PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
1
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
2
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
3
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 AUXILIARESUNIDAD 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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
4
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
5
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
6
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
7
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
8
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
9
EMPRESAS QUE ULITILIZAN ACIDO SULFÚRICO EN SUS PROCESOS DEPRODUCCION
Puerto de Importación/Exportación
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
10
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
11
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:
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
12
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
13
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
14
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
15
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 PerúCorporación 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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
16
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
17
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
18
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:
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
19
PROCESOPLANTA DE ÁCIDO SULFÚRICO
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
20
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 CalidadProducción del año 2001
(TM)
Zinc SHG 99.99% 121 400
Aleaciones Al/Pb ASTM B-240, JIS-H-2201 22 780
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
21
Ácido Sulfúrico Grado B 98.3% 223 440
Cadmio Alta pureza 99.97% 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
22
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
23
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
PROQUIEL
ACIDO
SULFURICO
ACIDO
SULFURICO 66
ACIDO
SULFTAMICO
CHILEINDUSTRIA Y
LATINOAMERICA.
OXIQUIM SAACIDO
SULFURICOCHILE
INDUSTRIA Y
MUNDIAL
AURIALACIDO
SULFURICOARGENTINA INDUSTRIA
SEDIMENTALACIDO
SULFURICOCHILE
INDUSTRIA Y
LATINOAMERICA
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
24
BIOPACK
ACIDO
SULFURICO
ACIDO
SULFURICO 1+3
ARGENTINAINDUSTRIA Y
MUNDIAL
SISTEMASANALITICOS
ACIDO
SULFURICOARGENTINA INDUSTRIA
SOUTHERNCOOPER PERU
ACIDO
SULFURICOPERU INDUSTRIA
AGROVETMARKET
ACIDO
SULFURICO Y
DERIVADOS
PERU LATINOAMERICA
CORPORACIONTRIVEÑO
ACIDO
SULFURICO Y
ACIDO
FOSFORICO
PERUINDUSTRIA Y
LATINOAMERICA
PAPEX
ACIDO
CARMINICO Y
ACIDO
SULFURICO
PERUINDUSTRIA Y
EUROPA
PERUQUIMICOSACIDO
SULFURICO Y
DERIVADOS
PERUINDUSTRIA Y
PERU
QUIMICA SUIZAACIDO
SULFURICO Y
DERIVADOS
PERUINDUSTRIA 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
25
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
26
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
27
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
28
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
29
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
30
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
31
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
32
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
33
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
34
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
35
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 CONSUMIDOR3.5.1 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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
36
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
37
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
38
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
39
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 electrolí-
ticos 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
40
diferencia habría sido utilizada .en sus propias operaciones y realizadas en el mercado
interno.
EXPORTACIONES PERUANAS
FUENTE: ADUANET
FUENTE: ADUANET
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
41
FUENTE: ADUANET
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
42
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
43
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
44
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
45
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
46
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%).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
47
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
48
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
49
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 H2O
(v)a H
2; si el cociente
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 – LINDEa. 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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
50
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
51
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
52
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/Sa. 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
53
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
54
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
55
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
56
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
HALDORTOPSOE
HTCR
UOPLLC
UHDEGmbh
Otros
Eficiencia >99.9 >99.9 >99.9
Estado de latecnología
Muy conocidaMuy
conocidaMuy conocida Conocida
Vapor deexportación
No Si Si Si
Disponibilidadde datosgenerales
Alta Baja Baja Baja
Ventajas de
diseñoReformador
cilíndrico
Grandes
Volúmenes
Grandes
VolúmenesVariado
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
57
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
58
- 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
59
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
60
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
61
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 pre-
reformador 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
62
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 + H2Oó 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:
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
63
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 metano-
vapor, 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
64
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 + zózCO
H2O + zó zH2O
Reacción:
zCO + z H2Oó 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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
65
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
66
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 Fischer-
Tropsch 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
67
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
68
4.2 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
69
[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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
70
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
71
ningún efecto secundario (difusión externa 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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
72
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
73
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)
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
74
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
75
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
76
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
77
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
78
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 costo-
efectivo.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
79
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).
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
80
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
81
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
82
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
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
83
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
84
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
85
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.
PRODUCCIÓN DE ACIDO SULFÚRICO PROYECTOS DE INVERSION
86
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
88
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).
90
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
91
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. En
92
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.
93
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.
94
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
95
Instalación del Modulo del Condensador WSA
Sección Inferior del Condensador WSA
96
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,
97
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
Capital
AdjustedCapital
Volume Cost Peru Volume Volume Cost
Units
KBD $MM Factor Exponent: KBD KBD $MM
Dieselhydrodesulfurization
22,00 45,00 1,20 0,60 39,000 41,053 78,51
Hydrogen plant 90,00 150,00 1,20 0,60 18,398 19,367 71,61
Sulfuric acid plant 739,00 40,00 1,20 0,60 0,262 0,275 48,00
98
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
99
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 elProcesamiento, Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Líquidos para lo
cual adjuntamos las siguientes:
A. Reglamento de Normas para la Refinación y Procesamiento deHidrocarburos 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° 052-
2003-EM
100
C. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos 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
101
· 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° 052-
2003-EM
F. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos 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)
102
G. Reglamento para la Comercialización de Combustibles Líquidos y OtrosProductos 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 loscombustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos ynormas complementarias para el control de calidad. D.S. N° 012-2003-EM
(23/03/03)
103
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 yOtros Productos Derivados de los Hidrocarburos. Decreto Supremo N° 023-
2006-EM (10/04/06)
J. Reglamento de Seguridad para establecimientos de Venta al Público deCombustibles 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.
104
· 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.
· 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 OPERAR5.1.1. 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.
105
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
106
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
107
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° 052-
2003-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.
108
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.
109
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 deHidrocarburos”. 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.
110
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.
111
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
112
localizan en el mismo distrito. A continuación la relación de pueblos jóvenes y
urbanizaciones.
ü Pueblo joven
Alfonso Ugarte
Ampliación Angamos
Ampliación hijos de
ventanilla
Angamos i sector
Angamos ii sector
Angamos sector iii
Brisas de ventanilla
Ciudad del licenciado ii
etapa
Coopemar
Defensores de la patria
El progreso
Hijos de Angamos
Hijos de Grau
Hijos de ventanilla
José Carlos Mariátegui
José Gabriel
Condorcanqui
Kenyi Fujimori
Kunamoto
Las casuarinas
Las lomas del Paraíso
Las terrazas de ventanilla
Leoncio prado (oeste)
Los Ángeles
Los cedros
Los jardines de Leoncio
prado
Los licenciados i etapa
Luis bedoya reyes
Luis Felipe de las casas
Mi Perú
Miramar
Moisés Wall
Parque porcino
Ricardo durand
San Juan Bosco
San pablo
San Pedro de choque
Santa margarita
Susana Higuchi
Valle hermoso
Veinticuatro de junio
Víctor Raúl haya de la
torre
Villa los reyes
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.
114
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.
115
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.
116
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:
117
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
118
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.
119
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.
120
121
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.
122
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 0,1-
1,5% 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.
123
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:
124
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%.
125
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)
126
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 yEjecución 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.
127
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.
128
INDICE DE COSTOS
INDICE DE COSTOSAÑO M&S CE1970 125,71971 132,21972 137,21973 144,11974 165,41975 182,01976 198,01977 215,01978 552 219,01979 607 239,01980 675 261,01981 745 297,01982 774 314,01983 786 317,01984 806 323,01985 813 325,01986 817 318,01987 814 324,01988 852 343,01989 895 355,01990 915 358,01991 931 361,01992 943 358,01993 964 359,01994 993 368,01995 1028 381,01996 1039 382,01997 1057 387,01998 1062 390,01999 1068 392,02000 1068 393,02001 1070 395,72002 1073 395,72003 402,02004 444,2
2005 468,2
2006 499,62007 525,4
2008 575,4
2009 618,0201020112012
129
8.1 UNIDAD WSA- PRODUCCION DE ACIDO SULFURICO
132
135
136
8.2 HIDROTRATAMIENTO DE DIESEL
137
8.3 PRODUCCION DE HIDRÓGENO
140
141
142
8.4 RESUMEN ECONÓMICO GLOBAL
143
144
8.4.1 CALCULO DEL TIR Y VAN
145
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.
146
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.
147
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
148
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.
149
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.
150
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.
151
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. McGraw-
Hill 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 y explotación en,
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/GFGN/1568_r.htm
152
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-Y-
CONSUMO-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-de-
nocividad-de-combustibles-puede-contribuir-a-mitigar-contaminacion-por-combustibles-con-
alto-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
153
ANEXOANEXO 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
154
ANEXO A: CALCULO DEL BALANCE DE MASA SIMULADO EN EXCEL
BALANCES DE MASA Y REACCIONES QUIMICAS DE LOS PROCESOSPRODUCCION DE ACIDO SULFÚRICOTECNOLOGIA: 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 (t/día) 85,00Concentración de H2SO4 (% masa) 98
155
Densidad del H2SO4 (kg/l) 1,1
Molar(%)
PM(g/mol)
Ratio molar:H2SO4/(H2S o
C2S)
Ratio molar:O2/(H2S o C2S)
H2S 100 34 1 2C2S 0 56 1 3.5
Total 100
Peso Molecular Gas(M.P.) (g/mol) 34.0
Temp. Standard (°F) 60.0Presión Standard (atm) 1.0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23.67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0.090
1.2 Producción: Ácido Sulfúrico
Flujo másico de H2SO4 (kg/día) 83300Flujo másico de H2SO4 (lb/día) 183642Peso Molecular de H2SO4 (g/mol) 98Flujo molar H2SO4 (mol/día) 850000
1.3 Demanda de Materia PrimaRatio molar:H2SO4/Gas
1,0Flujo molar de Gases (mol/día) 894737Flujo másico de Gases (lb/día) 67066
Flujo vol. de Gases(106 Stdft3/día) 0,75
Eficiencia deConversión (%) 95
1.4 Demanda Mínima de Oxígeno y AireRatio molar:
O2/Gas2
Flujo molar de O2 (mol/día) 1789474Flujo másico de O2 (lb/día) 126242
Flujo vol. de O2
(106 Stdft3/día) 1,50
Peso Molecular O2 (g/mol) 32Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,084
Composición del Aire
156
O2 (% mol) 21N2 (% mol) 79
Peso Molecular N2 (g/mol) 28Peso Molecular Aire (g/mol) 28,8Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol "Gas Ideal" (l/mol) 23,67Densidad Aire (M.P.) (lb/Std ft3) 0,076
Flujo másico de Aire (lb/día) 541787
Flujo vol. de Aire(106 Stdft3/día) 7,1
HIDROTRATAMIENTO DE DIESELTECNOLOGÍA: AXENS
157
MECANISMOS DE REACCIÓN
Nombre BPD wt % API S (ppmpeso) Dens (kg/l) Dens
(lb/bbl)S (103
lb/día)Diesel 43950,66923 0,005 35,2 50 0,84883023 297,483559 0,65373007
158
PLANTA DE TRATAMIENTO DE AMINAS
Ratio: Amina/Gases deRef.
(gal/Stdft3) 0.28 0,15 - 0,4
(Hasta 4 ppm S y 1,5%CO2 disuelto)
Peso Molecular Prom.Gas Refinería (g/mol) 30.21
Densidad de la Amina (kg/l) 1.30
PRODUCCION DE HIDROGENOTECNOLOGÍA: HALDOR TOPSOEMECANISMO DE REACCIÓN
(1) Reforming (2) Shift Conversion
H H2O H H2O
(1) CH4 + H2O → CO + 3 1 (2) CO + H2O → CO2 + H2 1 1
159
3H2
(1) C2H6 + 2H2O → 2CO +5H2 5 2
(2) 2CO + 2H2O → 2CO2+ 2H2 2 2
(1) C3H8 + 3H2O → 3CO +7H2 7 3
(2) 3CO + 3H2O → 3CO2+ 3H2 3 3
(1) C4H10 + 4H2O → 4CO +9H2 9 4
(2) 4CO + 4H2O → 4CO2+ 4H2 4 4
…… 11 5 …… 5 5…… 13 6 …… 6 6…… 15 7 …… 7 7…… 17 8 …… 8 8(1) C9H20 + 9H2O → 9CO +19H2 19 9
(2) 9CO + 9H2O → 9CO2+ 9H2 9 9
…… 21 10 …… 10 10…… 23 11 …… 11 11…… 25 12 …… 12 12
Capacidad 106 ft3/día 37Peso Molecular Gas (M.P.) (g/mol) 17,4
Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0
Vol de 1 mol Gas Ideal (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,046
1.2a Producción de Hidrógeno
Flujo molar H2 (mol/día) 44 254 746Flujo Másico H2 (lb/día) 195 127
Peso Molecular H2 (g/mol) 2,0Temp. Standard (°F) 60,0Presión Standard (atm) 1,0Vol de 1 mol Gas Ideal (l/mol) 23,67Densidad Gas (M.P.) (lb/Std ft3) 0,005
Eficiencia de Conversión (%) 100,0
1.2b Producción de CO2
Ratio molar:CO2/H2O
2,0Flujo molar CO2 (mol/día) 11 315 836Flujo másico CO2 (lb/día) 1 097 656Peso Molecular H2 (g/mol) 44,0
Flujo Volum. Gas (M.P.)(106 Stdft3/día) 9,5
160
DEMANDA DE HIDRÓGENO (INFORMACIÓN GARANTIZADA DEL LICENCIANTE)
Licenciante ProcesoConsumo (+) /
Producc (-)(MMft3/bbl)
Capacidad(103 bbl/día)
Demanda deH2
(MMft3/día)HaldorTopsoe HDT D2
0.90 40 36
ALIMENTACIONES PRODUCTOSNOMBRE CANTIDAD UNIDAD %AZUFRE Pureza CANTIDAD UNIDAD %AZUFRE PurezaDIESEL
AZUFRADO 41000 bbl/d 5.0
DIESELDESUFURIZADO 40428 bbl/d 0,005
161
BALANCE GLOBAL
BALANCE GLOBAL POR UNIDADES DE PROCESOWSA
Sulfuric Acid Plant Charge ProductsStreams components 106 ft3/día Streams TM/día
Gas H2S treating 0.7Ácido Sulfúrico(***) 85,0
Aire (Estequiométrico) 5 GasesTotal Total
HIDROTRAMIENTO DEDIESEL
Sulfuric Acid Plant Charge ProductsStreams components bbl/día Streams Bbl/díaDIESEL ACIDO (5000
ppm) 41000 SWEET DIESEL (50ppm) 40428
HIDROGENO (MMSCF) 37,0 OFF GASES(MMSCF) 6.8
Total Total
STEAM REFORMINGSulfuric Acid Plant Charge Products
Streams components 106 ft3/día Streams 106 ft3/díaGAS NATURAL 8,6 HIDROGENO 37,0
STEAM 18,9 CO2 9,5Total Total
GAS NATURAL 8.4 MMSCFDACIDO
SULFURICO 0,98 85 TM/d
162
ANEXO B:
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOLAYOUT DE PLANTA
PLANO DE INGENIERIA P&IDPI&D
LÍMITE DE BATERIAS
DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO
LAYOUT DE LOS 3 PROCESOS EN LA REFINERÍA LA PAMPILLA
ANEXO C: EQUIPOSENFRIADORES
COLUMNAS
TraysDescription Diameter
(Inches)Diameter(Inches)
Height(FT. - IN.)
DesignPress.(PSIG)
DesignTemp (F)
ShellMaterial No. Type Spacing Material Weight
(LBS)Glycol Still 18 16 40 650 SA-106-B Packing 2.100
SO2Scrubber 42 24 67-11 27 500 316 SS 8 15.500
Item # Description
TotalBareArea(SQ.Ft.)
TotalExtended(SQ. Ft.)
DesignPressure
(PSIG)
DesignTemperature
(F)Tube
Material
E-2460 Glycol Cooler 23 493 150 CS
63-E-21 StripperCondenser 1454 31278 162 600 CS
E-3307 Amine Cooler 2373 50230 150 300 CS
E-3304 StripperCondenser 2660 56310 50 300 CS
E-3302 Gas Cooler 6220 105432 1000 250 CS
FE-102B FractionatorCooler 7307 108233 75 650 CS/A-179
166
COMPRESORES
FILTROS
Item # Description Material Comments
F-7220 Instrument AirDryer Prefilter
Air Prefilter, rated 160 psig @ 300 FCartridge type filter elements, Mfg
Lectrodryer SF-900, data sheet in file
Description HP Driver Manufacturer Model Stages Speed(RPM) SCFM Inlet
Press.OutletPress.
NGL VRUCompressor 10 Motor IR ESH-2 2 450 12,7 14,7 75
Vapor RecoveryCompressors 40 Motor Cooper HOF 2 595 143 14,7 70,7
Vapor Recovery 125 Motor IR 2PHE-2 2 575 14,7 70
Instrument/UtilityAir 250 Motor IR XLE-2HC 2 750 1058 14,7 150
Product Gas 4120 IR CDP-416 4 11300 2540 520 835
167
INTERCAMBIADORES
Shell TubeItem # Description Area Pres.
(PSIG) Temp. (F) Press.(PSIG) Temp. (F)
ShellMaterial
TubeMaterial Type
E-1215 A GlycolRich/Lean 90 100 500 100 500 CS CS DBL Pipe
E-1215 B GlycolRich/Lean 90 100 500 100 500 CS CS DBL Pipe
63E-51 Wash WaterCooler 328 190 380 146 250 CS CS AES
E-1260 GlycolRegenerator 338 75 650 125 350 SA-516-
70 304L BKU
50-X-106 FeedVaporizer 402 266 500 26 500 CS CS AEU
63E-22 TrimCondenser 442 162 523 150 250 CS CS AES
50-X-102 Feed Heater 1150 250 500 200 500 CS CS AEU
301137 TrimCondenser 1429 100 650 75 150 SA-53-B SA-214 AEU
600710 BFWExchanger 1487 150 500 150 500 CS CS AFS
50-X-101 FeedEffluent 1597 167 500 167 500 SA516-
70 CS AHU
63E-11AStripper
FeedExchanger
3158 1656 600 2125 700 SA-387GR11
SA-68 TP405 DEU
63E-11BStripper
FeedExchanger
3158 1656 600 2125 700 SA-287GR11
SA-68 TP405 DEU
168
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Item # Description Capacity(BBLS)
Capacity(GAL.) Diameter (ft.-in.) Height (ft.-in.) Comments
T-10Backwash
SupplyTank
500 21000 16 - 0 16 - 0
500 BBLBackwash
Supply Tank,16'-0" x 16'-0" HT, ATM
T-9Backwash
SupplyTank
500 21000 16 - 0 16 - 0
500 BBLBackwash
Supply Tank,16'-0" x 16'-0" HT, ATM
V-320 StorageTank 800 34000 18 - 0 18 - 0
1968Pittsburgh-Des MoinesSteel Co.,API 650
V-322 StorageTank 800 34000 18 - 0 18 - 0
1968Pittsburgh-Des MoinesSteel Co.,API 650
T-4 Oily WaterTank 5000 210000 38 - 8 24 - 0
5,000 BBLOil Water
Tank 38'-8" 0x 24-0 H
ANEXO D: DATOS TECNICOS DEL DIESEL DE REFINERIA LA PAMPILLA
170
171