relación hidrógeno / hidrocarburo es la que mantiene el contacto físico entre el hidrógeno catalizador e hidrocarburos De esta manera el hidrógeno estará disponible en todo momento en los sitios donde las reacciones químicas tienen lugar. Hidrotratamiento de Diesel: Relación Hidrógeno / Hidrocarburo debe ser superior a 130 Nm3 H2/m3 carga (Nm3 H2 = Normales m3 de H2) Hidrocracking Relación Hidrógeno Hidrocarburo debe ser superior a 1350 Nm3 H2 / m3 carga 4.2.5 Tecnologías Existentes 4.2.5.1 Para Hidrodesulfurización de Destilados Medios La mayor parte del azufre en la gasolina deriva de las naftas producidas en la unidad de cracking catalítico (FCC). La porción más ligera de las naftas tiende a contener especies de azufre que son más fácilmente removidas y una mayor proporción de olefinas. La porción más pesada de esta corriente de fluidos contiene compuestos de azufre que son más difíciles de remover y que típicamente se tratan bajo
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hidrotratamiento convencional. En la unidad de lecho fijo de hidrotratamiento, la mezcla de gasolinas es calentada, presurizada y combinada con hidrógeno. El azufre se combina con el hidrógeno sobre el lecho del catalizador, formando sulfuro de hidrógeno, que después puede ser condensado y convertido en azufre elemental en una unidad separada. Adicionalmente, parte del hidrógeno reacciona con olefinas, resultando en una pérdida de octanaje y en un mayor consumo de hidrógeno. Para reducir la pérdida de octanaje, las refinerías pueden elegir separar las corrientes de fluidos a través de la destilación de una fracción ligera, de alto octanaje que después será tratada catalíticamente, y otra fracción pesada con la mayor proporción de azufre, para hidrotratamiento. De cualquier manera muchos de los procesos y de los catalizadores recientemente desarrollados han reducido la pérdida de octanaje asociada con el hidrotratamiento para la reducción del azufre. Los nuevos catalizadores están diseñados para prevenir la saturación de olefinas o para provocar otras reacciones que mejoren el octanaje si ocurre esta saturación. Muchos de estos procesos también operan en condiciones menos severas que las de las unidades de hidrotratamiento convencionales. Con estas condiciones menos severas se preserva el rendimiento de gasolina y también bajan los costos de capital y de operación así como las emisiones de CO2. Los costos típicos para una nueva unidad de hidrotratamiento nueva para producción de gasolina de bajo azufre están en el rango de 20 a 40 millones de dólares, para una refinería de mediana a grande (EPA 1999) Varias compañías han desarrollado mejoras para el proceso convencional de hidrotratamiento permitiendo que las refinerías preserven los niveles de octanaje, operen a presiones y temperaturas bajas y alcancen niveles de bajo azufre con el retrofit de un reactor existente en lugar de la construcción de una nueva unidad. ·
El proceso Mobil Oil’s Octgain 125 permite la saturación de hidrógeno pero luego recupera el octanaje perdido a través de un proceso conocido como isomerización y alquilación. Condiciones severas se requieren para la recuperación del número de octano, lo que resulta en una pérdida de rendimiento que puede ser significativa. El proceso de la compañía Mobil más reciente, Octgain 220, impide la saturación de hidrógeno y recupera el octanaje perdido a través de isomerización. Este proceso generalmente resulta en menores pérdidas de rendimiento, pero para una desulfuración profunda tanto el rendimiento como la pérdida de octanaje pueden ser peores que con el proceso 125 (EPA 1999).
·
El proceso Scanfining I de la compañía Exxon impide la saturación de hidrógeno. Mientras que este proceso resulta en una pérdida de rendimiento
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muy pequeña, la pérdida de octanaje a altos niveles de desulfuración puede ser significativa. Para insumos con alto contenido de azufre, la pérdida de octanaje puede resultar severa cuando se alcanzan niveles de ultra bajo azufre. El proceso de Scanfining II es un desarrollo más reciente de la Exxon que mantiene los niveles de octanaje, incluso con una profunda desulfuración y altos contenidos de azufre en insumos. El Exomer, un nuevo desarrollo adicional para mantener los niveles de octanaje, previene las reacciones de recombinación entre el sulfuro de hidrógeno y las olefinas. Para producir un producto de 10 ppm de azufre proveniente de un insumo con 1,000 ppm de azufre, el proceso Scanfining I con el uso combinado de Exomer resulta en una pérdida de octanaje de menos de uno, al contrario de la pérdida de octanaje mayor de cuatro sin el uso de Exomer (Stuntz and Plantenga 2002). ·
Un reciente desarrollo de CDTECH utiliza la destilación catalítica, con ambos procesos de remoción catalítica del azufre y destilación ocurriendo en el mismo reactor. Este proceso permite tratar toda o una porción de la gasolina, sin necesidad de una columna de destilación adicional. El proceso incluye dos columnas de destilación cargadas con catalizador de desulfuración, una que trata los compuestos ligeros y la otra que trata la fracción pesada. Toda la nafta de la unidad de cracking catalítico (FCC) es alimentada en la primer columna y los compuestos ligeros se elevan con hidrógeno, que es inyectado en la base de la columna, a través del catalizador. Los compuestos de azufre experimentan reacciones para formar compuestos más pesados, que se acumulan en el fondo y son alimentados a la siguiente columna con el resto de la fracción pesada.
Dado que la presión y la temperatura en la primer columna son mucho más bajas que en los hidrotratamientos convencionales, hay muy poca saturación de olefinas y bajo consumo de hidrógeno. El octanaje puede también obtenerse a través del uso de un catalizador de isomerización, que puede compensar la pérdida de octanaje en la otra columna. En la segunda columna, los compuestos pesados se hunden otra vez y los ligeros fluyen hacia arriba con hidrógeno inyectado en la base de la columna para reaccionar con los compuestos de azufre más difíciles de remover. A través del proceso, la presión y la temperatura son menores que en el hidrotratamiento convencional. Las presiones y las temperaturas son especialmente bajas en la primer columna y en la parte superior de la segunda, donde se encuentran la mayor parte de las olefinas, lo que da como resultado una mínima pérdida de octanaje (EPA 1999).
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Estos nuevos catalizadores y procesos disminuyen los costos de capital y de operación, reducen la pérdida de octanaje para poder obtener un producto de mayor valor y producen menores emisiones de gases de efecto invernadero. En la siguiente sección se describe un nuevo desarrollo en la tecnología de desulfuración de la gasolina, que representa un enfoque completamente diferente a los procesos de hidrotratamiento convencionales. 4.2.5.2 Para Adsorción de Azufre Esta es una tecnología de reciente comercialización que ofrece una solución de menor costo para una remoción más efectiva del azufre en la gasolina. Las pruebas de laboratorio han mostrado también que esta tecnología podría ser apropiada para la desulfuración del diesel. En lugar de añadir hidrógeno, este proceso usa procesos químicos de adsorción para remover el azufre del combustible. Estos procesos de adsorción operan a una temperatura y presión mucho más baja que la hidrogenación y por tanto requieren menores consumos de energía. Esto reduce los costos de operación y tiene el potencial de bajar también los costos de capital. El reporte Phillips muestra que su tecnología S Zorb puede reducir el contenido de azufre en la gasolina a menos de 10 ppm con mínimas pérdidas de octanaje, mínimo consumo de hidrógeno y pérdidas de volumen cercanas a cero. El adsorbente remueve selectivamente el azufre de las moléculas de hidrocarburo, trabajando alternativamente en el reactor y el regenerador para un uso continuo. El adsorbente opera en el lecho fluidizado del reactor y, bajo ciertas condiciones, las unidades de hidrotratamiento pueden convertirse en unidades de adsorción. El tiempo de las corridas de la unidad SZorb está acoplado a la unidad de cracking catalítico (FCC) a fin de mantener los ciclos de producción continua de la refinería. El adsorbente remueve el azufre y lo acumula, manteniendo la porción de hidrocarburos sin sulfuro de hidrógeno detectable en la corriente de producción. El adsorbente es reciclado entre el rector y el regenerador para proveer un abastecimiento continuo regenerado y activar la remoción del azufre. El adsorbente es regenerado en una atmósfera oxidante, produciendo SO2 y CO2. El azufre puede ser separado de la corriente de gas en una variedad de maneras, dependiendo de la configuración del reactor. La pérdida de octanaje con la tecnología S Zorb depende de la reducción de azufre que desea alcanzarse así como del nivel de azufre en los fluidos de abastecimiento. Se requieren condiciones de operación más severas para bajar mayormente los límites del azufre, y causarán en consecuencia una mayor pérdida de octanaje. La producción
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de combustible con menos de 10 ppm de azufre con abastecimiento de 220 ppm resulta en una pérdida de aproximadamente 0.2 octanos; y con un abastecimiento de 1,435 ppm de azufre, la pérdida de octanaje se incrementa a aproximadamente 1.2. (Greenwood et al, 2002). La compañía Phillips estima que los menores requerimientos de hidrógeno de este proceso pueden disminuir los gastos de operación por hasta 2 millones de dólares por año en una unidad de 35,000 barriles por día. Los costos de capital se estiman en 800 a 900 dólares por barril de capacidad ($28 a $32 millones de dólares para una planta de 35,000 barriles por día), con gastos de operación de 0.9¢ a 1.2¢ por galón (Greenwood et al, 2002). Una planta piloto está actualmente demostrando el uso de este proceso de desulfuración para mezclas de diesel. Y la compañía Phillips ha reportado que el catalizador por adsorción realiza una mejor desulfuración de los compuestos de azufre obstaculizado que de los compuestos de azufre en la gasolina. La principal diferencia operativa es un incremento moderado en la presión del reactor comparada con la aplicación en gasolina, que es aún relativamente baja comparada con la destilación por hidrotratamiento. El resultado de consumo de cero hidrógeno resulta en un cambio despreciable en las propiedades del diesel (aparte de la remoción del azufre) y puede resultar en ahorros significativos de costos de operación. 4.2.5.3 Para Hidrotratamiento de Destilados Medios En tanto que las refinerías no enfrentan la preocupación de mantener los niveles de octanaje para el diesel, la producción de diesel de bajo azufre tiene sus propios retos. A diferencia de la gasolina, todas las fracciones del petróleo crudo son usadas para producir diesel, incluyendo los destilados directos que tienden a tener elevados niveles de azufre. Esto significa que debe ser procesada una cantidad mayor de los fluidos de abastecimiento de lo que se requiere para la producción de gasolina. La desulfuración catalítica convencional del diesel puede remover la mayoría de los compuestos de azufre pero la remoción de los compuestos de azufre estéricamente obstaculizados requeridos en la producción de diesel de bajo azufre, disminuyen significativamente la velocidad del proceso. Usando técnicas convencionales de desulfuración, la remoción de los compuestos con azufre obstaculizado puede ser 30 veces más lenta que la remoción de las moléculas similares con azufre no obstaculizado (EPA 2000b). Mientras que la producción de diesel de bajo azufre puede realizarse con tecnología convencional de refinación, el reto es hacer el proceso costoefectivo.
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Para hacer esto el tiempo de corrida debe ser acelerado sin que se requieran incrementos significativos en los volúmenes de los reactores o en el consumo de hidrógeno. En algunas partes, las refinerías han hecho una inversión de capital para alcanzar niveles de azufre de 350 a 500 ppm. Sin desarrollos adicionales de procesos o tecnologías de catálisis, se requería incrementar cuatro veces el volumen del reactor para poder aumentar la desulfuración de 500 a 10 ppm (Stuntz and Plantenga 2002). Desarrollos recientes en tecnologías de hidrotratamiento con lecho fijo han demostrado reducir el tiempo de reacción, y por tanto disminuir el volumen del reactor necesario para la producción de diesel de bajo azufre. El desarrollo de catalizadores nuevos podría disminuir la necesidad de volúmenes mayores de reactores en algunas refinerías. Mucho del mejoramiento de la tecnología de catálisis en años recientes es el resultado de una mejor dispersión de los metales activos en el substrato y del incremento en la actividad de los sitios de reacción. Nuevos catalizadores de las empresas Akzo Nobel, Haldor-Topsoe y Criterion Catalyst incrementan la actividad respecto de previas generaciones de catalizadores desde 25% hasta más de 80% (EPA 2000b). Las compañías creadoras de los nuevos catalizadores NEBULA, ExxonMobile y Akzo Nobel, muestran un incremento de un factor de dos en la actividad del catalizador a presiones moderadas. Este catalizador no ha sido aún utilizado en forma amplia, y es actualmente significativamente más caro que los catalizadores convencionales (Stuntz and Plantenga 2002). Muchos cambios adicionales pueden mejorar la remoción de azufre de los actuales destiladores de hidrotratamiento. Una reducción de 3–6% en las concentraciones de sulfuro de hidrógeno por el lavado químico del hidrógeno reciclado puede reducir los niveles finales de azufre en 60%. Un distribuidor mejorado vapor-líquido puede incrementar el contacto entre hidrógeno y los fluidos de abastecimiento lo cual reduce el nivel final de azufre en 50%. El incremento de la pureza del hidrógeno, que es preferible al incremento de la presión parcial de hidrógeno la cual es intensiva en energía, puede generar un aumento en la remoción de azufre de aproximadamente 40%. El incremento de la temperatura de reacción puede también conducir a la reducción de azufre deseada, pero reduciría significativamente el tiempo de vida de los catalizadores. (EPA 2000b).
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Cambios más extensivos incluyen aumentar el volumen del reactor e instalar reactores adicionales. Un reactor adicional podría ser usado como una segunda fase de alta presión con la inclusión de un lavador de sulfuro de hidrógeno entre el primero y el segundo reactor. Una única fase de tecnología de hidrotratamiento en desarrollo en China ha mostrado que se pueden lograr los niveles de ultra bajo azufre con altos rendimientos y moderadas presiones a través del uso de un segundo reactor en serie (Xiao-dong et al, 2002). Los beneficios de estos cambios no se adicionan necesariamente y podrían no ser suficientes para alcanzar niveles de azufre de 50 o 10 ppm en refinerías existentes, dependiendo de los aspectos únicos de los fluidos de abastecimiento, el diseño del reactor y las condiciones de operación. Las refinerías pueden escoger entre mejorar una unidad de hidrotratamiento existente o construir una nueva unidad de tecnología “casera”. Una adaptación es menos intensiva en capital, con un costo del orden de 40 millones de dólares por unidad en comparación a los 80 millones para una nueva unidad de hidrotratamiento. Las mejoras podrían, sin embargo, ser menos flexibles respecto de las propiedades de la corriente de abastecimiento y del producto final. La decisión está basada en la edad del reactor existente, la calidad de los fluidos de abastecimiento y de las propiedades deseadas del producto final. Varias refinerías que han decidido instalar un nuevo sistema lo han hecho así porque prefieren usar la vieja unidad de tratamiento en alguna otra parte de la refinería o porque prefieren expandir la capacidad de producción de diesel. Varias estimaciones de costos realizadas en relación con las nuevas regulaciones en Europa y los Estados Unidos han pronosticado que cerca de la mitad de las refinerías instalarán sistemas “caseros” de hidrotratamiento para la producción de diesel. De cualquier manera, las predicciones más recientes de la Agencia de Protección Ambiental, basadas en las normas para vehículos pesados a diesel, predicen que sólo 10–30% de las refinerías preferirán instalar sistemas “caseros” en lugar de mejorar las unidades existentes(EPA 2000b). 4.2.5.4 Para Hidrocracking Se trata de un proceso flexible para convertir las fracciones pesadas del crudo en destilados medios para la producción de diesel. Es particularmente importante con el uso de petróleo crudo, en el que dominan las fracciones de azufre pesado. En el pasado se ha utilizado un hidrocracking suave para preparar las corrientes de alimentación de la unidad de cracking catalítico (FCC), pero también puede ser
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utilizado para reducir el contenido de azufre de los productos o para producir un mayor rendimiento en la producción de diesel, ofreciendo además una mayor flexibilidad en la
relación de producción gasolina/diesel. Nuevos desarrollos en catalizadores de hidrocracking y en el diseño de procesos han mejorado el rendimiento de productos, y la selectividad y la amplitud de los ciclos. Como puede observarse en la tabla B.2, en las tecnologías de hidrocracking se requieren una mayor presión y un mayor consumo de hidrógeno, comparadas con la adsorción o el hidrotratamiento, pero el volumen de reactor requerido es menor (Belato, Lima, and Oddone 2002). En condiciones de operación menos severas, todos los productos tienen menor contenido de azufre —menos de 50 ppm- y el diesel de alta calidad es producido con un número de cetano elevado. HIDROTRATAMIENTO PREVIO AL CRACKING Dado que una larga proporción del azufre en el diesel y la gasolina es aportada por las mezclas provenientes de la unidad de cracking catalítico (FCC), una forma de remover el azufre es tratar la corriente de alimentación de estas unidades, con lo que se logra reducir los niveles de azufre en la gasolina y el diesel al mismo tiempo. Este proceso, diseñado para operar a presiones y temperaturas elevadas, también remueve el nitrógeno y ciertos metales en las corrientes de abastecimiento que afectan adversamente al catalizador en la unidad de cracking catalítico (FCC). A pesar de que esta unidad no permitirá por sí sola la producción de gasolina y diesel de ultra bajo azufre, puede permitir el uso de crudos de menor calidad, que de otra forma se alimentarían a la unidad de cracking catalítico (FCC) diminuyendo su rendimiento, a la vez que se logran alcanzar productos de mayor calidad al mismo tiempo. Sin embargo, los gastos de capital y operación son frecuentemente prohibitivos. Para una refinería de mediana a larga escala los costos de capital de instalación pueden exceder los 100 millones de dólares (EPA 1999). Y dadas las altas
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
PROYECTOS DE INVERSION
temperaturas y presiones requeridas, combinadas con grandes volúmenes de abastecimiento para ser tratados, los costos de este equipamiento son relativamente caros, comparados con otras formas de remoción del azufre.
4.2.6 Selección de la Tecnología Nuestro objetivo es la producción de diesel con muy bajo contenido de azufre, un alto índice de cetano y un color mejorado, para lo cual utilizaremos la tecnología Axens 'Prime-D Toolboox, la cual es una tecnología de punta altamente probada. Si la principal necesidad es una unidad nueva o una máxima reutilización de las actuales unidades de diesel, la Prime-D Hydrotreatment Toolbox responde a este
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
PROYECTOS DE INVERSION
desafío. Como se comento, el objetivo del proceso, el cual van desde un bajo contenido de azufre, compuestos aromáticos de bajo y alto índice de cetano, nos permite lograr costos minimos por: La selección de una combinación adecuada de catalizadores de la serie HR y clasificación ACT la cual nos permite maximizar la duración del ciclo y la performance. Los catalizadores 626 cubre el rango de los requerimientos de las unidades de hidrotratamiento con catalizadores activos y estables. Los rangos exhibidos por HR 626 CoMo van desde bajas a medias presiones; las unidades HR 538/HR 548 NiMo tienen una gran actividad a altas presiones. El uso de pruebas, reactores internos de alta performance, Equiflow, logran un casi perfecto perfil de temperaturas (implementado sobre 100 unidades) La carga de catalizador al reactor con la técnica de carga Catapac por encima del 20% de la capacidad del reactor. Sobre 15000 toneladas de catalizador que han sido cargadas, rapida, fácil y cuidadosamente en años recientes usando la técnica Catapac. La
aplicación
de
procesos
avanzados
de
control
para
operaciones
dependientes y la larga vida del catalizador. La ingenieria de sonidos cuyos diseños basados en los años de R&D, diseño de procesos y técnicas de retroalimentación para asegurar la correcta aplicación de la tecnología adecuada para nuevos proyectos. Cualesquiera que sean las metas de calidad del diesel, tal como un alto contenido de cetano o bajo contenido de aromaticos, la tecnología Prime-D’s Hydrotreatment permitirá lograr estas metas con gran efectividad y una buena manera económica. Instalación: Sobre las 200 unidades de destilados, los hidrotratadores han sido licenciados. Ellos incluyen 85 unidades de bajo contenido de azufre, así como también unidades de incremento de número de cetano, equipados con dispositivos internos y cargado con catalizadores de la serie HR.
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
PROYECTOS DE INVERSION
4.2.6.1 HALDOR TOPSOE APLICACIÓN: La tecnología de hidrotratamiento de Topsoe tiene un amplio rango de aplicación, incluyendo la purificación de nafta, destilados medios y residuos, tan bueno que permite una desulfurización a fondo y mejoras en el color del diesel y las cargas de pretratamiento de FCC e hidrocraking. PRODUCTOS: El diesel ultra bajo en azufre, y las cargas limpias para las unidades de hidrocracking y FCC. DESCRIPCIÓN:
El diseño del proceso de hidrotratamiento incorpora su tecnología
probada del catalizador TK con una óptimo y graduado lecho y alto performance en un reactor patentado. Las combinación de estas características, anexado al diseño especial y geometría de la unidad del hidrotratamiento resultan en el proceso que da solución a los requerimientos de las refinerías. En el hidrotratador del Topsoe, la alimentación mezclada con hidrógeno, calentada y parcialmente evaporada en un intercambiador alimentación-efluente antes de entrar al reactor. En el reactor, la alta eficiencia de los internos de Topsoe tienen una baja sensibilidad para el bajo nivel y son diseñados para asegurar la mayor efectividad en el mezclado de las líneas de líquido y vapor y el máximo uso del volumen del catalizador; por ende permitiendo altos ratios de producción. La tecnología del lecho del catalizador Topsoe y el uso de una óptima forma del lecho no catalítico en el tope del reactor minimiza la caída de presión en el equipo.
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
PROYECTOS DE INVERSION
Los catalizadores del hidrotratamiento de Topsoe, se ubican en serie, y han probado su alta actividad y alto performance en numerosas unidades en producción en el mundo. El efluente del reactor es enfriado en el intercambiador con la alimentación, además el gas y líquido es separado. El gas hidrógeno es enviado a un lavado con aminas para remover el sulfuro de hidrógeno y reciclarlo al reactor. El reciclo frio de hidrógeno es usado como enfriador de gas entre la cama del catalizador, si es que esto fuese necesario. El producto líquido es despojado con vapor en una columna despojadora de productos para remover el sulfuro de hidrógeno, gases disueltos y cortes livianos.
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PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO
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PROYECTOS DE INVERSION
Condiciones de Operación En el reactor: La temperatura de ingreso al reactor debe estar comprendida entre 300 a 400 ºC, y la presión estará entre 30 a 130 atm. En el separador: El gas sale del separador a 35ºC y una presión que está entre 3 y 5 atm. 4.2.7 Unidad de Tratamiento de Aminas Esta planta elimina el Sulfuro de Hidrogeno (H2S) de la mezcla de corrientes de gas y lo recupera como una corriente de H2S pura para ser alimentada a la planta de acido sulfurico. Es
una tecnología abierta.
Para este estudio se seleccionó la unidad
Crosstex, y debido a que está montada
en patines
es de bajo costo. Otros
suministradores podrían proveer equipo similar. ExxonMobil tiene incluido un absorbedor de sulfuro de hidrogeno en su unidad de Flexicokin. Los gases de los despojadores de agua ácida no pueden ser enviados a esta unidad, debido al amoniaco que contienen los gases. El amoniaco se disolverá en el agua de dilución de la amina, y causara problemas con el absorbedor. Estos gases serán enviados directamente a la planta de ácido sulfúrico. El tratamiento de gas con aminas se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de varias aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y
dióxido de carbono (CO2) de gases. Es un proceso usado en refinerías de petróleo, plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias. El
proceso también se conoce como eliminación del gas ácido y endulzamiento. Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o de las plantas de gas natural que eliminan el sulfuro del hidrógeno y/o los mercaptanos se refieren comúnmente como procesos de endulzamiento porque los productos que se obtienen no tienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Los procesos consisten en la absorción del gas por soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura ambiente. Hay muchas aminas usadas para tratar el gas: Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Metildietanolamina (MDEA) Diisopropilamina (DIPA) Diglicolamina - Econoamina(DGA) Existen también combinaciones de aminas que se usan para mejorar la extracción de los gases ácidos y minimizar la corrosión en los equipos usados. Las aminas se emplean en soluciones acuosas que van del 20% al 70% en peso de amina en agua. Las aminas también se utilizan para eliminar gases ácidos de los hidrocarburos líquidos por ejemplo el gas licuado del petróleo (GLP).
88
4.3 PROCESO WSA (WET SULFURIC ACID) El proceso WSA es un proceso para la conversión de corrientes azufradas en ácido sulfúrico y fue desarrollado por Haldor Topsoe A / S, Dinamarca. Desde su introducción, en la década de 1980, el proceso ha WSA sido reconocido como un proceso eficiente para la recuperación de azufre procedente de diversas fuentes en forma de ácido sulfurico de calidad comercial. El proceso WSA ha encontrado una amplia aplicación en las refinerías, la industria metalúrgica, la industria del acero (coque), la industria de la energía y la industria de la celulosa. Más de 60 plantas han sido levantadas en todo el mundo con licencia para el tratamiento de los gases en una amplia gama de industrias. ESQUEMA DE UNA PLANTA WSA
90
4.3.1 Aplicación El proceso WSA se aplica en todas aquellas industrias en la que el azufre es un problema. Las aplicaciones típicas incluyen: Refinería y Petroquímica El H2S contenido en los gases procedentes de las unidades de extracción con amina. Los gases del extractor de agua acida. La regeneración de ácido sulfúrico gastado de la alquilación. El tratamiento de los humos de las calderas despedido por residuos pesados y coque de petróleo. Principales características En comparación con el tratamiento de azufre de otros los procesos, el proceso de WSA ofrece una amplia gama de características: Más del 99% del total de contenido de azufre, siempre de acuerdo con la legislación ambiental. El producto es limpio, acido sulfúrico concentrado de gran valor comercial El calor de reacción se recupera como vapor sobrecalentado o vapor saturado. Los gases que contienen hidrocarburos, con también muy alto contenido de CO2, se aceptan Procesos opcionales de DeNOx, para los gases con alto contenido de de NH3 y HCN No consumo productos químicos (excepto DeNOx, opcional) Muy bajo consumo de agua de refrigeración No hay consumo de agua de proceso No hay efluentes de residuos líquidos o sólidos. Economía atractiva 4.3.2 Principios del Proceso WSA es la abreviatura de gas húmedo de ácido sulfúrico, el sentido de que, contrariamente a los procesos convencionales de ácido sulfúrico, el proceso de WSA trata los gases de proceso con un gran contenido de agua. Esto significa que el enfriamiento y la condensación antes de la conversión de SO2 etapa no es necesaria.
91
En
consecuencia, no habrá residuos líquidos efluentes, no la pérdida de ácido, no hay uso de agua de refrigeración para este parte, y no hay pérdida de calor. Esta función también reduce la caída de presión y por lo tanto consumo de energía eléctrica. Los principios de proceso puede ser ilustrado en varios casos diferentes: Uno de los casos es el tratamiento de sulfuro de hidrógeno (Fig. 1), que es el que vamos a emplear en el proceso que requerimos. Los procesos involucrados en el WSA son los siguientes: ● De combustión (excepto en el caso de SO2 gases) ● Calefacción o enfriamiento del gas a la temperatura del reactor ● Conversión de SO2 a SO3 ● La hidratación del SO3 a H2SO4 gaseoso. ● La condensación de H2SO4 en el condensador de WSA Gases de H2S El proceso WSA es un eficaz y en algunos casos una alternativa superior al proceso Claus. El proceso puede ser aplicado para gases con alto contenido de H2S, y para los gases con un contenido de H2S inferior tanto en la descarga de unidades de gasificación y en el gas de Rectisol. Este último tipo de gas normalmente tiene un alto contenido de CO2 y a menudo un contenido sustancial de hidrocarburos; esto también es aceptado por el proceso de la WSA. En el caso de H2S, por ejemplo, de una unidad de regeneración con aminas, el gas es incinerado a SO2 en un quemador seguido de una caldera de calor residual. A menos que el gas de alimentación contenga otro combustible, un combustible de apoyo es necesario si el gas de alimentación contiene menos de, digamos, 25% de H2S. El gas que se incinera normalmente contiene 5-6% de SO2.
92
El gas que sale de la caldera de calor residual a una temperatura de aproximadamente 400°C. El gas entra en el reactor de SO2, que contiene dos o tres lechos de catalizador, dependiendo de las condiciones reales del proceso y el grado deseado de conversión. Ya que la reacción en el reactor es exotérmica, el gas se enfría entre los lechos para para optimizar el equilibrio SO2/SO3. Después de la última etapa de transformación, se enfría el gas y la mayoría del SO3 reacciona con el agua de vapor y forma en fase gaseosa el ácido sulfúrico (Tabla 1). El gas de proceso se dirige al condensador WSA, donde la hidratación final y condensación del ácido se produce.
93
El condensador WSA (Fig. 2) es un intercambiador vertical de carcasa y de tipo tubo de película descendente y está hecho con tubos de boro silicato de vidrio resistente a la degradación térmica y al ácido. Los flujos de gas de proceso dentro de los tubos se
enfrían por el aire ambiente en la corriente patrón. El ácido sulfúrico se condensa en los tubos y fluye hacia abajo mientras se concentra mientras la corriente de contacto del gas de proceso sale caliente. El acido sulfúrico se recoge en un recipiente de ladrillos alineados resistente al ácido en la parte inferior y se enfría a 30-40 ° C en un refrigerador de tipo intercambiador de calor de placas por agua y luego se bombea al almacenamiento. Soporte del Modulo del Condensador WSA
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Instalación del Modulo del Condensador WSA
Sección Inferior del Condensador WSA
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El gas sale del proceso del Condensador WSA a aproximadamente 100 ° C y pueden ser enviados directamente a pila. Es una característica notable del condensador WSA que el gas contiene sólo una muy pequeña cantidad de niebla de ácido, por lo general menos de los requisitos legales. El aire de refrigeración del condensador WSA sale aproximadamente a 200-250°C. Parte del aire caliente se utiliza como aire de combustión en el quemador de H2S, y la parte restante puede ser mezclada en la pila para mayor volatilidad o puede ser usado para el agua de alimentación de calderas de precalentamiento. Cuando el gas de alimentación contiene apreciables cantidades de amoníaco, cianuro de hidrógeno -- IDE o de otros compuestos de nitrógeno, o si la coincineración tiene lugar a temperaturas elevadas, una cierta cantidad de nitrógeno nitrógeno (NOx) se forma. Con el fin de cumplir con los requisitos legales y de evitar la decoloración de la pila de emisión, puede ser necesario eliminar el NOx. El calor de reacción se recupera en la forma de vapor. El vapor saturado a lo general 50-60 bar se genera en el calor residual de calderas y en el enfriador de gas aguas abajo de la Reactor de SO2. Procedentes del tambor de vapor de agua saturado se utiliza para la refrigeración de entre las etapas reactor catalítico y es exportada como vapor sobrecalentado, por lo general en más de 400 ° C, o puede estar condicionada a las propiedades deseadas. La presión del vapor requerido se determina por el contenido de SO3 y de agua en el proceso de gas de tal manera que todas las temperaturas de la superficie están muy por encima del punto de rocío del ácido. Los materiales de construcción de la planta WSA es generalmente de acero al carbono, excepto cuando temperatura de diseño requiere de calor se utiliza una aleación resistente de acero y molibdeno (inoxidable o ½). La cámara de combustión del quemador de H2S y los residuos de entrada de calor de la caldera están protegidos por el revestimiento refractario. Las partes del condensador WSA en contacto con la condensación de ácido estarán protegidas por un revestimiento de fluoro polímeros, y la parte inferior del condensador está bordeada con ladrillos resistentes al ácido. El enfriador de ácido esta típicamente hecho de Hastelloy C. La bomba del ácido está llena y de acoplamiento magnético. Por ejemplo, en una gran ampliación de la refinería proyecto, TNK-BP en Ryazan, Rusia decidió utilizar la WSA para la recuperación de azufre de todo el sitio, incluyendo el gas del tratamiento SWS. Esta decisión se tomó en base en ocho años de exitosa operación de otras dos plantas WSA en el mismo sitio. La alquilación fue parte de la expansión y,
96
naturalmente, se decidió incorporar la regeneración del ácido en el sistema general, en este caso, la capacidad de H2S fue mucho más de lo necesaria como combustible para la regeneración de ácido gastado. Se construyeron dos plantas separadas de WSA, una para H2S, además del gas SWS, incluyendo un reactor SCR, y uno para el ácido gastado más H2S. Las nuevas plantas de WSA se pusieron en marcha en 2005 y 2006, respectivamente. COSTOS TECNOLÓGICOS
Adjusted Units
Capital
Capital Volume
Cost
Peru
KBD
$MM
Factor Exponent:
22,00
45,00
1,20
Hydrogen plant
90,00
150,00
Sulfuric acid plant
739,00
40,00
Diesel hydrodesulfurization
Volume Volume
Cost
KBD
KBD
$MM
0,60
39,000
41,053
78,51
1,20
0,60
18,398
19,367
71,61
1,20
0,60
0,262
0,275
48,00
97
5. ESTUDIO LEGAL El proyecto es viable legalmente en vista que existe normatividad aplicable a nuestra actividad que nos da la estabilidad jurídica necesaria para llevar a cabo la realización del proyecto, esto ya ha sido analizado con anterioridad y nos da los lineamientos para realizar un análisis más profundo del aspecto legal en el cual se enmarca nuestro proyecto de inversión. Al obtener nosotros en nuestro proceso productos cuyas especificaciones están normadas, debemos contemplar las mismas para incluir en nuestro proceso las consideraciones necesarias para poder obtener un producto que esté dentro de estas especificaciones. Los problemas ambientales existentes en el mundo han conllevado a que los combustibles sean cada vez más limpios, y eso va refrendado con leyes que promueven ese desarrollo, en nuestro país se han dado por ejemplo: Ley N° 28054 (08/08/2003).- Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles Ley N° 28694 (22/03/06).- Ley que regula el contenido de azufre en el combustible Diesel. A partir del 1 de enero del 2010 queda prohibida la comercialización para el consumo interno de combustible diesel cuyo contenido de azufre sea superior a las 50 partes por millón por volumen. A partir de la vigencia de la presente Ley queda prohibida la importación de combustible Diesel N°1 y Diesel N°2 con concentraciones de azufre superiores a 2500 ppm., prohibiéndose además la venta para el mercado interno de un combustible diesel con un contenido de azufre superior a 5000 ppm. El Ministerio de Energía y Minas queda facultado para establecer, por excepción, las zonas geográficas del interior del país en las que se podrá utilizar el expendio de diesel
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con contenido mayor de azufre, bajo las regulaciones que sobre esta materia se establezcan en el reglamento de la presente Ley. Además, nos amparamos en el Reglamento de Transporte, Almacenamiento y Manejo de Ácido Sulfúrico, el cual esta detallado ampliamente en el anexo del presente trabajo. Par a terminar entre los anexos adjuntamos la Ley Que Regula El Contenido De Azufre En El Combustible Diesel Ley Nº 28694. Y en esta aprte legal es importante conocer las Normas Relacionadas con el Procesamiento, Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Líquidos para lo cual adjuntamos las siguientes: A. Reglamento
de
Normas
para
la
Refinación
y
Procesamiento
de
Hidrocarburos Decreto Supremo N° 051-93-EM (17/11/93) Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 005-2003-EM (05/03/2003).- Sustituyen artículo del reglamento de normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos y modifican definiciones del glosario, siglas y
abreviaturas del subsector
hidrocarburos. ·
Decreto Supremo N° 035-2003-EM (06/11/2003).- Modifican Diversos Artículos del Reglamento de Normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos, aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM
·
Decreto Supremo N° 014-2004-EM (02/05/2004).- Modifican Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM
B. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos Decreto Supremo N° 052-93-EM (18/11/93) Modificación: ·
Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de seguridad para el almacenamiento de hidrocarburos, aprobado POR D.S. N° 0522003-EM
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C. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos Decreto Supremo N° 030-98-EM (03/08/98) Alcance: Medios de Transporte, Grifos y Estaciones de Servicio Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 019-2000-EM(30/10/2000)
·
Resolución Ministerial N° 090-2001-EM (01/03/2001)
·
Decreto Supremo N° 001-2003-EM (21/01/2003)
·
Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05) Otorgan un plazo de adecuación para los grifos con almacenamiento rural en cilindros.
·
Decreto Supremo N° 045-2005-EM(20/10/05) Modifican diversas normas de los reglamentos
de
comercialización
del
Subsector
Hidrocarburos
Fe
de
Erratas (28/10/05) Decreto Supremo N° 010-2006-EM (17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto Supremo N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de abastecimiento e Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos Fe de Erratas D. Reglamento
de
Normas
para
la
Refinación
y
Procesamiento
de
Hidrocarburos Decreto Supremo N° 051-93-EM (17/11/93) Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 005-2003-EM (05/03/2003).- Sustituyen artículo del reglamento de normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos y modifican definiciones del glosario, siglas y abreviaturas del subsector hidrocarburos.
·
Decreto Supremo N° 035-2003-EM (06/11/2003).- Modifican Diversos Artículos del Reglamento de Normas para la refinación y procesamiento de hidrocarburos, aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM
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·
Decreto Supremo N° 014-2004-EM (02/05/2004).- Modifican Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, aprobado mediante D.S. N° 051-93-EM
E. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos Decreto Supremo N° 052-93-EM (18/11/93) Modificación: ·
Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de seguridad para el almacenamiento de hidrocarburos, aprobado POR D.S. N° 0522003-EM
F. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos Decreto Supremo N° 030-98-EM (03/08/98) Alcance: Medios de Transporte, Grifos y Estaciones de Servicio Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 019-2000-EM(30/10/2000)
·
Resolución Ministerial N° 090-2001-EM (01/03/2001)
·
Decreto Supremo N° 001-2003-EM (21/01/2003)
·
Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05) Otorgan un plazo de adecuación para los grifos con almacenamiento rural en cilindros.
·
Decreto Supremo N° 045-2005-EM(20/10/05) Modifican diversas normas de los reglamentos
de
comercialización
del
Subsector
Hidrocarburos
Fe
de
Erratas (28/10/05) ·
Decreto Supremo N° 010-2006-EM (17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto Supremo N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de abastecimiento e Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos Fe de Erratas (28/02/06)
·
Resolución Directoral Nº 141-2008-EM/DGH (21/07/08)
101
G. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 045-2001-EM (26/07/2001) Alcance: plantas de abastecimiento, plantas de abastecimiento en aeropuertos, terminales, consumidores directos, distribuidores mayoristas, importadores/exportadores y distribuidores minoristas Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 034-2002-EM(23/10/2002).- Plazo para el Cumplimiento de Obligación de Transporte por el Distribuidor Mayorista.
·
Decreto Supremo N° 054-2002-EM(18/12/2002).- Modificación del artículo 8° del D. S. N° 030-98-EM.
·
Resolución Ministerial N° 216-2003-EM/DM (24/05/2003) Establecen lineamientos para que marcadores o trazadores a ser incorporados en los productos y productos de selva permitan determinar adulteración de los mismos
·
Decreto Supremo N° 004-2004-EM (23/02/2004) Modifican Normas sobre Comercialización de Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos.
·
Decreto Supremo N° 045-2005-EM (20/10/05).- Modifican diversas normas del Reglamento de comercialización del Subsector Hidrocarburos.
·
Decreto Supremo N° 010-2006-EM(17/02/06) Modifican artículo 20° del Decreto Supremo N° 045-2005-EM Amplían plazo de adecuación para plantas de abastecimiento e Instalaciones de Consumidores Directos de Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos. Fe de erratas
·
D.S. Nº 012-2007-EM (03/03/07) Modifican normas de comercialización de combustibles líquidos y otros productos derivados de Hidrocarburos y dictan disposiciones complementarias. Fe de Erratas
H. Reglamento para la coloración y el uso de marcadores o trazadores en los combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos y normas complementarias para el control de calidad. D.S. N° 012-2003-EM (23/03/03)
102
Modificación: ·
Decreto Supremo N° 037-2004-EM Reglamento para la coloración y el uso de marcadores o trazadores en los combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos y normas complementarias para el control de calidad
I.
Reglamento para el Uso de Marcadores en los Combustibles Líquidos y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 0232006-EM (10/04/06)
J. Reglamento de Seguridad para establecimientos de Venta al Público de Combustibles Derivados de Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 054-93-EM (20/11/93) Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 020-2001-EM (11/05/01).- Modificación del artículo 11° del D. S. N° 054-93-EM
·
Decreto Supremo N° 014-2001-EM (11/03/01).- Plazos para presentación a OSIGNERG del programa de adecuación para la instalación del sistema de recuperación de vapores
·
Decreto Supremo N° 031-2001-EM (21/06/01).- Ampliación de los plazos establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.
·
Decreto
Supremo
N°
018-2002-EM
(09/05/2002).-Ampliación
de
plazos
establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM. ·
Decreto
Supremo
N° 035-2002-EM (24/10/2002).- Ampliación de plazos
establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.( Derogado) ·
Decreto Supremo N° 013-2003-EM (17/04/03).- Establecen nuevo plazo para la presentación del programa de adecuación para la instalación del sistema de recuperación de vapores de estaciones de servicio, grifos y consumidores directos de combustibles líquidos.
·
Decreto Supremo N° 017-2004-EM Derogan Num. 2 del Art. 11° del Reglamento de Seguridad para Establecimientos de Venta al Público de Combustibles Derivados de Hidrocarburos, aprobado por D.S. N° 054-93-EM
·
Decreto Supremo N° 015-2005-EM (05/05/05).- Otorgan un plazo de adecuación para los grifos con almacenamiento rural en cilindros.
103
·
Decreto Supremo N° 027- 2005-EM (20/07/05)
K. Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 026-94-EM (10/05/94) Modificaciones: ·
Decreto Supremo N° 014-2001-EM (11/03/01)
·
Decreto Supremo N° 031-2001-EM (21/06/01)
·
Decreto Supremo N° 018-2002-EM (09/05/2002).-Amplían plazos establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM.- Sistema de Recuperación de vapores
·
Decreto Supremo N° 035-2002-EM (24/10/2002) Amplían plazos establecidos en el D. S. N° 014-2001-EM - Sistema de recuperación de vapores.( Derogado)
·
Decreto Supremo N° 013-2003-EM (17/04/03).- Establecen nuevo plazo para la presentación del programa de adecuación para la instalación del sistema de recuperación de vapores de estaciones de servicio, grifos y consumidores directos de combustibles líquidos.
·
Decreto Supremo N° 047-2003-EM (31/12/03).- Modifican el artículo 111° del Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos.
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Decreto Supremo N° 034-2004-EM Modifican el Artículo 43° y agrega el Artículo 68A al Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 026-94-EM.
5.1. PROCEDIMIENTO LEGAL A SEGUIR PARA PODER OPERAR 5.1.1. TRAMITACIÓN DE LICENCIA DE CONSTRUCCIÓN Y FUNCIONAMIENTO Previo al inicio de la construcción debemos tramitar la autorización de la misma ante la Dirección General de Hidrocarburos, la solicitud de autorización incluirá la siguiente documentación: 1. Memoria descriptiva del proyecto, que contendrá lo siguiente: a) Ubicación de la Obra. b) Descripción de las unidades de procesamiento y de servicios proyectados, naturaleza y origen de las materias primas, capacidad de procesamiento y producción, naturaleza y destino de los productos y subproductos.
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2. Planos relativos al proyecto, incluyendo diagramas de flujo de proceso, planos de ubicación, arreglo de planta y de equipos, sistemas de contra incendio, principales elevaciones, cortes y especificaciones de equipos, y toda información que permita verificar en lo posible el cumplimiento de las normas y disposiciones dadas en este Reglamento. 3. El programa propuesto para el diseño, construcción y puesta en funcionamiento. 4. Documentos relativos al terreno y conformidad de ubicación, que incluya: a) Copia certificada del título de propiedad del terreno o minuta de compra legalizada o contrato de cesión de uso del terreno, según sea el caso. b) Certificado de compatibilidad de uso y certificado de alineamiento del terreno propuesto para las instalaciones, expedido por la municipalidad provincial correspondiente. 5. Relación de los profesionales colegiados responsables de la ejecución del proyecto. 6. Informe de una empresa Auditora Técnica, sobre calificación de la seguridad técnica de las instalaciones proyectadas. 7. Estudio de Impacto Ambiental (EIA), según las normas establecidas en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. La Dirección General de Hidrocarburos aprobará u observará el proyecto presentado en un plazo no mayor de treinta días calendario, en caso contrario éste quedará aprobado tal como lo propuso el responsable del proyecto. De existir observaciones éstas deberán absolverse en un plazo máximo de sesenta días calendario, caso contrario se declarará en abandono la solicitud. Aprobado el proyecto, la Dirección General de Hidrocarburos expedirá una resolución directoral de Autorización de Instalación. La Licencia de Construcción deberemos gestionarla posteriormente ante la municipalidad provincial correspondiente. Terminada la etapa de construcción, informaremos de ello por escrito a la Dirección General de Hidrocarburos, solicitando que se ordene la inspección y se hagan las pruebas que fueran necesarias, con el objeto de obtener la Autorización de Uso y Funcionamiento. La inspección se realizará con participación de una empresa de Auditoría Técnica, dentro de un plazo que no excederá de treinta días calendario, levantando un acta donde constarán los resultados de la inspección y pruebas y demás observaciones que hubiera. El acta deberá ser firmada por el representante de la Dirección General
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de Hidrocarburos, el responsable de nuestro proyecto y el representante de la empresa de Auditoría Técnica. La Autorización de Uso y Funcionamiento de las instalaciones se hará mediante resolución directoral por la Dirección General de Hidrocarburos, en un plazo no mayor de quince días calendario. La conformidad de las obras civiles se tramitará ante la municipalidad provincial correspondiente y la Licencia de Apertura la otorgará el concejo distrital de su jurisdicción. Para obtener la autorización de funcionamiento, debemos salir airosos de la inspección, para esto el D.S. N° 051-93-EM norma el diseño, construcción, operación y mantenimiento, es así que debemos regirnos a estas normas en el proceso completo del proyecto. Las consideraciones más importantes a tomar en cuenta son: ·
Diseño y Construcción: el diseño y construcción deberá llevarse a cabo de acuerdo a normas nacionales, de no existir estas se tomarán en cuenta estándares internacionales en especial en los aspectos relativos a la seguridad del personal e instalaciones, control de la contaminación ambiental y conservación de la energía. Contempla por ejemplo los niveles de ruido permisibles y la procedencia de los materiales de construcción.
·
Disposición de la planta: la disposición de planta (layout) de las refinerías y plantas de procesamiento deberá realizarse, tomando en consideración los criterios de prevención y lucha contraincendio, así como de la operabilidad y mantenimiento con seguridad de los equipos, siguiendo las normas y estándares de la NFPA o equivalentes. Contempla el espaciamiento entre los equipos así como la disposición de los cuartos de control, tanques de almacenamiento, entre otros.
·
Equipos y sistemas a utilizar en el proceso: describe los requisitos de diseño y montaje de hornos, bombas, compresores, intercambiadores de calor, calderos, torres de enfriamiento, sistemas de tuberías, desagües, instrumentación y control, eléctrico, iluminación, contra incendio. Estos equipos y sistemas deben cumplir con los estándares internacionales aceptados.
·
Construcción y Montaje: describe los aspectos a tomar en cuenta para la construcción y el montaje de la planta, principalmente la protección al personal, lo
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que incluye los equipos de seguridad que utilizarán y el procedimiento más seguro para evitar accidentes. ·
Operación y Mantenimiento: el personal de operación de las unidades de proceso y servicios deberá ser provisto de manuales detallados de operación, incluyendo los procedimientos de arranque y paro de planta, procedimientos para situaciones de emergencia por falla en el suministro de combustible, aire de instrumentos, energía eléctrica, vapor, paro de bombas de alimentación, etc. Se contemplan principalmente los aspectos de higiene y seguridad industrial tanto para la operación como para el mantenimiento de la planta.
La normatividad adicional que afecta el proyecto se detalla a continuación: Decreto Supremo N° 052-93-EM (18/11/93).- Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos. Modificación: Decreto Supremo N° 036-2003-EM (06/11/2003).- Modifican el reglamento de seguridad para el almacenamiento de hidrocarburos, aprobado POR D.S. N° 0522003-EM. R.M. Nº 0664-78-EM/DGH.- Reglamento de Seguridad en la Industria del Petróleo. Decreto Supremo N° 026-94-EM (10/05/94).- Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos. Modificaciones: Decreto Supremo N° 034-2004-EM.- Modifican el Artículo 43° y agrega el Artículo 68A al Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 026-94-EM Decreto Supremo N°015-2006-EM.- Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. Decreto Supremo N°012-2008-EM.- Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades de Hidrocarburos.
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6. ESTUDIO AMBIENTAL 6.1. Introducción 6.1.1. Objetivos Generales Las Actividades de Hidrocarburos, de acuerdo a la legislación ambiental vigente se rigen por: I.- La necesidad de lograr compatibilizar el equilibrio ecológico y el desarrollo, incorporando el concepto de "desarrollo sostenible" en las Actividades de Hidrocarburos, a fin de permitir a las actuales generaciones satisfacer sus necesidades sociales, económicas y ambientales, sin perjudicar la capacidad de las futuras generaciones de satisfacer las propias. II.- La prevención, que se instrumenta a través de la Evaluación de los posibles Impactos Ambientales de las Actividades de Hidrocarburos, con la finalidad de que se diseñen e implementen acciones tendentes a la eliminación de posibles daños ambientales, en forma adecuada y oportuna. III.- El establecimiento a todo nivel de una conciencia ambiental, orientada a preservar los ecosistemas, con miras a alcanzar un equilibrado aprovechamiento de los recursos naturales y demás elementos ambientales. IV.- El ejercicio del derecho de propiedad que compromete al Titular a actuar en armonía con el ambiente. V.- No legitimar o excusar acciones que impliquen el exterminio o depredación de especies vegetales o animales. VI.- Las normas relativas a la protección y conservación del ambiente y los recursos naturales que son de orden público.
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6.1.2.Objetivos Específicos Caracterizar las condiciones ambientales (condiciones físicas, biológicas y socio-económicos) del área de influencia del proyecto para establecer una "Línea Base", que servirá como un marco referencial para futuras evaluaciones ambientales. Determinar los impactos ambientales generados en las etapas de construcción y operación del proyecto. Proponer medidas de mitigación a los impactos ambientales negativos generados en las etapas de construcción y operación del proyecto, mediante la elaboración de un Plan de Manejo Ambiental. Cumplir con la legislación vigente que garantice la protección ambiental.
6.1.3. Alcance Para el Estudio Ambiental nos regiremos al Decreto Supremo N° 015-2006-EM. “Reglamento
para
la
Protección
Ambiental
en
las
Actividades
de
Hidrocarburos”. El organismo competente ante el cual debemos presentar nuestro estudio de impacto ambiental es el ministerio de energía y minas a través de la dirección general de asuntos ambientales energéticos. El cual da las siguientes definiciones de interés:
ü Impacto ambiental: es el efecto de las acciones del hombre o de la naturaleza causan en el ambiente natural o social. Pueden ser positivos o negativos.
ü Declaración de impacto ambiental (DIA): documento que tiene el carácter de declaración jurada donde se expresa que el proyecto de inversión cumple con la legislación ambiental y que es susceptible de generar impactos ambientales negativos poco significativos de acuerdo con la normativa ambiental vigente.
ü Estudio de impacto ambiental (EIA): documento de evaluación ambiental de los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar impactos ambientales significativos en términos cuantitativos y/o cualitativos. Dicho documento debe ser a nivel de factibilidad del proyecto.
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ü Estudio de impacto ambiental semidetallado (EIA-SD): de evaluación ambiental de los proyectos de inversión cuya ejecución puede generar impactos ambientales susceptibles de ser eliminados o minimizados mediante la adopción de acciones técnicas fácilmente aplicables.
6.2.
Estudio Impacto Ambiental
6.2.1. Objetivos
ü Sumariar las características pertinentes del proyecto y las sensibilidades ambientales.
ü Describir la naturaleza y gravedad de las posibles interacciones entre el proyecto propuesto y los elementos ambientales naturales y humanos existentes del área del proyecto.
ü Identificar las medidas de atenuación que se aplicarán para limitar los impactos a niveles aceptables.
ü Prevenir los impactos que puedan resultar luego de la aplicación de las medidas de atenuación.
ü Especificar todos los compromisos del proponente con respecto a la protección ambiental y a la compensación. 6.2.2. Línea Base Física 6.2.2.1. Ubicación Del Proyecto La instalación de la UDC se llevará a cabo en la Refinería “La Pampilla” y es allí donde funcionará generando una sinergia entre las unidades ya existentes y esta nueva. La Refinería La Pampilla se localiza en el distrito de Ventanilla en la Provincia Constitucional del Callao, Carretera Ventanilla Km 25. Con una Latitud 11°55’40’’ Sur, y Longitud 77°11’09’’ oeste.
110
VISTA SATELITAL DE LA REFINERIA LA PAMPILLA 6.2.2.2. Área De Influencia Directa e Indirecta 6.2.2.2.1Descripción del Área del Proyecto La Refinería La Pampilla, en la cual instalaremos las tres Unidades de Hidrotratamiento, Unidad de Steam Reforming y Unidad de WSA, se ubica geopolíticamente en el distrito de Ventanilla, Provincia Constitucional del Callao. Este ámbito está conformado por centros poblados urbanos y rurales, destacando que en los primeros se asienta aproximadamente el 99% de las viviendas del distrito. La concentración de la población distrital de Ventanilla presenta una distribución asimétrica, dado que algunos centros poblados se constituyen en ejes del distrito, y alrededor de éstos se articulan poblaciones secundarias y menores, denominadas anexos. Los componentes operativos de la Refinería La Pampilla, esto es, las instalaciones principales, y como elementos auxiliares, el muelle de carga y otros equipos se
111
localizan en el mismo distrito. A continuación la relación de pueblos jóvenes y urbanizaciones. ü Pueblo joven Alfonso Ugarte
Leoncio prado (oeste)
Ampliación Angamos
Los Ángeles
Ampliación
hijos
de
Los cedros
ventanilla
Los jardines de Leoncio
Angamos i sector
prado
Angamos ii sector
Los licenciados i etapa
Angamos sector iii
Luis bedoya reyes
Brisas de ventanilla
Luis Felipe de las casas
Ciudad del licenciado ii
Mi Perú
etapa
Miramar
Coopemar
Moisés Wall
Defensores de la patria
Parque porcino
El progreso
Ricardo durand
Hijos de Angamos
San Juan Bosco
Hijos de Grau
San pablo
Hijos de ventanilla
San Pedro de choque
José Carlos Mariátegui José
Santa margarita
Gabriel
Susana Higuchi
Condorcanqui
Valle hermoso
Kenyi Fujimori
Veinticuatro de junio
Kunamoto
Víctor Raúl haya de la
Las casuarinas
torre
Las lomas del Paraíso
Villa los reyes
Las terrazas de ventanilla
112
ü Urbanización Antonia Moreno de Cáceres Ciudad del pescador Ex zona comercial La bandera Los próceres Miguel Grau Naval Pedro Cueva Vásquez
6.2.2.2.2 Área de Influencia Directa El Área de Influencia Directa (AID) del Proyecto está conformada por las poblaciones de los Parques, Unidades Vecinales y Urbanizaciones en el distrito de Ventanilla ubicadas alrededor de los componentes operativos de la Refinería La Pampilla y cuya percepción de impacto directo se dirige a la instalación de las tres unidades antes mencionadas.
Mapa de los alrededores de la Refinería La Pampilla 6.2.2.2.3 Área de Influencia Indirecta El Área de Influencia Indirecta (AII) comprende un área de mayor extensión, donde el impacto indirecto se presenta por la importancia de la Refinería en la dinámica socioeconómica de la ciudad de Callao. El AII está conformado por los Parques, Unidades Vecinales, Urbanizaciones y Asentamientos Humanos restantes que conforman el distrito de ventanilla y el Callao y distribuidos en los sectores.
114
Mapa de la Refinería La Pampilla 6.2.2.2.4 Clima y Meteorología Datos de temperatura del aire y precipitación (1950-1991). Estación del Aeropuerto de Talara y de la estación de SENAIM.
115
Promedio Mensual de Temperaturas del Callao del 2009
Temperaturas y precipitación en el Aeropuerto Jorge Chávez (Guía Climática Turística – SENAMHI)
6.2.2.2.5 Calidad del Aire La calidad del aire se determina analizando las emisiones e inmisiones al aire producidas en la refinería, en este caso tomaremos datos del SENAMHI sobre la calidad de aire en Mayo del 2008 en el Callao con respecto a emisiones de varios contaminantes como:
116
La información registrada por el analizador modelo API 200E en la estación de calidad de aire de la sede central del SENAMHI, muestra registros máximos horarios de NO de 213,4 ppb y de NO2 de 82,6 ppb, ocurridos el lunes 26 de mayo a las 19:00 horas; y mínimos horarios entre 0 y 2 ppb en horas comprendidas entre las 3 y 5:00 horas de la madrugada. El valor medio del mes del gas dióxido de nitrógeno (NO2) fue de 21 ppb, superior al del mes anterior (18 ppb), propio de la dinámica del gas en interacción con las condiciones atmosféricas predominantes de bajas temperaturas y mayor humedad.
La información registrada por el analizador modelo 43i en la estación de calidad de aire de la sede central del SENAMHI según la figura 10, muestra un registro máximo horario de 19,7 ppb, ocurrido el martes 27 de mayo a las 10:00 horas; y mínimos horarios de 0,1 ppb en horas comprendidas entre las 3 y 6:00 horas. El valor medio del mes del gas dióxido de azufre (SO2) fue de 4 ppb, inferior al del mes anterior; ello se explica debido al incremento de la humedad relativa que favorece reacciones químicas que disminuyen las concentraciones del gas para convertirse en compuestos que formarán parte de la lluvia ácida. 6.2.3. Línea Base Biológica De los estudios desarrollados se han podido registrar los siguientes: §
Flora Fanerogamica: Se han identificado 53 especies de flora, que están comprendidas en 49 géneros y 22 familias botánica.El 54% de la flora vascular de los umbrales de ventanilla corresponden a especies de que crecen en forma natural en este tipo ecosistemas costeros e inclusive alto andinos o amazónicos; el 46% restante lo constituyen especies cultivadas (11%) y plantas invasoras de cultivos (35%), algunas de las cuales ya se han naturalizado en los humedales de la costa peruana.
§
Plancton y Peces: El volumen hídrico de los humedales de ventanilla regularmente significativo y las condiciones natureologicas existentes en la zona, favorecen la
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proliferación de organismos que conforman el fitoplancton y zooplancton, que se pueden encontrar en los espejos de agua; a pesar de eso se han encontrado una baja diversidad de especies acuáticas. §
Avifauna: La diversidad de la avifauna, está compuesta de 62 especies entre residentes (37%), migratorias locales (37%), migratorias alto andinas (3%), migratorias del norte del país (2%), migratorias del Norteamérica (19%) (2%), siendo las especies residentes, migratorias locales y de Norteamérica las de mayor representatividad en número de especies e individuos. Las aves se distribuyen en los hábitats acuáticos e inundados (29 especies), marino (6 especies) y terrestre (27 especies), siendo los espacios acuáticos los más frecuentados a pesar que representan una área mínima de 9.6 Ha., a la que se suma espejos de agua temporales durante los periodos de incremento de la napa freática pero que no superan el área total de humedal (538.68 ha.).
6.2.4. Atracciones Turísticas de Ventanilla En este parte del trabajo se toca debido a que debemos tener en cuenta la diversidad de lugares turísticos en este distrito para tener conciencia de que no debemos destruirlos en el desarrollo de las actividades petroleras y refineras. El distrito de ventanilla existen diversos atractivos que permitieran desarrollar la actividad turística y recreativa de manera permanente, es decir, durante todo el año, constituyéndose en uno de los ejes de desarrollo económico del distrito. Dentro de los recursos turísticos, recreativos y culturales con los que cuenta Ventanilla, están: ü Los Humedales ü Restos Arqueológicos ü Balneario y Playas ü Acantilados e Islotes ü Cuevas y Monumentos Naturales ü Río Chillón 6.3. Descripción del Proyecto El proyecto se basa en la instalación de tres unidades ya antes mencionadas dentro de la ya existente Refinería Talara, con el objetivo de procesar en primer lugar disminuir la cantidad de azufre en el diesel y luego transformar ese azufre obtenido en un producto para la comercialización como es el caso del acido sulfúrico.
118
Una resumida explicación del proceso es la siguiente: ü Usar el Gas de Camisea para la producción de hidrógeno mediante el usa de las tuberías que provee la empresa repartidora de Gas Natural – Calidda. ü Usar el hidrógeno en la siguiente unidad que es de Hidrotratamiento para disminuir la calidad de diesel hasta menor a 50ppm de azufre que especifica la normativa peruana. ü Usar el azufre obtenido, que aun no tiene valor comercial, en un producto para comercializar, es decir volverlo acido sulfúrico.
119
120
7. ESTUDIO DE COSTOS, INGRESOS, INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO 7.1. INTRODUCCIÓN A continuación, se ha realizado el estudio económico y de viabilidad de la planta de Delayed Coking. Para el estudio de su viabilidad se han estimado los beneficios generados por esta actividad económica y se han determinado los parámetros que permiten definir si esta actividad es viable económicamente o al contrario no tiene ningún tipo de rendimiento. 7.1.1. ESTUDIO DE COSTOS Los costos de fabricación corresponden a los gastos referentes a la fabricación del producto en la planta, por ejemplo, los costes de las materias, de los trabajadores, o del mantenimiento. Todos estos costes están evaluados anualmente, y si el cociente de los costes totales y las vendas es superior a 1, entonces se podrá afirmar que la planta tiene beneficios anualmente. Para establecer los costes de fabricación se realiza un estudio de los costes principales temas que intervienen en este término que son los siguientes: M1: materias primas El primer término de los costes de fabricación, deriva del coste de las materias primeras. Mediante la consulta a las diferentes instituciones y organismos que trabajan con estos valores se ha conseguido una estimación del costo de la materia prima que utilizara nuestro proceso. M2: Mano de obra Mediante el estudio de los requerimientos de personal, realizado en el transcurso del proyecto podemos aproximar que el sueldo de la mano.
121
M3: Licenciante Debido a que el proceso productivo es conocido y otras compañías e investigadores han patentado las condiciones óptimas de producción de los destilados medios y coque, y previamente se ha decido seguir estas condiciones, es necesario estimar el coste debido a la utilización de patentes registradas y en vigor. Para ello se ha estimado que el coste generado por la utilización de patentes es de un 1% de las ventas. M4: Servicios generales El coste generado por consumos de servicios, suministros energéticos o de otros productos, por distribuidores externos a la planta genera un costo, en nuestro caso utilizaremos vapor de alta presión, electricidad, combustible, agua de enfriamiento. M5: Suministros El coste de fabricación derivado de
los
suministros hace referencia a la adquisición de forma regular de materiales que no son materias primas,
como
lubricantes,
herramientas, vestuario adecuado.
El
rango típico de este coste es 0,11,5% de I. M6: Mantenimiento El coste de fabricación derivado
del
mantenimiento hace referencia a las revisiones anuales, la substitución de piezas o reparaciones por posibles problemas. El rango típico de este coste es 1-2% de I. M7: Laboratorio El coste de fabricación derivado del laboratorio hace referencia a controles de calidad tanto del producto como de las materias primeras. El rango típico de este coste es 5-25% de M2, no se ha considerado este costo. M8: Envasado El coste de fabricación derivado del envasado se supone nulo debido a que la mayoría del producto, el 99,9 % se distribuye mediante camiones. M9: Expedición El coste de fabricación derivado de la expedición hace referencia a los costes de transporte y de venta del producto. No se considera este costo M10: Alquiler No existe alquiler de instalaciones.
122
M11: Depreciación El coste de depreciación se ha considerado que este planta se depreciará en un 100% en 10 años lo cual hace un porcentaje de 10% de la inversión inicial M12: Aseguradoras El coste de fabricación derivado de las aseguradoras hace referencia al hecho de asegurar tanto instalaciones como equipos y edificios de la planta. Se ha considerado un valor estándar, el 0,5% de I. 7.1.2. ESTUDIO DE INGRESOS Para realizar un estudio del rendimiento económico en primer lugar es necesario realizar un estudio de los ingresos por ventas de los productos comercializados por la planta, teniendo en cuenta tanto nuestro producto principal como los subproductos. Para la estimación de su precio se han hecho consultas a los valores impuestos por la misma refinería de talara y a lo largo de distintas webs de mercado de subproductos. La planta del estudio tendrá una capacidad de 22600 BDP, el cual abastecerá tanto mercado local como para exportación, generando impuestos y creando más puestos de trabajo, el precio de cada producto del Delayed Coking se encuentra en evaluación económica en el capitulo 8 del presente trabajo. 7.1.3. ESTUDIO DE INVERSION La inversión inicial se entiende como el capital necesario para comprar tanto bienes materiales como servicios en el periodo de desarrollo de la idea inicial y construcción de la planta para poder desarrollar la actividad de producción deseada. Esta inversión consta de los gatos previos, del capital inmovilizado, del capital circulante, y de la puesta en marcha de la planta. 7.1.3.1.
Inmovilizado
El capital inmovilizado (I) se utilizada para la compra de los equipos y los materiales de la planta. Se ha utilizado el método de Vian con el fin de calcular el coste del capital inmovilizado, este método divide el cálculo del inmovilizado en diferentes apartados:
123
En lo que respecta en la inversión de maquinarias y equipos utilizamos el programa CADCOST 2008 y actualizamos el valor del equipo al 2009 con el índice de costos, al ver que el monto es muy pequeño optamos por la escalar el costo de instalación de la Planta de Delayed Coking, los cálculos desarrollados con el cadcost 2008, se encuentra en el ANEXO B y la formula utilizada para la escalamiento de la inversión de la planta NOTA 3: Ver los cálculos para la estimación de los equipos en el ANEXO C 7.1.3.2. Capital circulante El capital circulante se relaciona con la inversión inicial debido a que es necesario realizar una primera inversión en diferentes costes materiales coma materias primeras y servicios comenzar la producción. Este dinero es destinado a diferentes pagos para poder hacer el ciclo productivo y finalmente vender el producto, después de empezar la actividad económica, también es necesario este capital para poder hacer frente a los pagos de carácter inmediato. Para poder establecer un valor del capital en circulación, este se aproxima a un rango de entre el 10-30% de las ventas. En una primera aproximación este valor de las ventas puede ser desconocido, se acaba aplicando que el capital circulante es del 10-30% del inmovilizado, el valor estándar es del 20%.
124
7.1.4. ESTUDIO DE FINANCIAMIENTO Antes de adquirir un financiamiento debemos conocer los tipos de financiamiento que existen y a que tipos de financiamiento se deberá aplicar. Los tipos de financiamiento pueden clasificarse según si exigen a cambio de patrimonio o deuda. Cuando se negocia patrimonio de la empresa, se desconoce el resultado final de la inversión y generalmente se espera un retorno mayor. Cuando se negocian deudas, el resultado de la inversión es mucho más predecible: cuándo y cuánto se va a pagar. Instituciones que permitirán concentrar y canalizar recursos generados por esta enorme fuerza económica y las provenientes de organismos oficiales como agencias de gobierno y fuentes cooperantes; facilitan el financiamiento de actividades económicas con impacto social positivo que generen beneficios; ubicando estos dos objetivos al mismo nivel, que los consideren no sólo compatibles, sino complementarios. Los beneficios que se obtengan será respetando una serie de criterios éticos y financiando actividades con impacto social positivo. En ambos casos, cualquier proyecto que desee recibir financiación por parte de una institución como esta, debe cumplir una segunda condición: ser viable económicamente. Solo así se logra que la institución no tenga resultados negativos. A continuación mencionaremos algunas instituciones donde se podría aplicar para un financiamiento en este proyecto. Corporación Andina de Fomento (CAF) La Corporación Andina de Fomento (CAF) es una institución financiera multilateral, que presta múltiples servicios bancarios a clientes de los sectores público y privado de sus países accionistas, mediante la eficiente movilización de recursos financieros desde los mercados internacionales hacia América Latina. La Corporación está comprometida con el desarrollo sostenible y la integración regional, pilares de su misión. La CAF es la principal fuente de financiamiento multilateral de la región andina, con aprobaciones que ascienden a USD 18.401 millones en los últimos cinco años. Consciente de esta realidad la CAF trabaja constantemente en el desarrollo de productos y mecanismos novedosos de financiamiento de proyectos, así como en el establecimiento de alianzas estratégicas con entidades financieras, fondos de capital de riesgo, bancos de desarrollo, entidades públicas, organizaciones no gubernamentales, fundaciones, entre otros, a fin de facilitar el proceso de acceso al capital. Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
125
El BID presta recursos financieros y otorga donaciones. Además, comparte sus investigaciones
y
ofrece
asesoría
y
asistencia
técnica
para
mejorar
áreas
fundamentales como la educación, la reducción de la pobreza y la actividad agropecuaria. La lista de clientes abarca desde gobiernos centrales a alcaldías y pequeñas empresas. El banco procura, además, asumir un papel protagónico en cuestiones transfronterizas como el comercio internacional, la infraestructura y la energía. El BID cuenta con varios mecanismos que apoyan la preparación de proyectos: la Facilidad para la Preparación de Proyectos (FPP), la Facilidad para la Preparación y Ejecución de Proyectos (FAPEP), el Fondo de Infraestructura (InfraFund), el Fondo para el Financiamiento de Iniciativas de Integración de la Infraestructura Regional (FIRII) y el Fondo para el Financiamiento de la Prevención de Desastres (FDP). Banco Mundial La Corporación Financiera Internacional (International Finance Corporation o la IFC) es la institución afiliada del Grupo del Banco Mundial que se ocupa del sector privado. La IFC, miembro del Grupo del Banco Mundial, es un inversionista y asesor internacional abocado a promover, en sus países miembros en desarrollo, proyectos viables que sean redituables, financiera y comercialmente sólidos, y sostenibles desde el punto de vista ambiental y social. Ellos se basan en que un crecimiento económico racional es clave para la reducción de la pobreza, que tal crecimiento se funda en el desarrollo del espíritu empresarial y la inversión privada exitosa, y que se necesita un clima propicio para los negocios a fin de que esta inversión prospere y contribuya a elevar el nivel de vida de la población.
126
8. EVALUACION ECONOMICA La evaluación económica del proyecto sirve para determinar la viabilidad o no de este, en términos económicos. Y para ello se precisará del cálculo del coste de los equipos, de la inversión inicial para la planta, de los costes de fabricación, y del volumen total de vendas que se conseguirá con el proceso. La evaluación económica se hizo a partir de hojas de Excel, en las cuales hemos podido hallar cada punto necesario para ver la viabilidad del proyecto con un rate de producción de ácido sulfúrico de 85 TM/ D y un consumo de diesel acido en el rango de 41000 barriles por día con un contenido de sulfuros de 5000 ppm. Para la evaluación económica de la planta se deben seguir los siguientes puntos: 1. Cálculo de la inversión inicial requerida. 2. Costes de fabricación y gerencia. 3. Dinero por ventas. 4. Cálculo de la rentabilidad de la planta. A continuación se presentan los siguientes cuadros para cada uno de los procesos y un cuadro concluyente final.
127
INDICE DE COSTOS
AÑO 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
INDICE DE COSTOS M&S CE 125,7 132,2 137,2 144,1 165,4 182,0 198,0 215,0 552 219,0 607 239,0 675 261,0 745 297,0 774 314,0 786 317,0 806 323,0 813 325,0 817 318,0 814 324,0 852 343,0 895 355,0 915 358,0 931 361,0 943 358,0 964 359,0 993 368,0 1028 381,0 1039 382,0 1057 387,0 1062 390,0 1068 392,0 1068 393,0 1070 395,7 1073 395,7 402,0 444,2 468,2
2005 2006 2007
499,6 525,4 575,4
2008 2009 2010 2011 2012
618,0
128
129
8.1 UNIDAD WSA- PRODUCCION DE ACIDO SULFURICO
132
135
8.2 HIDROTRATAMIENTO DE DIESEL
136
137
8.3 PRODUCCION DE HIDRÓGENO
140
141
8.4 RESUMEN ECONÓMICO GLOBAL
142
143
8.4.1 CALCULO DEL TIR Y VAN
144
8.5 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD 8.5.1 PRIMER ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD A continuación se presenta una evaluación de precios para el diesel
Según lo evaluado el precio de diesel influye de en los valores de VAN y el TIR, proponiendo una alternativa para nuestra plata al estimar un posible costo de nuestra materia prima de tal forma de garantizar una rentabilidad, considerando que netamente compraremos diesel, en el caso de procesar otras cargas también se llevarían a al análisis de tal forma de tener presente hasta que precios es posible negociar.
145
8.5.2 SEGUNDO ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD En este análisis se harán variaciones de los precios del acido sulfúrico en venta operando a una máxima capacidad, comprando el diesel únicamente al precio al cual es vendido en la planta de despacho.
Es análisis muestra que parte de nuestras ganancias no van con el precio del acido sulfurico, tomando con la consideración que se produciría netamente diesel azufrado; como se aprecia en el análisis el precio del acido sulfúrico tendria que alcanzar valores extremadamente altos en el orden de 3000 a 5000 dolares, tomando en cuenta que toda la inversión será pagada por el costo de mi producto final.
146
9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES Para una producción anual de 85 TM/D y un consumo netamente de diesel, los ingresos son insuficientes para establecer una recuperación en un periodo mínimo de 10 años. Si se aprecia el costo de implantar una unidad WSA es mucho menor que instalar una unidad de hidrotratamiento; así mismo la planta de hidrogeno tiene un costo considerablemente alto. El signo negativo en el UTILITY de vapor en la unidad de hidrógeno, implica una producción autónoma de vapor de alta; reduciendo los costos operativos mas es insuficiente para disminuir el alto costo de inversión. El proyecto implica comprar el diesel ácido con una cantidad de azufre de 5000 ppm a refinería la pampilla y el cálculo se realiza al precio en planta. Sin embargo, si seguimos el concepto de los crudos, al tener una materia prima de mayor contenido de azufre (>=10000 ppm) su costo también se reduce teniendo un mayor margen reduciendo así el índice negativo que presenta nuestro VAN. El proyecto no solo contempla compartir instalaciones con REFINERÍA LA PAMPILLA, sino también pretende darle un uso
a los servicios como energía
eléctrica y agua. Debido a nuestro gran utility en generación de vapor tanto en el WSA como en la unidad de hidrógeno se puede buscar acuerdos empresariales de tal manera de bajar los precios a través del uso compartido de sus utilities. Llevando a cabo el análisis de los costos operativos; el costo que más se eleva es al comprar el diesel, este tiene una relación de costo de aproximadamente 10 veces a los costos considerados Los costos de mano de obra se calculan de forma global considerando unidades referenciales como un índice para valorar al personal. El costo de venta del acido sulfúrico es 10 veces menos que el diesel dulce, concluyendo que las mayores ganancias se verán en comercializar el diesel en vez del acido sulfúrico total. Asimismo, la logística y todos los aspectos comerciales, van de la mano con las inversiones que se están realizando para exportar acido sulfúrico, lo que implica menores costos tanto en gente calificada como en los costos generados para su comercialización. Nuestro proyecto contempla obtener nuestra materia prima, sulfuro de hidrógeno, de la unidad de hidrotratamiento catalítico del diesel, en base a lo obtenido en el balance de masa, el hecho de emplear únicamente diesel es insuficiente para la
147
obtención de la materia prima, por ello es importante recalcar que la tecnología provista por AXXEN nos permite emplear otras cargas de destilados medios, así mismo considerar tratar los gases de proceso para obtener mayor cantidad de materia prima es parte de una de las posibles alternativas para remediar la limitada cantidad de sulfuro de hidrógeno conseguido del diesel. La producción de acido sulfúrico mediante el proceso de WSA no solo es más barata para ser usado como alternativa para procesar las altas cantidades de gases de proceso, sino también tiene un mercado cada días más demandante de este producto para países como Chile, el cual presenta una creciente demanda de ese elemento para su industria minera. En el mercado existen diversas tecnologías para tratar los gases de proceso obtenidas de la unidad de aminas, como son el proceso Claus (producción de azufre) el proceso WSA (ácido sulfúrico húmedo), pero ésta última presenta ventajas no solo en la facilidad de almacenamiento sino también del valor económico que conlleva producir acido sulfúrico en vez de azufre elemental, con ello presentamos una nueva alternativa para lo sulfuros obtenidos como subproducto de la desulfurización. Como se establece en la legislación actual a partir del año 2010 se comercializará diesel de bajo azufre en lima, pero con el tiempo se extenderá a todo el país, en base a esto las refinerías como RELAPA, ven a conveniencia buscar formas de adecuarse a las nuevas reglas que impone el mercado a través de las normas. Así mismo el efecto de reducir el azufre a los combustibles trae no solo beneficios en el incremento del performance de los mismos sino también se genera un gran impacto positivo sobre la población al tratar de aminorar los efectos causados por la contaminación en la ciudadanía, esto trae consigo no solo beneficios tributarios sino también acceso a crédito de entidades internacionales producto del arraigo de una proyecto que va de la mano con el medio ambiente. Este proyecto se concibió con la idea de disminuir la cantidad de azufre emitido al medio ambiente y a la vez obtener un producto que no sea desechado como el sulfuro de hidrogeno sino convertirlo en un producto que sirva a la sociedad como es el acido sulfúrico; al realizar estos tres procesos logramos ese objetivo y a la vez disminuimos la contaminación emitida a la atmosfera, es decir concluimos que usando estos procesos se cumple con la legislación peruana y, más importante aún, se mejora el nivel de vida disminuyendo la contaminación por combustibles.
148
Uno de los puntos importantes de este proyecto es el cuidado del medio ambiente, pero para lograrlo se necesita cumplir con una serie de normas de carácter legal – social, desde el punto legal cumplir con las leyes de la constitución y Decretos Ministeriales tanto del Ministerio de Energía y Minas, Ministerio de Ambiente y Ministerio e la Producción, por eso dentro de nuestro estudio legal detallamos todas las leyes que se deben cumplir. En el aspecto social se debe tener en cuenta a las poblaciones del entorno a la Refinería, y como vemos concluimos que estos tres procesos no dañaran en ecosistema ni generarán enfermedades que deterioren la salud de la población de Ventanilla.
149
RECOMENDACIONES Todo proyecto de inversión requiere de una evaluación previa mediante del perfil del proyecto con la finalidad de definir los campos que se van a desarrollar y los objetivos que se desean alcanzar por el proyecto, ya sea dar valor agregado a un producto o quizá mejorar algún proceso ya existente; cualquiera que fuera el tipo de proyecto lo más importante es tener un estudio del perfil lo suficientemente bueno para evitar problemas posteriores como por ejemplo información insuficiente. El proyecto necesita acuerdos no solo privados sino también gubernamentales puesto que económicamente no funciona solo, requiere de convenios y acuerdos entre las partes no solo por el financiamiento, sino también beneficios tributarios y mejores condiciones al inversionista privado. Todo trabajo de investigación y especialmente de proyectos como estos, se sugiere distribuir el trabajo por partes, para la recolección de la información, mas no para la elaboración del informe final, debido a que se necesita que las ideas sean concatenadas y no dispersas una con respecto de otras. Así mismo se sugiere cumplir con los plazos establecidos por el líder del grupo, evitar en todo momento problemas con los demás compañeros mediante la promoción del dialogo permanente. Además, es importante que cada integrante se sienta identificado con su trabajo de tal manera que lo pueda llevar a cabo de la mejor manera, para ello es importante brindarle la confianza del caso capacitándolo y explicando cual es la labor que se requiere precisamente, y que se quiere de esa labor.
150
10. BIBLIOGRAFÍA 1. LURGI AG. ”Lavados amínicos”, en Nuestra tecnología para obtener las propiedades especificadas del gas de producto. Nº. 10. Enero, 2009. pp. 1-3 2. ROBERT A. “Handbook of Petroleum Refining Processes”. Tercera edición. McGrawHill Meyers. Marzo, 2001. pp. 75-100 3. CLAUSEN & MATTSON “Fundamentos de Química Industrial”. Septiembre, 2002. pp. 124-130 4. BLANCO Adolfo. “proyectos de inversión”, en Formulación y Evaluación de Proyectos, Ediciones Torán, 4ta edición. pp. 24-29 5. TERRONES HUANCA, Héctor “Integración de la producción de hidrogeno a partir del gas natural a la matriz energética nacional” en tesis para optar el titulo profesional. Enero, 2003. pp. 30-100 6. ARTUR D. Little, “Modernización y ampliación de refinería talara caso seleccionado” en conceptual engineering report. Project Nº. 10-371257. Julio, 2008. pp. 15-30 7. D.VADILLO ZABALLOS, Simeón “Análisis contable” en módulo bt2 análisis contable bloque troncal cursos máster. Noviembre, 2003. pp. 5-20 8. RUIZ FERNÁNDEZ, Fernando, “Definición y evaluación económica de proyectos” en Refino/Gas/Marketing. Febrero, 2003. pp. 4-30 9. KRISTEN LAURSEN Jens, “Recuperación de azufre“,en los procesos principales en la recuperación de azufre através del proceso WSA, Haldor Topsoe A/S. Reimpreso de Hydrocarbonengineering August, 2007. pp. 25-60 10. REFINERIA TALARA: ANÁLISIS TECNICO Y ECONÍMICO DE MODERNIZACIÓN TALARA.
INTERNET 1. Osinergmin, “Alcance de Labores de Supervisión y Fiscalización” Los
reportes
estadísticos
del
gas
natural,
exploración
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFGN/1568_r.htm
151
y
explotación
en,
2. Teexporta, “Relacion de produccion y consumo del acido sulfurico en chile”. Enero de 2008, en: http://codelcoteexporta.bligoo.com/content/view/122924/RELACION-DE-PRODUCCION-YCONSUMO-DEL-ACIDO-SULFURICO-EN-CHILE.html 3. Grupo Energético Aguaytia, ”La industria del gas natural” reportes estadísticos del gas natural
en
aguaytia
a
nivel
de
producción,
Mayo
de
2009,en
http://www.aguaytia.com/i_energy01.htm 4. Pluspetrol, reportes estadísticos de pluspetrol a nivel de producción y gráficos ilustrativos, en http://www.pluspetrol.net/ 5. Universidad Perú, En esta página podemos encontrar una comparación de compañías que producen gas natural, en
http://www.universidadperu.com/empresas/pluspetrol-
camisea.php 6. “Producción de ácido sulfúrico” Proceso de cámaras de plomo, Proceso de contacto Junio del 2005, en: http://www.textoscientificos.com/sulfurico/produccion 7. Aula fácil, en línea, “valoración de una inversión” 25 junio 2009 disponible, en http://www.aulafacil.com/CursoMatematicasFinancieras/Finanza65.htm 8. Arrieta M., Silvia, “Análisis de costos asociados al mejoramiento de la calidad del combustible en Colombia” centro de investigación en ingeniería ambiental CIIA, Universidad de los andes. Octubre 25, 2006 en, http://sur.uniandes.edu.co/documentos/Analisis%20de%20costos%20asociados%20a%20m ejoramiento%20de%20diesel%20en%20Co.pdf 9. Minam impulsa aplicaciones de índice de nocividad de combustibles con alto contenido de azufre. Sábado 28 Noviembre 2009 en, http://www.minam.gob.pe/index.php?option=com_content&view=article&id=341:indice-denocividad-de-combustibles-puede-contribuir-a-mitigar-contaminacion-por-combustibles-conalto-contenido-de-azufre&catid=1:noticias&Itemid=21 10. “Proceso de acido sulfúrico húmedo”. 18 de noviembre 2009, en http://en.wikipedia.org/wiki/Wet_sulfuric_acid_process 11. Cálculo del VAN y TIR con Excel.abril 2005, en www.zonaeconomica.com/excel/van-tir
152
ANEXO ANEXO A: CALCULO DEL BALANCE DE MASA SIMULADO EN EXCEL ANEXO B: DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO, LAYOUT DE PLANTA, PLANO DE INGENIERIA P&IDLÍMITE DE BATERIAS PLANO DE INGENIERIA P&ID ANEXO C: EQUIPOS ANEXO D: DATOS TECNICOS DEL DIESEL DE REFINERIA LA PAMPILLA ANEXO E: FICHAS DE SEGURIDAD
153
ANEXO A: CALCULO DEL BALANCE DE MASA SIMULADO EN EXCEL BALANCES DE MASA Y REACCIONES QUIMICAS DE LOS PROCESOS PRODUCCION DE ACIDO SULFÚRICO TECNOLOGIA: HALDOR TOPSOE
CINÉTICA DEL PROCESO Procesos de Oxidación (1) H2S + 1,5 O2 → SO2 + H2O (2) SO2 + 0,5 O2 → SO3 (3) SO3 + H2O → H2SO4 H2S + 2 O2 → H2SO4 BALANCE DE MATERIA Capacidad Concentración de H2SO4
154
(t/día) (% masa)
85,00 98
Densidad del H2SO4
Molar (%) H2S C2S
100 0
Total
100
(kg/l) Ratio molar: H2SO4/(H2S o C2S) 1 1
PM (g/mol) 34 56
Peso Molecular Gas (M.P.) Temp. Standard Presión Standard Vol de 1 mol "Gas Ideal" Densidad Gas (M.P.)
(g/mol) (°F) (atm) (l/mol) (lb/Std ft3)
1,1
Ratio molar: O2/(H2S o C2S) 2 3.5
34.0 60.0 1.0 23.67 0.090
1.2 Producción: Ácido Sulfúrico Flujo másico de H2SO4 Flujo másico de H2SO4 Peso Molecular de H2SO4 Flujo molar H2SO4
(kg/día) (lb/día) (g/mol) (mol/día)
83300 183642 98 850000 Ratio molar: H2SO4/Gas 1,0
1.3 Demanda de Materia Prima Flujo molar de Gases Flujo másico de Gases Flujo vol. de Gases Eficiencia de Conversión
(mol/día) (lb/día) (106 Std ft3/día)
894737 67066 0,75
(%)
95
Ratio molar: O2/Gas 2
1.4 Demanda Mínima de Oxígeno y Aire 1789474 126242
Flujo vol. de O2
(mol/día) (lb/día) (106 Std ft3/día)
Peso Molecular O2 Temp. Standard Presión Standard Vol de 1 mol "Gas Ideal" Densidad Gas (M.P.)
(g/mol) (°F) (atm) (l/mol) (lb/Std ft3)
32 60,0 1,0 23,67 0,084
Flujo molar de O2 Flujo másico de O2
Composición del Aire
155
1,50
O2 N2 Peso Molecular N2 Peso Molecular Aire Temp. Standard Presión Standard Vol de 1 mol "Gas Ideal" Densidad Aire (M.P.) Flujo másico de Aire Flujo vol. de Aire
(% mol) (% mol) (g/mol) (g/mol) (°F) (atm) (l/mol) (lb/Std ft3) (lb/día) (106 Std ft3/día)
HIDROTRATAMIENTO DE DIESEL TECNOLOGÍA: AXENS
156
21 79 28 28,8 60,0 1,0 23,67 0,076 541787 7,1
MECANISMOS DE REACCIÓN
Nombre
BPD
wt %
API
Diesel
43950,66923
0,005
35,2
S (ppm peso) 50
157
Dens S (103 (lb/bbl) lb/día) 0,84883023 297,483559 0,65373007 Dens (kg/l)
PLANTA DE TRATAMIENTO DE AMINAS Ratio: Amina/Gases de Ref. Peso Molecular Prom. Gas Refinería Densidad de la Amina
(gal/Std ft3)
(Hasta 4 ppm S y 1,5% 0.28 0,15 - 0,4 CO2 disuelto)
(g/mol)
30.21
(kg/l)
1.30
PRODUCCION DE HIDROGENO TECNOLOGÍA: HALDOR TOPSOE MECANISMO DE REACCIÓN (1) Reforming
(1) CH4 + H2O → CO +
(2) Shift Conversion H
H2O
3
1
158
(2) CO + H2O → CO2 + H2
H
H2O
1
1
3H2 (1) C2H6 + 2H2O → 2CO + 5H2 (1) C3H8 + 3H2O → 3CO + 7H2 (1) C4H10 + 4H2O → 4CO + 9H2 …… …… …… …… (1) C9H20 + 9H2O → 9CO + 19H2 …… …… ……
5
2
7
3
9 11 13 15 17
4 5 6 7 8
19 21 23 25
9 10 11 12
Capacidad Peso Molecular Gas (M.P.) Temp. Standard Presión Standard Vol de 1 mol Gas Ideal Densidad Gas (M.P.)
(2) 2CO + 2H2O → 2CO2 + 2H2 (2) 3CO + 3H2O → 3CO2 + 3H2 (2) 4CO + 4H2O → 4CO2 + 4H2 …… …… …… …… (2) 9CO + 9H2O → 9CO2 + 9H2 …… …… …… 106 ft3/día (g/mol) (°F) (atm) (l/mol) (lb/Std ft3)
2
2
3
3
4 5 6 7 8
4 5 6 7 8
9 10 11 12
9 10 11 12
37 17,4 60,0 1,0 23,67 0,046
1.2a Producción de Hidrógeno Flujo molar H2 Flujo Másico H2
(mol/día) (lb/día)
44 254 746 195 127
Peso Molecular H2 Temp. Standard Presión Standard Vol de 1 mol Gas Ideal Densidad Gas (M.P.)
(g/mol) (°F) (atm) (l/mol) (lb/Std ft3)
2,0 60,0 1,0 23,67 0,005
(%)
100,0
Eficiencia de Conversión
Ratio molar: CO2/H2O 2,0
1.2b Producción de CO2 Flujo molar CO2 Flujo másico CO2 Peso Molecular H2 Flujo Volum. Gas (M.P.)
(mol/día) (lb/día) (g/mol) (106 Std ft3/día)
11 315 836 1 097 656 44,0 9,5
159
DEMANDA DE HIDRÓGENO (INFORMACIÓN GARANTIZADA DEL LICENCIANTE) Consumo (+) / Demanda de Capacidad Licenciante Proceso Producc (-) H2 (103 bbl/día) 3 (MMft /bbl) (MMft3/día) Haldor Topsoe
0.90
HDT D2
NOMBRE CANTIDAD DIESEL 41000 AZUFRADO DIESEL DESUFURIZADO
ALIMENTACIONES UNIDAD %AZUFRE bbl/d
40
36
PRODUCTOS Pureza CANTIDAD UNIDAD %AZUFRE Pureza
5.0 40428
160
bbl/d
0,005
GAS NATURAL 8.4 MMSCFD ACIDO SULFURICO BALANCE GLOBAL
0,98
85
TM/d
BALANCE GLOBAL POR UNIDADES DE PROCESO WSA Sulfuric Acid Plant Charge Streams components
6
Products 3
10 ft /día
Gas H2S treating
Streams Ácido Sulfúrico 0.7 (***)
Aire (Estequiométrico)
TM/día 85,0
5 Gases
Total
Total
HIDROTRAMIENTO DE DIESEL Sulfuric Acid Plant Charge
Products
Streams components DIESEL ACIDO (5000 ppm)
bbl/día
HIDROGENO (MMSCF)
37,0
41000
Total
Streams SWEET DIESEL (50 ppm) OFF GASES (MMSCF) Total
Bbl/día 40428 6.8
STEAM REFORMING Sulfuric Acid Plant Charge
Products
Streams components
106 ft3/día
Streams
106 ft3/día
GAS NATURAL
8,6
HIDROGENO
37,0
STEAM
18,9
CO2
9,5
Total
Total
161
ANEXO B:
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO LAYOUT DE PLANTA PLANO DE INGENIERIA P&ID PI&D LÍMITE DE BATERIAS
162
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO
LAYOUT DE LOS 3 PROCESOS EN LA REFINERÍA LA PAMPILLA
ANEXO C: EQUIPOS ENFRIADORES Item #
Description
E-2460
Glycol Cooler Stripper Condenser
63-E-21 E-3307 E-3304 E-3302 FE-102B
Total Bare Area (SQ. Ft.) 23
Amine Cooler Stripper Condenser Gas Cooler Fractionator Cooler
Total Design Design Extended Pressure Temperature (SQ. Ft.) (PSIG) (F)
Tube Material
493
150
CS
1454
31278
162
600
CS
2373
50230
150
300
CS
2660
56310
50
300
CS
6220
105432
1000
250
CS
7307
108233
75
650
CS/A-179
COLUMNAS
Description Glycol Still SO2 Scrubber
Diameter (Inches)
Diameter (Inches)
18 42
24
Height (FT. - IN.)
Design Press. (PSIG)
Design Temp (F)
Shell Material
16
40
650
SA-106-B
67-11
27
500
316 SS
Trays No.
Type Packing
8
Spacing
Material
Weight (LBS) 2.100 15.500
COMPRESORES
Description
HP
Driver
Manufacturer
Model
Stages
Speed (RPM)
SCFM
Inlet Press.
Outlet Press.
NGL VRU Compressor
10
Motor
IR
ESH-2
2
450
12,7
14,7
75
Vapor Recovery Compressors
40
Motor
Cooper
HOF
2
595
143
14,7
70,7
Vapor Recovery
125
Motor
IR
2PHE-2
2
575
14,7
70
250
Motor
IR
XLE-2HC
2
750
1058
14,7
150
IR
CDP-416
4
11300
2540
520
835
Instrument/Utility Air Product Gas
4120
FILTROS Item #
Description
F-7220
Instrument Air Dryer Prefilter
Material
166
Comments Air Prefilter, rated 160 psig @ 300 F Cartridge type filter elements, Mfg Lectrodryer SF-900, data sheet in file
INTERCAMBIADORES Shell Item # E-1215 A E-1215 B 63E-51 E-1260 50-X-106 63E-22 50-X-102 301137 600710 50-X-101 63E-11A 63E-11B
Description Glycol Rich/Lean Glycol Rich/Lean Wash Water Cooler Glycol Regenerator Feed Vaporizer Trim Condenser Feed Heater Trim Condenser BFW Exchanger Feed Effluent Stripper Feed Exchanger Stripper Feed Exchanger
Tube Press. Temp. (F) (PSIG)
Shell Material
Tube Material
Type
500
CS
CS
DBL Pipe
100
500
CS
CS
DBL Pipe
380
146
250
CS
CS
AES
75
650
125
350
SA-51670
304L
BKU
402
266
500
26
500
CS
CS
AEU
442
162
523
150
250
CS
CS
AES
1150
250
500
200
500
CS
CS
AEU
1429
100
650
75
150
SA-53-B
SA-214
AEU
1487
150
500
150
500
CS
CS
AFS
1597
167
500
167
500
SA51670
CS
AHU
3158
1656
600
2125
700
SA387GR11
SA-68 TP 405
DEU
3158
1656
600
2125
700
SA287GR11
SA-68 TP 405
DEU
Area
Pres. (PSIG)
Temp. (F)
90
100
500
100
90
100
500
328
190
338
167
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Capacity (BBLS)
Capacity (GAL.)
Item #
Description
Diameter (ft.-in.)
T-10
Backwash Supply Tank
500
21000
16
-
0
16
-
0
T-9
Backwash Supply Tank
500
21000
16
-
0
16
-
0
V-320
Storage Tank
800
34000
18
-
0
18
-
0
V-322
Storage Tank
800
34000
18
-
0
18
-
0
T-4
Oily Water Tank
5000
210000
38
-
8
24
-
0
168
Height (ft.-in.)
Comments 500 BBL Backwash Supply Tank, 16'-0" x 16'0" HT, ATM 500 BBL Backwash Supply Tank, 16'-0" x 16'0" HT, ATM 1968 PittsburghDes Moines Steel Co., API 650 1968 PittsburghDes Moines Steel Co., API 650 5,000 BBL Oil Water Tank 38'-8" 0 x 24-0 H
ANEXO D: DATOS TECNICOS DEL DIESEL DE REFINERIA LA PAMPILLA
170
171