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EIA Proyecto de Regasificación de GNL, Puerto Cuatreros, Provincia de Buenos Aires.

CAPÍTULO 2 – DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

EIA GNL CUATREROS - Cap 02 Descripción de Proyecto - Rev2

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ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL PROYECTO DE REGASIFICACIÓN DE GNL,

PUERTO CUATREROS, PROVINCIA DE BUENOS AIRES.


INDICE

1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO 3

2. ÁREA DE INFLUENCIA 5

3. COMPONENTE 1: CONSTRUCCIÓN DEL MUELLE E INSTALACIONES COMPLEMENTARIAS 8

3.1 CONSTRUCCIÓN DE LA TERMINAL PORTUARIA 8

3.1.1 Muelle 8

3.1.2 Brazo de Descarga de GN 10

3.1.3 Brazos de carga/descarga de GNL 11

3.1.4 Obras Complementarias 11

3.1.5 Ruido 12

4. COMPONENTE 2: CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DEL GASODUCTO 13

4.1 CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO 13

4.1.1 Descripción General 13

4.1.2 Definición del Área de Influencia 18

4.1.3 Clase de Trazado 21

4.1.4 Tendido de la Cañería 22

4.1.5 Aspectos Técnicos del Tendido 23

4.2 MANTENIMIENTO DE GASODUCTO 30




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5. COMPONENTE 3: ACTIVIDAD DE LOS BUQUES, REGASIFICACIÓN DEL GNL E INYECCIÓN DE GAS NATURAL 31

5.1 BUQUE REGASIFICADOR 31

5.2 BUQUES METANEROS 34

5.3 MANIOBRAS 35

5.4 INSUMOS, CONSUMOS Y SERVICIOS 37

5.4.1 Agua 37

5.4.2 Electricidad 37

5.4.3 Combustibles 37

5.4.4 Lubricantes 37

5.5 EFLUENTES LÍQUIDOS, EMISIONES Y RESIDUOS SÓLIDOS 38

5.5.1 Efluentes Líquidos 38

5.5.2 Residuos Asimilables a Domiciliarios 38

5.5.3 Residuos Especiales 40

5.5.4 Emisiones Gaseosas 43

5.5.5 Ruido 48




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Este capítulo describe los aspectos claves del proyecto, tanto para la etapa de construcción como de operación. Además, factores tales como la descripción del área de influencia son analizados. En resumen, el propósito principal del presente capítulo es proveer la información suficiente sobre el proyecto que luego sirva de insumo para la evaluación ambiental que se llevará a cabo en las secciones subsiguientes (Capítulos 5, 6 y 7). 1. CARACTERISTICAS GENERALES DEL PROYECTO

Como se mencionó previamente en el Capítulo 1, el eje central del proyecto se basa en la regasificación de GNL (Gas Natural Líquido), para lo cual el mismo será transportado mediante buques metaneros desde los países productores hasta el partido de Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, remontando el estuario de Bahía Blanca. Desde este punto de conexión con tierra, el gas natural, ya en estado gaseoso, será transportado mediante un gasoducto hasta el punto de interconexión con la red troncal de gasoductos nacionales en las inmediaciones de localidad de Cerri, partido de Bahía Blanca, en donde será inyectado a la misma (Figura 1).

Figura 1. Descripción general de la operación del proyecto.

De este modo, el proyecto involucra la realización de las obras de infraestructura necesarias para la recepción de las embarcaciones (tanto del buque regasificador como de los metaneros) y para el transporte del GN gaseoso. Así, se llevará a cabo la construcción del muelle. Resulta importante mencionar que para la materialización de este muelle y para permitir el acceso de los buques al mismo, las profundidades existentes en la actualidad en la zona no son las suficientes.




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Al respecto, el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca es el responsable de garantizar determinadas profundidades a las embarcaciones que hacen uso de las instalaciones portuarias. El mismo se encuentra en la actualidad realizando los estudios pertinentes para llevar adelante la extensión del canal de acceso hasta la zona al este de Puerto Cuatreros. De este modo se pone de manifiesto que la factibilidad del proyecto de Regasificación en Puerto Cuatreros se encuentra asociada a la realización de estas obras. En relación a las obras en tierra, el proyecto contemplará la construcción del gasoducto para el trasporte del gas. Así, el proyecto puede ser estructura en los siguientes componentes principales: Componente 1 – Construcción del Muelle de Atraque e Instalaciones de Descarga. Tal como se mencionó anteriormente, para poder llevar adelante el proceso de regasificación se llevará adelante la construcción de un muelle. Esta componente comprende también la construcción de instalaciones de descarga. Adicionalmente a las estructuras de descarga está prevista la construcción de instalaciones de recarga del Buque Regasificador a partir de un Buque Nodriza. Estas instalaciones se dispondrán sobre el jetty del muelle. Componente 2 - Construcción y Operación del Gasoducto. Se llevará adelante el tendido de un gasoducto de 30” de diámetro, de alta presión, vinculando el brazo de descarga de GN con la Planta Procesadora de General Cerri. Componente 3 – Operatoria de los buques. Tal como se mencionó previamente, contenido dentro de esta componente, se encuentra la operatoria de los buques durante la vida útil del proyecto. Resulta importante mencionar que el buque regasificador empleado durante el desarrollo del proyecto para la vaporización del GNL puede ser reemplazado a lo largo de tiempo por otras embarcaciones de similares características y funciones, de igual modo que ocurrió en el proyecto de regasificación desarrollado en la terminal de MEGA, a pocos kilómetros de la zona del proyecto (Ver Punto 2 del Capítulo 1).




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2. ÁREA DE INFLUENCIA

Una de las etapas fundamentales de cualquier estudio en general y de los estudios ambientales en particular, es la definición del área sobre la cual será realizado el análisis. Para poder desarrollar satisfactoriamente este designio es elemental definir correctamente la escala a la cual se pretende desarrollar el diagnóstico. En este sentido, Turner et al (2001) ha definido el significado de escala especial para estudios ecológicos, concepto que, no obstante, puede ser tomado como base y reformulado para ser aplicado a la delimitación de las escalas de análisis en cualquier estudio que involucre diversos componentes del ambiente. Así, el concepto de escala espacial puede ser definido como la dimensión física de un objeto o proceso en el espacio. De este modo, la delimitación del área de influencia (o escala de análisis) queda supeditada al espacio físico afectado por las diferentes acciones del proyecto. Así, el área de influencia directa (AID) del proyecto constituye un sector que abarca tanto una porción terrestre como acuática del territorio. En estas zonas es donde potencialmente se manifestarán los impactos ambientales directos, es decir aquellos que ocurren como consecuencia directa de las acciones desarrolladas en el proyecto en el mismo sitio en el que se produjo dicha acción. En general estos impactos se producen de manera simultánea a la acción que provocó el impacto. Particularmente, el AID del proyecto (Figura 2) ha sido definida por: a) La zona de implantación del muelle, al este de Puerto Cuatreros. b) La traza del gasoducto. Si bien la norma NAG 153 establece el área mínima que debe

considerar el análisis ambiental de una traza (ver Punto 4.1.2), a los fines del presente estudio se consideró una mayor extensión.

c) Las rutas navegadas por las embarcaciones. Dentro del área de influencia directa se consideró el tramo navegado por las embarcaciones en sus tramos finales. No obstante el Área de Influencia Indirecta (ver más adelante), considera la totalidad del canal de acceso al Puerto.

d) Las zonas aledañas a las áreas mencionadas precedentemente, donde los impactos generados en las etapas de construcción y operación son directos y de mayor intensidad.

Resulta importante mencionar que en el caso de la ocurrencia de una contingencia, ya sea durante la etapa de construcción como de operación, el área de influencia directa del proyecto abarcará una zona de mayor superficie, determinada por la extensión espacial afectada como resultado del evento. En este sentido, la discriminación entre afectaciones ordinarias por las acciones normales y las de contingencia, resulta fundamental para definir medidas ambientales adecuadas en cada circunstancia. Por otro lado, el área de influencia indirecta (AII) (Figura 3) se define como el territorio en el cual se manifiestan los impactos ambientales indirectos, es decir aquellos que ocurren como consecuencia de su influencia sobre el medio manifestándose a partir de eventos sinérgicos en el mismo. Por lo general estos efectos se dan en un sitio diferente a donde se produjo la acción generadora del mencionado impacto ambiental. En este caso, si bien el impacto puede registrarse de manera simultánea con relación al momento en que ocurrió la acción que lo provoca, en general el efecto se registra en diferido.




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Figura 2. Área de influencia directa del proyecto.




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Figura 3. Área de influencia indirecta del proyecto




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3. COMPONENTE 1: CONSTRUCCIÓN DEL MUELLE E INSTALACIONES COMPLEMENTARIAS

3.1 CONSTRUCCIÓN DE LA TERMINAL PORTUARIA

3.1.1 Muelle

Como se mencionó previamente, el proyecto se implantará en la zona interior del estuario de Bahía Blanca, sobre la margen norte del mismo al este de Puerto Cuatreros.

Figura 4. Sector implantación del muelle.

Las estructuras que compondrán el muelle, han sido determinadas considerando la operación de un buque regasificador y de buques tipo tanque, denominados comúnmente metaneros (Ver Punto 5.1 y Punto 5.2). Resulta importante mencionar que los buques regasificadores son también buques metaneros, pero que incorporan a bordo equipamiento para la vaporización de Gas Natural Líquido y el reparto de Gas Natural a alta presión. Este tipo de buques, ha evolucionado a través de los años, debido al constante cambio en la demanda de energía, que ha derivado en la necesidad de transportar grandes cantidades de GNL. Para la flota especifica de buques que transportan GNL, dicha evolución ha llevado a construir buques de gran tamaño y porte. En los últimos años se han desarrollado un nuevo tipo de embarcaciones denominados Qmax, los cuales presentan esloras superiores a los 300 m.




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En relación al proyecto los buques que forman parte del mismo son un buque regasificador, el cual podrá ser reemplazado por otro similar durante la operación y que permanecerá amarrado en el muelle de manera permanente y buques metaneros. De este modo, el muelle ha sido diseñado para posibilitar la operación del buque regasificador, considerando que periódicamente (cada 7 a 10 días) arribarán buques metaneros. Más aún, para asegurar que las operaciones se realizarán de manera segura se llevaron a cabo modelaciones computacionales, la cuales permitieron definir los posibles desplazamientos del buque en condiciones desfavorables de vientos, mareas, etc., por la empresa SIPORT XXI. En base a los resultados de las simulaciones se determinó el diseño final del muelle. El muelle será de doble atraque, estando por tanto los buques en paralelo. De este modo, los barcos se dispondrán en paralelo separados por una plataforma a dimensionar en el desarrollo de la ingeniería pero que como mínimo tendrá 35m (por lo que se estima que la estructura del muelle junto con las dos embarcaciones ocupará un espacio de 150 metros aproximadamente desde la costa). En este tipo de estructuras el buque regasificador está amarrado al muelle e inyecta, a través de un brazo de descarga, el gas vaporizado al gasoducto. Los metaneros proveen de GNL al regasificador mediante estructuras convencionales de descarga utilizando un sistema de transferencia criogénica a lo ancho del muelle. De esta manera, las estructuras que compondrán el muelle son:

4 torres de atraque (dolfins) con su sistema de defensa principal por buque amarrado (8 torres en total).

Una plataforma operativa, donde se dispone el sistema para descarga del buque (brazo de descarga).

4 torres de amarre que poseen el sistema principal de amarre, que para este tipo de buques suele ser de soltado rápido por el tipo de carga que se maneja. Estas serán compartidas con sistema de doble uñas para los cabos.

Las estructuras que compondrán el frente de atraque (torres de amarre, dolfins y plataforma), estarán vinculadas mediante pasarelas metálicas.




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3.1.2 Brazo de Descarga de GN

De igual modo que en los Puertos de Regasificación de Bahía Blanca (Argentina), Escobar (Argentina) y Teesside (Reino Unido), la descarga de Gas Natural en puerto se realizará a través de un brazo de descarga montado sobre el muelle, el cual deberá ser montado durante la etapa de construcción. La Figura 5 muestra una fotografía de la instalación en Bahía Blanca, Argentina. La función del brazo de descarga en el muelle es la conducción del gas desde el buque a tierra, dicho brazo acompaña los movimientos del barco por mareas, corrientes y vientos.

Figura 5. Brazo de descarga en las instalaciones de Bahía Blanca.




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3.1.3 Brazos de carga/descarga de GNL

Los buques metaneros proveerán de GNL al regasificador mediante un sistema de transferencia criogénica, el cual contempla la instalación de entre 6 y 8 brazos de carga y descarga electro-hidráulicos e instalaciones fijas en el jetty. Es importante mencionar que en este caso, en lugar de acoplar mediante flexibles en una operación ship to ship, el metanero será conectado a través de su manifold a los brazos para descarga de GNL, mediante los cuales el gas en estado líquido será enviado a través del muelle hacia el buque regasificador, que lo recibirá mediante los brazos de carga correspondientes.

3.1.4 Obras Complementarias

Además del muelle en sí mismo, la obra contempla la construcción de las siguientes obras complementarias en las inmediaciones del mismo.

Sala de Control. Se construirá una Sala de Control con todos los servicios necesarios.

Antenas. Se instalarán dos torres de antenas, una dentro de la terminal portuaria y otra fuera de ella, en la localidad de Gral. Cerri, en las inmediaciones de la EMyR. Al respecto resulta importante mencionar que tanto en el ámbito nacional como en el provincial, deberá cumplirse con los requisitos que exigen la CNC y el OPDS (dependiendo de la frecuencia a la que opere la antena). Respecto de la Jurisdicción municipal, la zona en donde se instalará la antena deberá cumplir con la zonificación de usos del ejido.

Sala de Personal de Muelle/Prefectura. Esta sala estará ubicada lo más próximo al muelle posible cumpliendo los requerimientos de seguridad.

Portería. Se construirá una portería de ingreso al muelle.

Sistema de detección de fuego y gas. Similar al instalado en Escobar.

Sistema Contra Incendio. Se construirá un sistema contra incendio para las instalaciones con capacidad suficiente para el proyecto.

Sistema de Drenajes. Se prevé realizar un sistema de drenajes pluviales.

Sistema Eléctrico. El suministro se proveerá mediante motogeneradores instalados en el muelle. Dentro del alcance se contemplan todas las instalaciones eléctricas de todas las edificaciones / instalaciones (sala de control, muelle, etc.). Incluyendo entre otros la iluminación perimetral y calles, iluminación muelle (normal, de emergencia) y balizamiento; tableros de distribución, seccionales, distribución, tomas, etc.; canalizaciones de potencia y control; puestas a tierra, telefonía y red, etc.

Caminos. Se realizarán mejoras en caminos existentes y en caso necesario se realizarán caminos nuevos para comunicarlos anteriormente mencionados con el muelle.




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3.1.5 Ruido

En Escobar se llevaron a cabo mediciones de ruido molesto al vecindario durante las obras de construcción, en todos los períodos considerados por la Norma IRAM 4062/2001 (Diurno, Descanso y Nocturno), habiendo sido establecido como no molesto para la zona.

Figura 6. Mediciones de ruido en inmediaciones del buque regasificador en Escobar. Abril 2011

Puntos de Medición

Diurno Descanso Nocturno Lugar de Medición

Punto 1 50 dBA 47 dBA 43 dBA Límite Este del predio de YPF, camino lidero

hacia el río, a 900 metros del buque.

Punto 2 49 dBA 48 dBA 43 dBA Lateral del predio margen Este a 900 metros

de la costa del río.

Punto 3 51 dBA 49 dBA 44 dBA Camino lindero Oeste del predio a 600

metros del río.

Punto 4 44 dBA 39 dBA 36 dBA Al límite de la Reserva Provincial Río Luján




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4. COMPONENTE 2: CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DEL GASODUCTO

4.1 CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO

4.1.1 Descripción General

El objetivo final del proyecto es la inyección de gas natural vaporizado a la red de transporte de alta presión, para lo cual será necesario el tendido de un gasoducto que conecte el brazo de descarga con la mencionada red (Figura 7).

Figura 7. Sistema de transporte de gas natural por gasoductos de alta presión. Fuente: Elaboración propia en base a PROSIGA.

El sistema de transmisión y distribución de gas en la República Argentina se encuentra bajo la responsabilidad de dos compañías de transporte y nueve de distribución. En este sentido, el transporte de gas en el mencionado país está a cargo de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN) y de Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), empresas dedicadas al transporte de gas natural por gasoductos de alta presión. Particularmente, el área de estudio se encuentra dentro de la zona de influencia de TGS. El sistema de transporte de gas natural de esta empresa está compuesto por tres gasoductos troncales, de 8.627 km de extensión en total. Los mismos conectan las cuencas de gas Neuquina, San Jorge y Austral con los puntos de consumo del sur argentino, incluidos Capital Federal y el Gran Buenos Aires. En las inmediaciones de la localidad de General Cerri, TGS cuenta con una Planta de Procesamiento de Gas Natural. La misma puede procesar los gases provenientes de las cuencas Neuquina (Gasoductos Neuba I y II), Golfo de San Jorge y Austral (Gasoducto San Martín). Mediante tres trenes criogénicos y dos de absorción, la Planta General Cerri separa CO2, etano, propano, butano y gasolina natural. Estos productos son almacenados en Puerto Galván y comercializados en el mercado local y de exportación. El despacho de productos para el mercado local se realiza a través de poliductos y camiones, mientras que para el mercado de exportación, el despacho es realizado por buques tanque.




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De este modo, una vez regasificado el gas será transportado por un gasoducto hasta las inmediaciones de Planta de Procesamiento de TGS General Cerri, en donde conectará a la red de gasoductos de la zona (NEUBA II) (Figura 8).

Figura 8. Traza de Gasoducto.

Así, la traza seleccionada1 presenta una longitud máxima de 16,5 km. Esta vinculará el pie del brazo de descarga con el punto de interconexión al ducto NEUBA II. El gasoducto tendrá un diámetro de 30´´. Resulta importante mencionar que un sector de la traza se extenderá por zona de marisma (terrenos diariamente inundados con la marea) y otro por tierra seca, lo que plantea en principio dos metodologías constructivas distintas. Tal como se puede observar en la Figura 8, al momento de realizar el presente EIA se cuenta con una traza principal de 16,5 km de longitud, la cual no obstante, cuanta con 3 variantes en diferentes tramos, cuyo objetivo es ajustar la traza para afectar la menor superficie posible y reducir las interferencias (por ejemplo cruce de cortinas forestales). Los flujos de entrada serán variables a lo largo de la jornada y de día a día, según lo establecido por el Despacho (demanda) y la operativa de la propia TGS.

1 Como parte del estudio de prefactibilidad ambiental (Estudio Ambiental Previo (Etapa de Prefactibilidad)

Proyecto de Regasificación de GNL, Puerto Cuatreros, Provincia De Buenos Aires) se analizaron dos alternativas de traza, una norte y otra sur, siendo finalmente seleccionada la traza sur.




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El diseño del gasoducto considera la instalación de trampas scraper. Una trampa scraper es un dispositivo que recorre el interior de las tuberías mediante un lanzador a presión y cuenta con una trampa de recepción que consiste en un ramal paralelo que sirve para colectar los residuos limpiados por el raspador. Este sistema se utilizará para la limpieza interna o inspección inteligente del ducto. A lo largo de toda la extensión la traza del gasoducto interceptará una serie de cursos de agua, infraestructura y vías de comunicación, los cuales se detallan en la Figura 9. Para el cruce de estos cursos de agua y de las principales vías de comunicación, se utilizará (en los casos que sea técnicamente factible) la técnica de tunelaje o de perforación dirigida.

Figura 9. Cursos de agua y vías de comunicación de mayor relevancia interceptadas por el gasoducto.

Como se mencionó previamente, el punto de conexión del gasoducto se realizará en las inmediaciones de la Planta de TGS General Cerri (Figura 10). En este punto el gas vaporizado y transportado por el nuevo ducto será inyectado a la red de transporte nacional (NEUBA II). Por esta razón en este punto se llevará a cabo la regulación de la presión y la medición del gas emitido (medición fiscal).




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Figura 10. Planta de TGS General Cerri.

En relación a la odorización, según la NAG 100 el gas combustible debe contener un odorante natural o ser odorizado para que el mismo sea rápidamente detectable por una persona con olfato normal en una línea de distribución y/o en una línea de transmisión de clase de trazado 3 ó 4 (salvo ciertas excepciones establecidas en la norma). En este sentido, dado que el proyecto contempla el transporte de gas por un ducto clase 1 (ver Punto 4.1.3), el cual posteriormente será inyectado a la red de transporte nacional, no forma parte del mismo el proceso de odorización del gas. A lo largo de la traza propuesta, el gasoducto atravesará una serie de ambientes. El primer tramo del gasoducto se extenderá a través de la zona de marisma, sector que, diariamente se cubre y se descubre de agua, formando parte del estuario de Bahía Blanca. No obstante, a medida que el ducto avance hacia el sitio de conexión entrará en la zona de mayor elevación, la cual no se encuentra expuesta a este fenómeno.




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Mientras que el ambiente de marisma se caracteriza por la escasa o nula vegetación y la presencia de cangrejales, las zonas elevadas exhiben una mayor cobertura vegetal de especies adaptadas a suelos salobres, pero que rara vez sufren inundaciones provenientes del estuario. Además, es en estos sectores más elevados en donde se localiza la localidad de Cerri, observándose por tanto un paisaje modificado. Además sobre estas zonas también se observan predios destinados a la explotación agropecuaria.

Figura 11. Cangrejal.

Figura 12. Vegetación en zonas elevadas.




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4.1.2 Definición del Área de Influencia

Si bien para el proyecto en general se ha definido un área de influencia, la Norma NAG 153 estable la forma en que se deben calcular y describir las Áreas de Influencia Directa (AID) e Indirecta (AII) para el tendido de un gasoducto. Según la mencionada norma, el AID queda definida por un área cuya longitud es igual a la de la cañería proyectada, mientras que su ancho será igual al máximo permitido de la picada o pista, el cual se define según la Tabla 1, multiplicado por un factor de corrección "C".

Tabla 1. Anchos máximos permitidos de zonas de trabajo. Fuente: NAG 153. Cuando por razones técnicas o ambientales, resultara imposible atenerse a los anchos indicados, como excepción podrán ser superados,

únicamente en la longitud necesaria para salvar tales singularidades.

Diámetro de la cañería a

instalar (en pulgadas)

Ancho (en metros)

Área de desechos Zanja Área de trabajo Máximo ancho

permitido

ø < 6” 2 0,50 7 9,50

6” < ø < 14” 2,10 0,70 8,20 11

14” < ø < 22” 2,80 0,90 9,30 13

22 < ø <30” 3,40 1,10 10,50 15

> 30" 3,60 1,40 11 16

De esta forma el AID queda definida como:

AID = L x A x C Siendo: L: la longitud del gasoducto o ramal proyectado, en km. A: el ancho máximo permitido de la picada establecido en la Tabla 1, en m. C: un factor de corrección para estimar el ancho del área donde es posible la ocurrencia de impactos directos, cuyo valor será 6. En la Tabla 2 se presentan a modo de ejemplo una serie áreas de influencia directa para diferentes diámetros de cañería.

Tabla 2. Cálculo de áreas de influencia directa para distintos diámetros de cañerías. Fuente: NAG 153

Diámetro de la cañería en pulgadas

Ancho máximo permitido de picada

en metros (A)

Largo en km (L)

C (mínimo) A x C AID mínima en

hectáreas

ø < 6” 9,50 20 6 57 108

6” < ø < 14” 11 20 6 66 132

14” < ø < 22” 13 20 6 78 156

22” < ø < 30” 15 16,5 6 90 148,5

> 30” 16 20 6 96 192




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Para los casos de instalaciones y construcciones complementarias permanentes, el AID quedará definida por un círculo cuyo radio deberá ser igual o mayor a 6 veces el radio del circulo que circunscriba la instalación, tomado desde el centro geométrico de ésta. Considerando que el radio de la zona de instalación de la EMyR será de 112 metros, el AID tendrá una superficie de 141 ha.




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Figura 13. Área de influencia del gasoducto y EMyR según norma NAG 153.




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4.1.3 Clase de Trazado

Las Normas Argentinas Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y otros Gases por Cañerías (NAG-100), establecen los aspectos técnicos del tendido de gasoductos que deben ser tenidos en cuenta a la hora de su construcción. En relación a la preservación del medio ambiente esta norma estipula que para todo proyecto, construcción, operación y mantenimiento de transporte de gas natural e instalaciones complementarías, como es el caso bajo estudio, se tendrán en cuenta las políticas y normativas vigentes, nacionales, provinciales o municipales sobre contaminación ambiental y uso racional de los recursos hídricos. Todos los parámetros establecidos en estas normas se encuentran referidos a la clase de trazado, la cual se define como una superficie que se extiende 200 metros a cada lado del eje longitudinal de un tramo continuo de gasoducto de 1600 metros. Salvo consideraciones específicas, las cuales son detalladas claramente por la norma, la clase de trazado queda determinada por la cantidad de edificios dentro de la unidad. Estas clases son:

Clase 1 de trazado corresponde a la unidad de clase de trazado que contiene 10 o menos unidades de vivienda destinadas a ocupación humana.

Clase 2 de trazado corresponde a la unidad de clase de trazado que tiene más de 10, pero menos de 46 unidades de vivienda destinadas a ocupación humana.

Clase 3 de trazado corresponde a 1) Cualquier unidad de clase de trazado que contiene 46 o más unidades de vivienda destinadas a ocupación humana, o 2) una zona donde la cañería está colocada dentro de los 100 metros de cualquiera de los siguientes casos: i) un edificio que es ocupado por 20 o más personas durante el uso Normal; ii) una pequeña área abierta, bien definida que es ocupada por 20 o más personas durante el uso normal, tales como un campo de deportes o juegos, zona de recreación, teatros al aire libre u otro lugar de reunión pública.

Clase 4 de trazado corresponde a la unidad de clase de trazado donde predominen edificios con cuatro o más pisos sobre el nivel de terreno.

En base al análisis de la traza junto con un área buffer de 400 metros de ancho (200 metros a cada lado de las mismas), se pone de manifiesto que la misma puede ser clasificada como clase 1.




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4.1.4 Tendido de la Cañería

A continuación se presentan los datos generales que deben ser tenidos en cuenta para la instalación de la cañería de 30” de diámetro. Es importante mencionar que parte de la traza se extenderá por zonas de marismas, en las cuales es posible que se requiera utilizar una metodología de tendido específica para este tipo de ambientes. Preparación de la pista. Previo a la apertura de la trinchera se llevarán a cabo las tareas de acondicionamiento de la pista. En este sentido, además de la zanja a uno y otro lado de la misma se dispondrán el área de trabajo y el área de desechos. En el área de trabajo será la franja de la pista por donde se moverán las maquinarias necesarias para la apertura y el cierre de la zanja y el tendido de la cañería. El área de desechos será el sector en donde se vuelquen los materiales extraídos de la zanja. Los anchos máximos en función del diámetro de la cañería serán para el área de trabajo de 10,50 m y para el área de desechos de 3,4 m (Tabla 1). Es importante mencionar que cuando por razones técnicas o ambientales, debidamente justificadas por escrito, en sitios con singularidades particulares, resultara imposible atenerse a los anchos indicados, como excepción podrán ser superados, únicamente en la longitud necesaria para salvar tales singularidades. Trabajos de excavación. La trinchera será cavada previamente a los trabajos de instalación de la cañería respetando las especificaciones estipuladas por las Normas NAG. El ancho máximo permitido para la apertura de pista será de 1,1 m, por lo que el área total máxima afectada por las tareas será de 15 metros. Tendido convencional en tierra. Luego de realizada la excavación se llevará adelante el tendido del gasoducto respetando las especificaciones estipuladas por las Normas NAG. Tal como se mencionó anteriormente, parte de la traza se extenderá por zonas de marismas, en las cuales es posible que se deban utilizar metodologías de tendido específicas para este tipo de ambientes. Tests Hidrostáticos. La cañería será limpiada y se le pasarán calibres de acuerdo a las especificaciones. El conducto se llenará con agua. El conducto será posteriormente tapado y presurizado hasta alcanzar la presión de prueba requerida por el test. Una vez que el test se haya realizado satisfactoriamente, el agua será desplazada y la cañería es secada. Considerando la longitud (16,5) y el diámetro de la cañería (30´), el volumen de agua empleado en la prueba hidráulica será de aproximadamente 7.525 m3. La Norma NAG 124 (Procedimiento General para Pruebas de Resistencia y Hermeticidad de Gasoductos) establece que en caso que el medio presurizante sea agua, previo al ensayo deberán determinarse las fuentes y lugares para disponibilidad de la misma, como así también verificarse las reglamentaciones locales en vigencia, para asegurar que no se produzcan complicaciones en relación al uso de los volúmenes de agua a utilizar.




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Por otro lado, y a efectos de determinar la calidad del agua que será utilizada, se debe efectuar un análisis en el cual se verifiquen las condiciones del agua, las cuales se presentan a continuación:

pH: 6 a 9;

Cloruros máximo.: 200 p.p.m.,

Sulfatos máximos: 250 p.p.m.

Sólidos en suspensión máx.: 5O p.p.m.

La prueba hidráulica se puede realizar en toda la tubería o la misma se puede dividir en tramos. Esto se determina de acuerdo a la cantidad de agua disponible y a la topografía del terreno. Tapada de la cañería. Luego de realizadas todas las pruebas se procederá a cubrir la cañería respetando las especificaciones estipuladas por las Normas NAG.

4.1.5 Aspectos Técnicos del Tendido

Según la norma NAG-100 los materiales de los caños y componentes utilizados deben ser capaces de mantener la integridad estructural de la red o el gasoducto bajo temperaturas y otras condiciones ambientales que puedan ser previstas, deben ser compatibles químicamente con cualquier gas que transporten y con cualquier otro material de la red o el gasoducto con el cual tengan contacto y deben estar calificados de acuerdo con los requisitos aplicables. En relación a los requisitos mínimos para el diseño de cañerías establecidos por la norma, a continuación se presenta un resumen de las características más importantes que deberán ser tenidas en cuenta para el diseño del gasoducto, el cual será realizado de manera acorde a lo establecido en la presente norma. El caño utilizado debe presentar suficiente espesor de pared, o debe ser instalado con protección adecuada, para soportar previsibles cargas y presiones externas que puedan serle impuestas después de instalado. En la Tabla 3 se presentan los espesores nominales mínimos recomendados de pares para un caño de 30´´ de diámetro.

Tabla 3. Espesores nominales mínimos recomendados de pares para un caño de 30´´ de diámetros (en mm)

Diámetro Nominal

(Pulgadas)

Diámetro Exterior

(Pulgadas)

Caño Extremo Plano Caño Roscado todas las

clases

Plantas Compresoras

Traza Clase 1

Traza Clase 2

Traza Clase 3

Traza Clase 4

30 30 4,1656 6,35 6,35 7,1374 - 7,1374**

** Extremo plano solamente

Al utilizarse caños de acero, el mismo debe haber sido fabricado de acuerdo con las especificaciones aceptadas y los requerimientos establecidos por la norma (Sección II o III del Apéndice B). Para la determinación de la presión de diseño para caños de acero la norma define la siguiente fórmula:

P = (2 S x t) x F x E x T D




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Donde,

P = Presión de diseño en megapascal

S = Tensión de fluencia en megapascal

D = Diámetro nominal exterior de la cañería en milímetros.

t = Espesor nominal de pared de la cañería en milímetros. El espesor adicional de pared requerido por cargas concurrentes externas puede no ser incluido en el cálculo de la presión de diseño.

F = Factor de diseño

E = Factor de junta longitudinal

T = Factor de temperatura Para caños fabricados de acuerdo con una de las especificaciones establecidas por la norma (incluidas en la Sección I del Apéndice B), la tensión de fluencia es la establecida en la especificación acordada. En los casos en que este valor no es conocido, la tensión será la definida de acuerdo a la Sección 107 de la Norma. Si el espesor nominal de la pared del caño de acero no es conocido, el mismo se determinará por medición de espesores de cada tira de caño en los cuatro cuadrantes de un extremo. Sin embargo, si hay más de 10 tiras de caño, y éstos son de grado, tamaño y espesor uniformes, se medirá solamente el 10% de las tiras, pero nunca menos de 10. En líneas generales factor de diseño (F) se determinará de acuerdo al tipo de clase de traza a la que pertenece el ducto (Tabla 4).

Tabla 4. Factor de Diseño

Clase de Trazado Factor Diseño (F)

1 0,72

2 0,60

3 0,50

4 0,40

Existen ciertos casos particulares en los cuales el factor puede variar. En este sentido, se deberá utilizar un factor de diseño de 0,60 o menor para caños de acero en Clase 1 de trazado que:

1) cruce sin camisa la servidumbre de un camino público sin mejoras; 2) cruce sin camisa o corra paralelo en la servidumbre de cualquier camino de superficie

dura, ruta, calle pública o ferrocarril; 3) esté soportado por un puente para vehículos, peatonal, ferroviario o para cañería; o 4) sea usado en fabricación de conjuntos (incluyéndose separadores, conjunto para

válvulas de líneas principales, conexiones en cruces y colectores de cruces de ríos), o usado dentro de los 5 diámetros de cañería, en cualquier dirección desde el último accesorio de un conjunto fabricado, que no sea una pieza de transición o un codo usado en lugar de una curva que no está asociado con un conjunto fabricado.




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Para Clases 1 ó 2 de trazado, se deberá considerar un factor de diseño de 0,50 o menor para:

1) Caños de acero en plantas compresoras, trampas de "scraper", plantas de regulación o de medición, hasta un radio de 200 m desde la instalación de superficie de importancia más cercana al gasoducto, en plantas compresoras; y hasta el cerco de alambrado industrial olímpico en las trampas de "scraper", plantas de regulación y de medición, instaladas aisladamente en la línea.

2) Caño de acero, incluyendo la acometida, en una plataforma costa afuera, o en aguas navegables interiores.

El Factor de Diseño (F) para invasiones paralelas de gasoductos y cañerías principales en caminos y ferrocarriles y para gasoductos y cañerías principales que cruzan caminos y ferrocarriles se presenta en la Tabla 5.

Tabla 5. Factor de Diseño (F) para invasiones paralelas de gasoductos y cañerías principales en caminos y ferrocarriles.

Tipo de Vía de Comunicación

Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4

Caminos privados. 0,72 0,60 0,50 0,40

Caminos públicos no mejorados.

0,72 0,60 0,50 0,40

Caminos de superficie dura,

autopistas o caminos públicos y

ferrocarriles.

0,60 0,60 0,50 0,40

Tabla 6. Factor de Diseño (F) para gasoductos y cañerías principales que cruzan caminos y ferrocarriles

Tipo de Vía de Comunicación

Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4

Caminos privados. 0,72 0,60 0,50 0,40

Caminos públicos no mejorados.

0,72 c/camisa 0,60 s/camisa

0,60 0,50 0,40

Caminos de superficie dura,

autopistas o caminos públicos y

ferrocarriles.



0,50 0,40

La siguiente tabla es un resumen de lo expuesto anteriormente y sirve como guía para las aplicaciones del factor de diseño (F) para caño de acero.




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Tabla 7. Guía para las aplicaciones del factor de diseño (F). En negrita se encuentra indicada la situación que se registra en algún tramo de la traza.

0,72 0,60 0,50 0,40

Servidumbres privadas en clase 1 de trazado



En todas las clases 4 de trazado

Invasiones parciales sobre: (i) Caminos

privados en clase 1 de trazado. (ii) Caminos no

mejorados en clase 1 de trazado.

Invasiones paralelas sobre: (i) Caminos

privados en clase 2 de trazado. (ii) Caminos

públicos no mejorados en clase 2 de trazado.

(iii) Caminos de superficie dura,

autopistas o calles públicas y ferrocarriles

en clases 1 y 2.

Invasiones paralelas sobre: (i) Caminos privados en clase 3 de trazado. (ii) Caminos públicos no

mejorados en clase 3 de trazado. (iii) Caminos de

superficie dura, autopistas o calles públicas y ferrocarriles

en clase 3.

Cruces sin camisa de caminos privados en clase 1 de trazado.

Cruces sin camisa de: (i) Caminos privados en clase 2 de trazado. (ii) Caminos públicos no

mejorados en clases 1 y 2 de trazado. (iii)

Caminos de superficie dura, autopistas o calles públicas y ferrocarriles en clase 1 de trazado.

Cruces sin camisa de: (i) Caminos privados en clase 3 de trazado. (ii) Caminos públicos no mejorados en

clase 3 de trazado. (iii) Caminos de superficie

dura, autopistas o calles públicas y ferrocarriles en

clases 2 y 3 de trazado.

Cruces encamisados de caminos públicos no

mejorados, caminos de superficie dura,

autopistas o calles públicas y ferrocarriles en clase 1 de trazado.

Cruces encamisados de caminos de superficie

dura, autopistas o calles públicas y ferrocarriles en clase 2 de trazado.

Cañerías de plantas compresoras, reguladoras y de medición en clase 1, 2

y 3 de trazado.

En puentes en clases 1 y 2 de trazado.

Conjuntos soldados en gasoductos en clase 1 y

2 de trazado.

En plataformas costa afuera o aguas navegables

interiores, incluyendo acometidas, en clases 1, 2

y 3 de trazado.

El Factor de Junta Longitudinal (E) y el Factor de Variación por Temperatura (T) para caños de acero se determinan de acuerdo con las tablas presentes en la Sección 113 y en la Sección 115 de la norma respectivamente. Según la norma todo sistema de distribución de alta presión deberá tener válvulas espaciadas de manera de reducir el tiempo para bloquear una sección de cañería principal en una emergencia. El espaciamiento de las válvulas está determinado por la presión de operación, diámetro de la cañería principal y las condiciones físicas locales.




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En relación a la protección contra accidentes, todo ducto en tierra deberá ser protegido contra erosiones, inundaciones, suelos desmoronables, deslizamientos u otros peligros que podrían causar el movimiento de la cañería o someterla a cargas anormales. Además, deberá ser protegida contra daños accidentales provocados por el tránsito de vehículos u otras causas similares, mediante su colocación a suficiente distancia del tránsito o por la instalación de defensas adecuadas. La norma establece que se tomarán precauciones razonables para proteger a la línea de transporte o de distribución (tales como aumento del espesor de pared, construcción de muros de sostenimiento de tierras, prevención de la erosión, instalación de anclajes e incorporación de flexibilidad). Cuando las líneas de transporte o de distribución cruzan áreas que normalmente se hallan bajo agua (tal es el caso de estudio) o son pasibles de inundación (como lagos, bahías, pantanos y cruces de ríos) se deberá aplicar a la línea un peso o anclaje suficiente para impedir la flotación. En cruces submarinos (que pueden sufrir derrumbes debidos a peligros naturales como modificación del lecho, elevadas velocidades del agua, profundización del canal o modificación de su ubicación en el lecho) se habrá de estudiar el diseño para proteger la línea de transporte o distribución. El cruce se ubicará en el margen y lecho más estable, y la profundidad de la línea, la localización de las curvas instaladas en las márgenes y el espesor de pared del caño se seleccionarán en base a las características del cruce Las normas NAG 100, establecen las franjas de restricción que hay que respetar, tanto para construir como para plantar árboles a cada lado del eje del ducto u otras instalaciones; las distancias a otras cañerías y tendidos, oleoductos, propanoductos, poliductos, líneas de Alta Tensión, cruces de ríos, etc.; teniendo en cuenta aspectos técnicos como el tipo de trazado, diámetro de la cañería, la presión de operación, tipo de instalación; concentración urbana, etc. En este sentido, cada línea de transporte se instalará con, por lo menos, 50 cm de luz respecto de cualquier otra estructura subterránea no asociada con la línea en cuestión. En caso de no poder alcanzar esta luz se deberá proteger a la línea de daños que pudieran derivar de la cercanía de la otra estructura. En la Tabla 8 se pueden observar las franjas de restricción que hay que respetar.




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Tabla 8. Distancia Mínima (m)

Desde Hasta Diámetro ≤ 6 ´´ 8´´ ≤ Diámetro ≤ 12´´ Diámetro ≥ 14´´

1) Ramales de alimentación y líneas de red de distribución de gas natural

Zonas urbanas (trazado clase 3 y 4)

entre 3 y 6 kg/cm2 (2,94 a 5,88 bar) Línea de edificación 3 3 7,5

entre 6 y 15 kg/cm2 (5,88 a 14,71 bar) Línea de edificación 6 7,5 10

entre 15 y 25 kg/cm2 (14,71 a 24,57 bar) Línea de edificación 7,5 10 15**

Zonas suburbanas (trazado clase 2 y 3)

entre 3 y 25 kg/cm2 (2,94 a 24,57 bar) id. Rangos zona urbana Línea de edificación Ídem zona urbana Ídem zona urbana Ídem zona urbana

entre 25 y 40 kg/cm2 (24,57 a 39,22 bar) Línea de edificación 10 15 20 **

2) Gasoducto de Transporte

Presiones de trabajo superiores a 40 kg/cm2 (39,22 bar)

Trazado clase 1 y 2* Línea de edificación y límite zona de

restricción (sin construcciones) 10 / 7,5▪ 15 / 10▪ 30 / 20▪ / 15▪▪

Trazado clase 3* Línea de edificación y límite zona de

restricción (sin construcciones) 10 15 / 10▪▪ 25 / 15▪▪

Trazado clase 1, 2y 3* Límite zona sin árboles 7,5 10 12,5

Cañería paralelar de gasoductos ,

propanoductos, oleoductos, poliductos, etc.*** 10 10 10

Ídem anterior. en cruces de ríos 15 20 30

Planta compresora - 100 100 Válvula de bloqueo, entrada y salida de planta compresora Planta compresora - 150 150

3) Ramales, Líneas principales de red distribución y gasoductos de transporte (cualquier clase de trazado) Líneas A.T. área 5 10 10 Líneas A.T. subterránea (excluido serviductos) 0,5 1 1 Puesta a tierra de líneas A.T. 0,5 c/10 KV (mín. 10 m) 1 c/10 KV (mínimo 10 m) 1 c/10 KV (mínimo 10 m)

*En casos especiales estas distancias podrán reducirse utilizando una tensión circunferencial máxima del 30 % del límite de fluencia previa autorización de servicio Industrial **Seguridad Industrial tomará intervención en estos proyectos. ***'Las distancias podrán reducirse en casos especiales debiendo tomar intervención Seguridad Industrial. ▪El espesor de la cañería se calculará con un factor de diseño F=0,50 en una longitud de 200m aguas arriba y aguas debajo de los edificios extremos del grupo que determine la clase de trazado ▪▪El espesor de la cañería se calculará con un factor de diseño F=0,40 en una longitud de 200m aguas arriba y aguas debajo de los edificios extremos del grupo que determine la clase de trazado




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Los gasoductos enterrados deben ser instalados con una tapada mínima, la cual se presenta en la Tabla 9, Tabla 10 y Tabla 11.

Tabla 9. Tapada Mínima

Ubicación Suelos normales Roca consolidada

Trazado clase 1 0,80 m 0,45 m

Trazado clase 2, 3 y 4 1 m 0,60 m

Zanjas de drenaje de cruces de caminos públicos y ferrocarriles

1 m 0,60 m

Para poder considerar la tapada mínima indicada en "roca consolidada" el caño, incluido su revestimiento cuando lo tenga, debe estar totalmente alojado en una zanja cavada en la roca.

Tabla 10. Tapadas mínimas y anchos de zanjas en instalaciones de cañerías principales ubicadas en vereda

Diámetro nominal (mm)

Anchos (m)

Tapadas (m)

305 0,60 0,80

254 0,60 0,80

203 0,60 0,75

152 0,40 0,75

102 0,40 0,60

76 0,20 0,50

51 0,20 0,45

38 0,20 0,40

Para tapadas mayores se deberán respetar los anchos mínimos establecidos con las siguientes limitaciones:

0,40 m de ancho hasta 1,10 m de tapada.

0,60 m de ancho hasta 2 m de tapada.





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Tabla 11. Tapadas mínimas y anchos de zanja en instalaciones de cañerías principales ubicadas en calzada

Diámetro nominal (mm)

Anchos (m)

Tapadas (m)

305 0,60 0,80

254 0,60 0,80

203 0,60 0,80

152 0,40 0,80

102 0,40 0,80

76 0,20 0,80

51 0,20 0,80

38 0,20 0,80

Para tapadas mayores se deberán respetar los anchos mínimos establecidos con las siguientes limitaciones:

0,40 m de ancho hasta 1,10 m de tapada.



Las Normas Argentinas Mínimas para la Protección Ambiental en el Transporte y la Distribución de Gas Natural y otros Gases por Cañerías (NAG-153), presentan pautas de diseño, operación y mantenimiento de gasoductos utilizando criterios generales y tareas de protección ambiental en la actividad industrial que se aplican a nivel mundial, teniendo en cuenta que el tendido de cañerías y la construcción de obras e instalaciones complementarias, producen modificaciones tanto en el medio natural como en el medio socioeconómico y cultural, incluyendo en este último el patrimonio arqueológico y paleontológico, pudiendo generar impactos significativos en ambientes sensibles.

4.2 MANTENIMIENTO DE GASODUCTO

La operación del gasoducto demandará principalmente tareas de control y mantenimiento que no representarán ninguna acción importante en el ambiente receptor. El aspecto más relevante durante esta etapa será consecuencia del cambio en el uso del suelo que se encuentra por sobre el gasoducto, ya que la presencia de este tipo de estructuras implica una serie de restricciones que deberán cumplimentarse como ser: distancias mínimas para la instalación de construcciones y la presencia de árboles. Resulta importante mencionar, que el factor más importante que podría afectar el ambiente durante la etapa de operación del gasoducto, es la ocurrencia de una contingencia, que implique la liberación del gas transportado al medio. La probabilidad de ocurrencia de la misma dependerá de las medidas de seguridad que se tomen y las consecuencias dependerán de la magnitud de la pérdida. Asimismo, pueden producirse pequeñas pérdidas del gas transportado que no impliquen una verdadera contingencia.




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5. COMPONENTE 3: ACTIVIDAD DE LOS BUQUES, REGASIFICACIÓN DEL GNL E INYECCIÓN DE GAS NATURAL

5.1 BUQUE REGASIFICADOR

El buque empleado para el proceso de vaporización del GNL será un Buque de Regasificación. Estas embarcaciones son buques metaneros que incorporan a bordo equipamiento para la vaporización de Gas Natural Licuado y el reparto de Gas Natural a Alta Presión. De este modo, estos buques permiten operar en simultáneo tres procesos distintos: a) La recepción de producto GNL (a -160°C) b) Su regasificación c) La transferencia de carga al gasoducto.

Figura 14. Buque Regasificador.

A su vez, el buque puede operar como simple metanero y almacenar producto sin regasificar en el hipotético caso que no se necesite su revaporización e inyección, o frente a determinadas condiciones meteorológicas que impidan la operación de descarga o que hagan innecesaria la inyección. Durante el proyecto, el buque podrá ser remplazado por otro de características similares.




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El buque regasificador empleado para el proyecto será similar al utilizado en las instalaciones de Bahía Blanca (siendo posible también la utilización de un buque de mayores dimensiones, de similares tamaños a los metaneros descriptos en el Punto 5.2). La tripulación del buque es de 34 personas aproximadamente. Para la descarga del combustible, el barco cuenta con tres puntos de descarga diferentes (Figura 15):

Deepwater Port: Descarga Gas Natural a través de la torreta STL (Submerged Turret Loading)

GasPort: Descarga Gas Natural a través del manifold de alta presión

Convencional: Descarga Gas Natural Líquido a través del manifold convencional

Figura 15. Puntos de Descarga

En este caso, el proyecto contempla la descarga del combustible a través manifold de alta presión el cual se conectará con el brazo articulado para la descarga del gas natural montado en el muelle (ver Punto 3.1.2).




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Para poder llevar a cabo la regasificación del Gas Natural Licuado, el buque está equipado con ciertos equipos y procesos a bordo, los cuales consisten en los cuatro componentes principales que se listan a continuación:

1. Caldera. La misma provee el vapor y el la energía necesaria para sostener las operaciones del buque y el proceso de regasificación.

2. Tanques de GNL Reforzados y Torre de Bombeo. Diseñados para soportar los movimiento de la carga mientras el buque se encuentra en el mar.

3. Bombas Criogénicas de Alta Presión. Las mismas llevan el GNL contenido en los tanques de carga a la presión previa a la vaporización.

4. Vaporizadores de tubo y casco (Shell-and-Tube Vaporizers). Los mismos

convierten el GNL en Gas Natural. Una vez atracado el buque el mismo puede comenzar con el proceso de regasificación del gas natural licuado a bordo. El mismo es enviado a través del manifold de alta presión al brazo articulado, el cual a su vez conecta con el gasoducto.

Figura 16. Esquema de planta regasificadora a bordo del buque. El modo a utilizar para la regasificación será el de Circuito Cerrado

El proceso de regasificación en el buque comienza cuando el GNL que se encuentra almacenado en los tanques de carga se impulsa por medio de un sistema de bombeo a los vaporizadores (shell and tube vaporizers) montados sobre cubierta en proa.




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El buque cuenta con bombas de alta presión, las cuales se emplean para presurizar el gas licuado a presión de 100 bar y con conjuntos de vaporizadores. Este tipo de tecnología de regasificación consiste en varios tubos de diámetro pequeño que se colocan dentro de otro más grueso que sirve de protector (casco). El GNL es transportado a través de los tubos pequeños y el agua circula por el tubo más grueso, lo que genera un intercambio de calor entre los dos fluidos separados por la pared del tubo. El sistema en el cual se realizará la vaporización se denomina de Circuito Cerrado. En este modo el vapor proveniente de las calderas es utilizado para calentar el agua que circula por los vaporizadores de tubo y casco en la planta de regasificación. Esto resulta en un uso mínimo de agua. Una vez regasificado, el gas será inyectado por medio del brazo articulado ubicado en el muelle al gasoducto que se extenderá hasta las inmediaciones de la Planta de TGS Gral. Cerri. La inyección variará en función de la demanda a lo largo del día. Como se mencionó anteriormente, el buque está equipado con dos calderas capaces de quemar gas natural o fuel oil para proveer calor para el proceso de regasificación. El vapor producido por las calderas también es utilizado por los generadores de turbinas de vapor que trabajan en conjunto con un generador diesel para proveer energía a todas las operaciones del barco. El buque posee plantas de nitrógeno, elemento que utiliza para distintos procesos, en particular para el purgado de cañerías y enfriado de mangueras. El sistema de generación de nitrógeno es el de membrana, lo que le permite separar aire comprimido en oxígeno y nitrógeno. El oxígeno es dispersado en el aire y el nitrógeno es almacenado en un tanque. El sistema incluye compresor de aire, separador de agua, filtros, la unidad de la membrana y un calentador eléctrico. El sistema de medición de los caudales entregados comprende dos medidores ultrasónicos y dos cromatógrafos en línea.

5.2 BUQUES METANEROS

Como se mencionó previamente, el buque regasificador será alimentado por medio de buques metaneros aprovisionadores de GNL. A tal fin se estima el arribo de buques metaneros cada 7 a 10 días aproximadamente. A continuación se presentan los valores extremos de los buques.

Capacidad (m3) Eslora (m) Manga (m) Calado (m)

Qmax 266.000 345 55 13,7

Qflex 216.000 315 50 13,6

170´s 170.000 290 45,8 12,9

151´s 151.000 291 43,4 12,4

138´s 138.000 284,4 43,4 12,4




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5.3 MANIOBRAS

El funcionamiento del buque regasificador conllevará la realización de una serie de operaciones, las cuales se describen a continuación.

Navegación del Buque Regasificador / Metanero El buque regasificador (así como también los metaneros) navegará hasta acceder al canal de acceso a Bahía Blanca. Desde este punto avanzará hasta alcanzar el muelle, el cual estará localizado al este de Puerto Cuatreros. De este modo, el buque navegará por el canal de acceso actualmente existente, el cual se extiende desde la Boya Faro El Rincón hasta Puerto Galván y continuará su recorrido hasta la zona de giro localizada entre el canal Bahía del Pejerrey y el arroyo Maldonado. Tal como se mencionó anteriormente, en la actualidad el tramo comprendido entre Puerto Galván y Puerto Cuatreros no forma parte del canal de acceso y no presenta las profundidades necesarias para la navegación de buques con este tamaño. Al respecto, para que este proyecto sea factible será necesario contar con las profundidades adecuadas, proyecto que está siendo estudiado por el CGPBB en la actualidad. El canal de acceso existente está señalizado con pares de boyas, boyas medio canal, boyas de veril y balizas, de acuerdo al Sistema IALA B.

Figura 17. Acceso del buque regasificador por el canal de acceso con destino a la Terminal de MEGA en Puerto Galván. Fuente: CGPBB, 2008.

Resulta importante mencionar que Prefectura Naval Argentina (PNA), como autoridad de aplicación en la materia, regula la navegación emitiendo Ordenanzas y Disposiciones, las que deben ser cumplidas por todas las embarcaciones. A modo de ejemplo, para la navegación del buque regasificador (y de los buques metaneros) hasta el muelle de MEGA, PNA promulgó la Disposición SNAV 009/09, en la cual se establecen las condiciones limitantes de la entrada.

Entrada a Puerto y Amarre del Buque Regasificador en el muelle Luego de pasar por Puerto Galván pero antes de llegar al muelle, el Buque acompañado de remolcadores reducirá su velocidad y se dirigirá a la zona de giro. El buque será detenido en el centro de la zona de giro y se procederá a una virada de 180º sobre su propio eje.




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Para ello contará con las hélices laterales de maniobra de popa y proa (sólo de popa cuando se trate de metaneros) y la ayuda de los remolcadores. Posicionado de esta manera con la proa hacia la salida del estuario navegará hasta el muelle. La maniobra de atraque se realizará posicionando al buque, paralelo al muelle. Entonces, remolcadores empujarán lateralmente al buque para recostarlo sobre las cuatro defensas del muelle simultáneamente. Luego se procederá al tendido de las amarras.

Acople del buque regasificador a brazo de descarga y transferencia Una vez amarrado el buque regasificador de manera segura se procederá al acople del manifold de alta presión con el brazo articulado de descarga instalado en el muelle. Los pasos a seguir serán las siguientes:

1. Verificación de todos los sistemas de seguridad. 2. Entablación de las conexiones eléctricas y de comunicación. 3. Preparación del acople del brazo de descarga al barco regasificador. 4. Ajuste de las bridas del acople. 5. Purga con nitrógeno. 6. Culminación de las verificaciones de seguridad (pérdidas y desenganche de

emergencia).

Navegación del buque metanero hasta la zona del muelle Como se mencionó previamente, el buque almacenará el GNL en sus tanques de carga e irá regasificando la carga diariamente siguiendo el requerimiento del mercado. En función de este requerimiento se programarán las nuevas cargas con las que se alimentará el proceso. Para el reaprovisionamiento, el buque metanero procedente de puerto de carga, remontará el canal de acceso a Bahía Blanca, hasta el área de estudio tal como es presento en el punto denominado “Navegación del Buque Regasificador / Metanero”. Así, de igual modo que para el buque regasificador, el buque metanero reducirá la su velocidad hasta detenerse y será remolcado con la proa aguas afuera.

Amarre del Buque Metanero y Transferencia de Carga A diferencia del proceso de transferencia que se lleva adelante en la Terminal MEGA y en Escobar, el cual involucra una Operación Ship-To-Ship (STS), como parte del presente proyecto está previsto que el buque metanero sea amarrado directamente al muelle. De tal forma, las maniobras de amarre que realizará el mismo serán similares a las descriptas para el Buque Regasificador en el ítem acople del buque regasificador a brazo de descarga y transferencia. Es importante mencionar que en este caso, en lugar de acoplar a un brazo de descarga, el metanero será conectado a manifolds de descargar de GNL, mediando los cuales el gas en estado líquido será enviado a través del muelle hacia el buque regasificador.

Transferencia del GN Como se mencionó previamente, el GNL ira siendo descargado desde el metanero al buque regasificador.




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Desamarre y zarpada del buque metanero La maniobra de desamarre y de zarpada de los buques es más sencilla que la de entrada ya que, con la proa enfilada hacia la salida del estuario, no se requerirá la maniobra de giro de 180º. Las maniobras se corresponden inversamente con las explicitadas para la entrada.

Desamarre y zarpada del Buque Regasificador Una vez finalizado el período de operación, el buque regasificador procederá al desamarre y zarpada. De igual modo que los metaneros, posicionado con la proa hacia la salida del estuario, procederá a la salida.

5.4 INSUMOS, CONSUMOS Y SERVICIOS

5.4.1 Agua

En relación al agua utilizada por los vaporizadores, el proceso se realizará como Ciclo Cerrado, por lo que el caudal utilizado será mínimo. El buque cuenta con un sistema de recuperación de calor (Heat Recovery System (HRS)) el cual incorpora al circuito del proceso de regasificación el calor que se pierde en el proceso de enfriamiento central del buque y de la turbina generadora. El HRS reduce la cantidad de agua requerida hasta un 98%. El HRS requiere de una descarga de gas mínima por día para ser conectado al sistema. En el modo de regasificación de ciclo cerrado se la carga inicialmente con agua potable proveniente de los tanques del buque. Si el HRS se mantiene conectado existirá un mínimo uso de agua al comienzo y luego nada más hasta que el HSD sea apagado. Cuando el HRS no se encuentra en funcionamiento, la principal fuente de utilización de agua requerida es para alimentar las calderas del buque (por ejemplo los buques que operan en Bahía Blanda requieren en estos casos un promedio 40 m3/día). En el proceso, se libera esta cantidad principalmente como vapor (una pequeña proporción, aproximadamente un 10%, es eliminada como agua residual que se almacena en el tanque de sentina). El Buque Regasificador, llevará a cabo la desmineralización de agua a bordo. El suministro de agua potable para consumo se realizará mediante bidones adquiridos en zona. Alternativamente se prevé la provisión de agua por barcaza.

5.4.2 Electricidad

El buque regasificador tiene generadores que funcionan principalmente a gas y que lo proveen de la electricidad necesaria para su funcionamiento.

5.4.3 Combustibles

La mayoría de las operaciones del buque serán alimentadas con electricidad. No obstante ello, también será necesario el suministro de combustibles para algunas tareas.

5.4.4 Lubricantes

Durante las operaciones del buque se utilizarán lubricantes. Los consumos de estos aceites pueden considerarse mínimos.




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5.5 EFLUENTES LÍQUIDOS, EMISIONES Y RESIDUOS SÓLIDOS

5.5.1 Efluentes Líquidos

Las aguas de sentina han sido consideradas en este EIA dentro de la categoría residuos especiales y no como efluentes líquidos ya que las mismas no serán volcadas al medio sino que serán retirados para ser tratados adecuadamente. En relación a las aguas sucias, el buque regasificador posee su propia corriente de agua potable utilizada en cocina, baños, limpieza, etc. Las aguas sucias generadas durante estas tareas se dispondrán según lo indicado en la normativa específica de buques, Ley 24.089, Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques.

5.5.2 Residuos Asimilables a Domiciliarios

Estos residuos se conforman fundamentalmente, por residuos orgánicos de cocina, envases de vidrio y metálicos, plásticos, papeles y cartones. A bordo se cuenta con una compactadora para reducir el volumen de estos residuos (también cuenta con incinerador, pero el mismo no es utilizado mientras el buque permanece en puerto, las cenizas son la generadas durante la navegación). Los mismos serán descargados periódicamente y serán retirados por un transportista habilitado para su disposición final. Las cantidades generadas son variables. A modo de ejemplo, a continuación se presentan los promedios mensuales y los totales anuales generados por la operación en la Terminal de MEGA, Bahía Blanca, Argentina.

Tabla 12. Promedios mensuales.

Junio a Septiembre del 2008

Composición Media mensual (m3) Total Anual (m

3)

Plásticos 4,00 16

Tablas de estibas, soleras y materiales de embalaje flotantes. - -

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. triturados 2,38 9,5

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. 1,00 4

Restos de alimentos 0,65 2,6

Cenizas del Incinerador - 0,5

Mayo a Octubre del 2009


3)

Plásticos 3,97 23,80

Tablas de estibas, soleras y materiales de embalaje flotantes. - -

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. triturados - -

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. 6,88 41,30



Enero a Diciembre del 2010


3)

Plásticos 6,03 72,4

Tablas de estibas, soleras y materiales de embalaje flotantes. 0,26 3,1

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. triturados 0,23 2,8

Productos de papel, vidrio, metales, botellas, loza, etc. 6,72 80,65






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Figura 18. Volumen de residuos medios mensuales (m3).

2008

2009

2010




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5.5.3 Residuos Especiales

Los residuos especiales del buque estarán constituidos por aguas de sentina con un contenido de hidrocarburos menor a 15 ppm. Estos serán retirados por un operador autorizado para tal fin y dispuestos en instalaciones de un operador habilitado. En las siguientes tablas se puede observar la cantidad de residuos especiales generados por el buque, durante la operación del mismo en MEGA Bahía Blanca, Argentina. Esta información fue obtenida del Registro de Operaciones de la embarcación en el cual se documenta la gestión de los residuos especiales.

Tabla 13. Residuos Especiales generados por el buque durante la operación en Bahía Blanca año 2008.

Junio 2008

Corriente de Desecho Características Peligrosas Cantidad (Kg)

Y92 H13

3 23.000

Y9 H13 24.260

Y9 H13 23.880

Y9 H13 22.480

Total 93.620

Julio 2008


Y9 H124 25.440

Y9 H12 27.990

Y9 H12 23.690

Y9 H12 22.510

Total 99.630

Agosto 2008


Y9 H12 23.490

Y9 H12 22.670

Y9 H12 23.820

Y9 H12 22.710

Total 92.690

Septiembre 2008


Y9 H12 19.750

Y9 H12 22.710

Y9 H12 24.460

Total 66.920

Total General 352.860

2 Mezclas y emulsiones de desecho de aceite y agua o de hidrocarburos y agua.

3 Sustancias que pueden por algún medio, después de su eliminación, dar origen a otra sustancia, por ejemplo

un producto de lixiviación, que posee alguna de las características arriba expuestas.

4 Ecotóxicos: Sustancias o desechos que, si se liberan, tienen o pueden tener efectos adversos inmediatos o

retardados en el ambiente debido a la bioacumulación o los efectos tóxicos en los sistemas bióticos




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Mayo 2009


Y9 H12 21.480

Y9 H12 23.260

Y9 H12 22.660

Y9 H12 19.170

Total 86.570

Junio 2009


Y9 H12 20.860

Y9 H12 21.590

Y9 H12 21.500

Total 63.950

Julio 2009


Y9 H12 22.720

Y9 H12 22.720

Y9 H12 20.980

Total 66.420

Agosto 2009


Y9 H12 25.800

Y9 H12 26.920

Y9 H12 26.740

Y9 H12 24.510

Total 103.970

Septiembre 2009


Y9 H12 21.560

Y9 H12 22.110

Y9 H12 23.080

Y9 H12 26.660

Y9 H12 22.000

Total 115.410

Octubre 2009


Y9 H12 21.710

Y9 H12 25.870

Y9 H12 26.320

Y9 H12 22.710

Total 96.610





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Marzo 2010


Y9 H12 22.900

Y9 H12 22.650

Total 45.550

Mayo 2010


Y9 H12 23.140

Y9 H12 22.150

Y9 H12 22.780

Total 68.070

Junio 2010


Y9 H12 27.190

Total 27.190

Agosto 2010


Y9 H12 23.080

Y9 H12 23.100

Y9 H12 26.140

Y9 H12 20.870

Y9 H12 21.970

Total 115.160

Septiembre 2010


Y9 H12 22.910

Y9 H12 23.010

Y9 H12 22.500

Y9 H12 23.320

Total 91.740

Octubre 2010


Y9 H12 24.430

Y9 H12 24.390

Y9 H12 19.140

Y9 H12 21.380

Total 89.340

Noviembre 2010


Y9 H12 21.640

Y9 H12 21.010

Y9 H12 22.140

Y9 H12 21.930

Y9 H12 23.270

Total 109.990




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Diciembre 2010


Y9 H12 23.350

Y9 H12 23.740

Y9 H12 24.510

Total 71.600


Resulta importante mencionar que el aumento de la cantidad de residuos a lo largo de los años de operación se relaciona con el incremento de los días de operación.

5.5.4 Emisiones Gaseosas

En líneas generales no habrá venteo a la atmósfera. No obstante ello, el buque dispone de un sistema de venteo para casos de emergencia en los cuales sea necesaria una liberación de gases para reducir altas presiones en los tanques de almacenamiento del buque. Dado que esta situación es rara y se dará solo en casos de emergencia (cuando todos los demás sistemas de emergencia hayan fallado), las principales emisiones de gases a la atmósfera por parte del Buque son las provenientes de la combustión que se lleva a cabo en sus calderas. El combustible utilizado por las mismas para la generación de vapor es el gas natural producto de la evaporación de la carga en los tanques, es decir, el boíl off gas (BOG). En este sentido, se realizó a pedido de YPF S.A. la Medición de Efluentes Gaseosos y Calidad de Aire en el buque regasificador, cuando el mismo se encontraba amarrado en el Puerto de Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires. El período involucrado fue el 2008-2011 durante el cual se llevó a cabo el Programa de Monitoreo de Efluentes Gaseosos y de Calidad de Aire.

Tabla 16. Resumen de las fechas de realización de estos monitoreos

Monitoreos Realizados

Efluentes Gaseosos

03/06/2008 - 07/05/2009 08/09/2009 22/04/2010 14/09/2010* 23/11/2010* 14/04/2011

Calidad de Aire

03/06/2008 27/08/08 07/05/2009 08/09/2009 22/04/2010 14/09/2010 - 14/04/2011

* Las mediciones de efluentes gaseosos se reiteraron debido a que en la primera fecha, el buque estaba utilizando sus calderas en forma extraordinaria, por necesidades puntuales de regasificación de ese día. No obstante ellos, se convino realizar las mediciones de igual manera y evaluar los resultados con la perspectiva de que no se estaba trabajando en condiciones normales (Informe de Monitoreo de Efluentes Gaseoso y Calidad de Aire Buque Excelsior, Muelle Mega, Bahía Blanca. Septiembre 2010)




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La medición de los efluentes gaseosos se realizó sobre la Caldera 1 y la Caldera 2 del Buque y se realizaron las determinaciones de:

Monóxido de Carbono (CO)

Dióxido de Carbono (CO2)

Dióxido de Azufre (SO2)

Trióxido de Azufre (SO3)

Óxidos de Nitrógeno (NOx)

Oxígeno (O2)

Material Particulado en Suspensión PM 10

VOC’s

Sulfuro de Hidrógeno

Contenido de Humedad en el gas de escape

Velocidad promedio del gas de escape

Temperatura de salida de los gases

Caudales de emisión.

En relación a las mediciones de calidad de aire, las mismas fueron realizadas en tres puntos diferentes ubicados a 120 m (Estación 1), 200 m (Estación 2) y 350 m (Estación 3) del buque aproximadamente. En este caso se determinaron las siguientes variables:

Monóxido de Carbono (CO)

Dióxido de Azufre (SO2)

Trióxido de Azufre (SO3)

Óxidos de Nitrógeno (NOx)

Material Particulado en Suspensión PM 10

VOC’s

Sulfuro de Hidrógeno.

Los resultados obtenidos de los monitoreos de efluentes gaseosos para la caldera 1 y para la caldera 2 se presentan en la Tabla 17 y en la Tabla 18, respectivamente. Los resultados de los monitoreos de calidad de aires se presentan en la Tabla 19.




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Tabla 17. Mediciones de efluentes gaseosos en Caldera 1 y comparación con límites de emisión según decreto 3395/96 . ND: No Detectado, NL: No hay Límite. * Limite de cuantificación de la técnica 0,01 mg/m3. ** PM10. *** Para tolueno se detectaron 0,22 y 1,83 mg/Nm

3.

Caldera 1

Fecha O2 NOx CO SO2 MPT VOC´s CH4 H2S CO2 SO3

dd/mm/aaaa % mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 % mg/Nm3

03/06/2008 5,8 198,34 32 <2,85 <0,1 ND ND - - -

07/05/2009 5 333 80 <2,85 <0,1 ND* - ND* 17 ND*

08/09/2009 1,9 180 29 <2,85 <0,1 ND - ND 18,6 ND

22/04/2010 4,2 323 1 <1 10 ** <0,1 - 0,01 <0,1 -

14/09/2010 - 471 3 <1 5 ** <0,1 - - - -

14/04/2011 361 1,25 24 1,46** <0,3*** 28 - - -

Limite según Decreto 3395/96 - 450 100 500 250 NL NL 150 NL 100

Tabla 18. Mediciones de efluentes gaseosos en Caldera 2 y comparación con límites de emisión según decreto 3395/96. ND: No Detectado, NL: No hay Límite. * Limite de cuantificación de la técnica 0,01 mg/m3. ** PM10

Caldera 2

Fecha O2 NOx CO SO2 MPT VOC´s CH4 H2S CO2 SO3

dd/mm/aaaa % mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 % mg/Nm3

03/06/2008 5,3 190,12 35 <2,85 <0,1 ND ND - - -

07/05/2009 3 244 55 <2,85 <0,1 ND* - ND* 18 ND*

08/09/2009 1,8 192 33 <2,85 ND ND - ND 18 ND

22/04/2010 3,5 323 3 <1 10 ** <0,1 - 0,01 <0,1 -

14/09/2010 - 461 <1 <1 7 ** <0,1 - - - -

23/11/2010 - 327 1 <1 <1 ** <0,1 - - - -

14/04/2011 355 1,25 39 1,62** <0,3*** 48 - - -

Limite según Decreto 3395/96 NL 450 100 500 250 NL NL 150 NL 100




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Tabla 19. Mediciones de calidad de aire y comparación valores de calidad según resolución 242. ND: No Detectado, NL: No hay Límite. * Limite de cuantificación de la técnica 0,04 mg/m3. ** Limite de cuantificación de la técnica 0,01 mg/m3. *** Expresado en mg/m

3. **** Se consideró el límite más restrictivo.

Fecha Estación CO NO2 SO2 MPS VOC´s H2S CH4 SO3

N° PPM PPM PPM mg/Nm3 mg/Nm3 mg/m3 mg/Nm3 mg/Nm3

03/06/2008

1 4,4 0,10 0,06 0,09 ND <0,002 ND -

2 2,8 0,04 0,04 0,10 ND <0,002 ND -

3 3,9 0,05 0,05 0,08 ND <0,002 ND -

27/08/08

1 3 0,17 0,10 0,10 ND* <0,002 ND* -

2 2,7 0,098 0,014 0,08 ND* <0,002 ND* -

3 1,9 0,11 0,11 0,10 ND* <0,002 ND* -

07/05/2009

1 1,7 0,11 0,09 0,08 ND** ND** - ND**

2 1,2 0,077 0,1 0,09 ND** ND** - ND**

3 1,7 0,1 0,12 0,09 ND** ND** - ND**

08/09/2009

1 2,1 0,1 0,08 0,06 ND <0,001 - <0,01

2 1,9 0,1 0,11 0,08 ND <0,001 - <0.01

3 1,1 0,06 0,1 0,07 ND <0,001 - <0.01

22/04/2010

1 <1 0,04 <0,043 <0,5 <0,1 <0,002 - -

2 <1 0,031 <0,043 <0,5 0,3 <0,002 - -

3 <1 <0,004 <0,043 <0,5 0,3 <0,002 - -

14/09/2010

1 <1 0,119 <0,043 <0,5 <0,1 <0,002 - -

2 <1 0,012 <0,043 <0,5 <0,1 <0,002 - -

3 <1 0,018 <0,043 <0,5 <0,1 <0,002 - -

14/04/2011

1 <0,01*** 0,07*** < 0,003*** 0,44 < 0,3 < 0,002 - -

2 <0,01*** 0,079*** < 0,003*** < 0,01 < 0,3 **** < 0,002 - -

3 <0,01*** 0,052*** < 0,003*** 0,72 < 0,3 **** < 0,002 - -

4 <0,01*** 0,059*** < 0,003*** 0,67 < 0,3 **** < 0,002 - -

Período 1 hora 1 hora 3 horas 24 horas 1 hora 8 hora 1 hora 1hora

Valores limites según Resolución 242/97 modifica Decreto 3395/96

35/40,082*** 0,2/0,367*** 0,5/1,3 *** 0,150 NL NL NL NL




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Luego de comparar los resultados obtenidos de Efluentes Gaseosos con el Decreto 3395/96 y los resultados de Calidad de Aires con la Resolución 242/97 de la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires (actualmente OPDS), se concluyó que:

En la totalidad de las muestras tomadas en Efluentes Gaseosos, las concentraciones de CO, SO2, MPT, H2S y SO3 no superan los niveles legales de referencia.

Los NOx superaron levemente los valores de referencia en las muestras tomadas el día 14/09/2010. Tal como se mencionó anteriormente, durante las mediciones de efluentes gaseosos realizadas ese día, el buque estaba utilizando sus calderas en forma extraordinaria, por necesidades puntuales de regasificación de ese día (Informe de Monitoreo de Efluentes Gaseoso y Calidad de Aire Buque Excelsior, Muelle Mega, Bahía Blanca. Septiembre 2010). No obstante ello, las muestras fueron tomadas ese día, pero se reiteraron el día 23/11/2010, cuando los valores de NOx fueron similares al resto de las campañas y menores al estándar de referencia considerado.

Si bien para VOC´s y CH4 la normativa de referencia no cuenta con niveles guías, en la totalidad de las muestras tomadas sobre Efluentes Gaseosos, no se detectaron o cuantificaron concentraciones de VOC´s y CH4, salvo en las mediciones realizadas durante abril del 2011, durante las cuales se cuantifico Tolueno.

En la totalidad de las muestras tomadas de Calidad de Aire, las concentraciones de CO, NO2, SO2, y H2S no superan los niveles legales de referencia. Para el MPS, los límites de cuantificación de la técnica empleada en las mediciones realizadas en el 2010 son superiores al estándar de referencia, por cuanto no el posible establecer si supera el mismo o no. En el 2011 los niveles de MPS (PM10) superaron el límite en 3 de los 4 puntos monitoreados.

Si bien para VOC´s, CH4 y SO3 la normativa de referencia no cuenta con niveles guías de calidad de aire, en la totalidad de las muestras tomadas, no se detectaron concentraciones de VOC´s y CH4 y la concentración de SO3 estuvo por debajo del límite de cuantificación de la técnica empleada.

Como parte de los Monitoreos de Efluentes Gaseosos y Calidad de Aire del Buque regasificador realizados, se aplicó también el Modelo de Difusión Atmosférica a Efluentes Gaseosos. De los resultados obtenidos tomando como base la Resolución 242/97 - Normas de Calidad para Contaminantes Básicos, se puede concluir que se cumplió con la Etapa I de Sondeo Simple para todos los contaminantes evaluados (SO2, CO, NOx, MPS y PM 10) y no se detectaron VOC’s ni SO3.




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5.5.5 Ruido

De acuerdo a datos obtenidos de proyectos similares, la operación del buque regasificador puede ser considerado como una fuente puntual y radial que genera niveles de ruido de 118 dB Laeq (EIA de Teesside), niveles de ruido generados dentro del buque. Según el estudio llevado a cabo por URS Corp. en el marco del Estudio de Impacto Ambiental llevado a cabo en Bahía Blanca se consideró un valor de 85dBA fuera del buque regasificador como resultado de la atenuación. De acuerdo con las mediciones efectuadas en el mencionado estudio, la calificación del ruido generado por el Proyecto de Regasificación en el Muelle MEGA, situado en Puerto Galván, en la Localidad de Ing. White, Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, resulta ser “No Molesto” en todos los casos medidos. Los autores concluyen que el ruido generado por el Buque Regasificador, no tiene incidencia sobre los puntos de muestreo y se ve totalmente enmascarado frente a los niveles de ruido generados en el resto de la zona industrial de Ing. White. De igual modo, que para la operación del buque en Bahía Blanca, en Escobar se llevaron a cabo mediciones de ruido molesto al vecindario, en todos los períodos considerados por la Norma IRAM 4062/2001 (Diurno, Descanso y Nocturno).

Figura 19. Mediciones de ruido en inmediaciones del buque regasificador en Escobar. Junio 2011

Puntos de Medición

Valores Obtenidos

Diurno

Valores Obtenidos Descaso

Valores Obtenidos Nocturno

Lugar de Medición

Punto 1 43,2 dBA 41,3 dBA 45,1 dBA Límite Este del predio de YPF,

camino lidero hacia el río, a 900 metros del buque.

Punto 2 46,8 dBA 42,9 dBA 43,4 dBA Lateral del predio margen Este a 900 metros de la costa del río.

Punto 3 49,3 dBA 44,1 dBA 42,7 dBA Camino lindero Oeste del predio a

600 metros del río.

En base al cálculo de ruido de fondo (Diurno: 50 dBA; Tarde: 45 dBA y Nocturno: 40 dBA) y dados los valores obtenidos el ruido que trasciende del establecimiento, en los puntos analizados el ruido no se considera molesto.

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