CAPITULO 4: Control
4.4 Comunicaciones
4.4.2 Protocolo comunicación
4.4.2.2 La tecnología de una válvula HART
Aunque los dispositivos de entrada HART (transmisores) han sido utilizados por varios años, los dispositivos de salida HART (posicionadores de las válvulas) no se han usado por tanto tiempo. Existen ciertas diferencias básicas entre las entradas y salidas que han requerido de nuevas tecnologías para el desarrollo de dispositivos de salida HART.
En los instrumentos instalados en válvulas se han empleado normalmente corriente de 4-20 mA para señalización y suministro de energía. De modo característico, en el instrumento instalado en válvulas también se debe proporcionar una señal neumática de control a un actuador de diafragma o de pistón para operar la válvula. En el interior del instrumento se debe ocurrir una conversión de corriente a presión neumática (I/P por sus siglas en inglés). Un sencillo diagrama de bloque (ver Figura 52) ilustra el control interno.
Figura 52: Diagrama de bloques de un posicionador HART
La retroalimentación (feedback) se utiliza para controlar la posición final de la válvula y el actuador. Los convertidores I/P empleados en instrumentos analógicos han requerido generalmente de una excesiva cantidad de energía eléctrica para su uso en un instrumento que también utiliza un microprocesador para control y comunicación. A fin de resolver este problema, tuvo que desarrollarse una tecnología de conversión I/P a baja potencia. Para ofrecer un desempeño óptimo en aplicaciones de control de procesos - minimizando la variabilidad del proceso, este convertidor I/P también debe tener una respuesta dinámica y solidez óptimas.
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FLOWEL
Programa informático para el cálculo de Placas de Orificio y demás elementos primarios de caudal.
Primero se define el elemento: Tag (ej. 20-FE –01 002, donde 01 es el P&ID, FE placa de orificio y 002 el número del elemento), sevicio (ej. Vapor o gas), línea (6”, C2, donde lo importante es las 6 pulgadas y el C2 que siguiendo las especificaciones del cliente, nos da el material de la línea, espesor de la tubería, material de las bridas,..., que luego servirá para rellenar la hoja de datos para petición de oferta con el programa InTools, ver ANEXO 5.3 : HOJAS DE DATOS),...
Después, se rellena el estado del fluido (gas, líquido, sólido), el tipo de fluido,..(ver Figura 1 )
El tipo de elemento primario: placa de orificio estándar, cuarto de círculo, cónica,..., venturi, tramo calibrado,... (ver Figura 2)
El tipo de toma: bridada, en tubería, d-d/2,...
Datos de tubería: diámetro nominal (en pulgadas), espesor, material,...
Figura 2: Se selecciona el tipo de elemento
Cálculos: se introduce el método, los datos de presión, temperatura,...Figura 3, y se elige el parámetro que se quiere calcular1. (ver ANEXO 5.2: TABLA
RESUMEN DATOS DE PROCESO)
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los datos introducidos al principio nos sirven para que el programa haga uso de tablas a la hora de calcular.
Figura 3: Se introduce los datos de proceso del elemento.
Se ajusta el gráfico con el % del caudal normal sobre el fondo de escala (ej. en nuestro caso, según especificaciones del cliente debe estar alrededor del 75%). Ver Figura 4.
Figura 4: se obtiene el gráfico
Por último, se obtiene la hoja con todos los datos de los cálculos.
Se tienen en cuenta las necesidades y los parámetros con los que se puede jugar para optimizar la solución. Unas veces se encontrará necesario fijar el fondo de escala y la diferencia de presión y obtener el diámetro del agujero, y otras en cambio fijar el agujero.
También, se debe cumplir siempre con las especificaciones que se comentaron en la metodología, que muchas veces no dejan opción, teniendo que tomar decisiones como las de poner dos transmisores uno que mida el caudal normal de operación y otro de máximos,...
Se recomienda siempre leer con atención las Especificaciones, que son las que van a determinar la forma de proceder. En ellas, se nos indicará las unidades que se deben utilizar, entre que valores deberán encontrarse ciertos parámetros (por ejemplo en este proyecto una restricción era la β < 0,6 que es la relación de diámetros d/D), ...etc
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ÍNDICE ESTUDIO ECONÓMICO:
3.1 Introducción... 1 3.2 Gas en la península ibérica ... 1 3.3 Viabilidad del proyecto ... 3
3.1 Introducción
A continuación se analiza la situación actual del mercado del gas natural en Portugal y España comparada con la de otros países de la Unión europea. Se muestran previsiones para la potencia instalada y del consumo de gas en ciclos combinados para el periodo 2003-2010, que denotan un alto potencial de crecimiento.
3.2 Gas en la península ibérica
Actualmente Portugal y España no tienen un peso importante en el mercado europeo de gas natural (ver Figura 1) Los 20 bcm1 de gas que se consumieron aproximadamente en la Península Ibérica en el año 2003 suponen tan sólo el 5% de la demanda de la Unión Europea. Esto se debe a diferentes factores:
La tardía penetración del gas como combustible, aún quedan muchas áreas geográficas y municipios donde no llega la red gasista.
Las condiciones climáticas que reducen su utilización para calefacción. El inferior peso del gas natural en la generación eléctrica por una mayor participación tradicionalmente de la energía hidráulica, nuclear y térmica convencional (carbón). Esta situación parece estar cambiando con la entrada de los Ciclos Combinados para la producción de energía, los cuales funcionan con gas.
La situación geográfica de isla de la península ibérica con menores posibilidades de interconexión por gasoducto que el resto de Europa.
La presencia mínima de yacimientos en territorio español, que conlleva que la práctica totalidad del gas tenga que ser importado por otros países.
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Figura 1: Demanda de gas natural en el mercado europeo.
Sin embargo, en el periodo 2003-2010, son precisamente Portugal y España los países de la Unión europea donde las previsiones apuntan a un mayor crecimiento de la demanda de gas. Si en el año 2003 el gas natural presentó el 12% del consumo de energía, las estimaciones apuntan a un 23% en el año 2010, doblándose aproximadamente la demanda de gas hasta unos 40bcm. De esta manera se producirá una convergencia de España y Portugal hacia el resto de la UE en cuanto a la importancia del gas natural en el total energético. El incremento de 20bcm previsto para los próximos siete años en la Península Ibérica supone aproximadamente un 25% del aumento del consumo en toda la UE en ese mismo periodo, que se estima en un 80 bcm.
Ese tirón de la demanda vendrá liderado fundamentalmente por el empleo del gas como combustible para generación eléctrica. Las previsiones de potencia instalada en nuevos ciclos combinados (ver Figura 2) se encuentran en torno a los 15000 MW, lo que puede suponer, dependiendo de la evolución de los precios del gas y de las horas de funcionamiento de las centrales, alrededor de 15 bcm de consumo adicional de gas sólo en las Plantas de ciclo combinado. La generación eléctrica supondrá al final de esta década más de un tercio del total de la demanda de gas si se cumplen las expectativas. El consumo en los sectores industriales y doméstico continuará con un crecimiento más
moderado de en torno al 5% anual, cifra que, en cualquier caso, se sitúa por encima de las estimaciones de incremento del consumo eléctrico y del PIB2.
Figura 2: Previsiones de potencia instalada y consumo de gas en ciclos combinados.
3.3 Viabilidad del proyecto
El dimensionado de las infraestructuras de la Red Básica para atender toda la demanda de gas debe realizarse teniendo en cuenta criterios de cobertura de demanda que garanticen el suministro, no sólo en condiciones normales de operación y demanda, sino en condiciones de demanda punta y ante fallos de infraestructuras, aprovisionamientos o para hacer frente a crecimientos de demanda superiores a las previsiones.
En relación con los puntos de entrada del sistema, la planificación establece que la capacidad global de entrada al mismo debe ser suficiente para garantizar:
La cobertura de la demanda convencional en situación de punta anual y, simultáneamente, la atención a todos los ciclos combinados instalados funcionando al 100 % de capacidad (ver Figura 2 anterior).
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La cobertura, en caso de fallo total de cualquiera de las entradas, de la demanda laborable invernal excepto, en su caso, la demanda interrumpible y de todos los ciclos combinados considerados
La existencia de una sobrecapacidad suficiente para asegurar la cobertura de la demanda ante la eventualidad de que la demanda de gas crezca a un ritmo superior al previsto. Esta sobrecapacidad del sistema, fijada en un 10 %, debe contribuir al adecuado funcionamiento del sistema en el entorno liberalizado, permitiendo a los comercializadores ajustar la contratación de la capacidad de entrada a la evolución de su cuota comercial.
La planificación contempla una distribución de las entradas de gas adecuada al ámbito geográfico español que permite optimizar la distancia entre los puntos de entrada y las zonas de consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el gas natural y maximizando la capacidad de transporte del sistema (ver ANEXO 5.6: MAPA
DE LA RED GASISTA DE LA PENINSULA). Igualmente, se persigue un equilibrio
entre entradas por gasoducto y las entradas por GNL como la de la planta de regasificacion que se ha estudiado en este proyecto fin de carrera.
Con todo lo que se ha expuesto con anterioridad, es decir, viendo el auge que el gas natural tendrá en estos futuros años, y si se observa el Cuadro 1, se puede deducir que las plantas regasificadoras con ésta van a ser muy rentables para las empresas que las construyan. Por ello también y como se comentó en el apartado 1.2 del Capítulo 1, la Península Ibérica supone la zona de mayor potencial de negocio gasista en los próximos años y por ello el interés de las principales compañías energéticas europeas se ha visto incrementado para tener una mayor presencia en España y Portugal.
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4.1 Introducción...1 4.2 Impactos sobre el medio...1
4.2.1 Impacto sobre el medio atmosférico ...1 4.2.2 Ruido ...1 4.2.3 Impacto sobre el medio terrestre...1 4.2.4 Paisaje ...2 4.2.5 Impacto sobre el medio marino...2 4.2.6 Otros impactos ...2 4.3 Medidas previstas ...2 4.3.1 Control de la contaminación atmosférica ...3 4.3.1.1 Minimización de las emisiones...3 4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. antorcha ...3 4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida ...3 4.3.1.4 Control de las emisiones ...4 4.3.1.5 Sistema meteorológico ...5 4.3.1.6 Informes...5 4.3.2 Mitigación del impacto acústico ...5 4.3.3 Reducción del impacto visual...6 4.3.4 Sistema de calentamiento del gas de la planta ...6 4.3.4.1 Instalaciones de calentamiento del gas por agua del mar...6
4.3.4.2 Condiciones térmicas del vertido ...6 4.3.4.3 Condiciones del vertido de cloro...7 4.4 Programa de vigilancia ambiental ...7
4.1 Introducción
En este apartado se evaluarán los impactos producidos por la planta de regasificación durante su funcionamiento y las medidas que se han previsto para solucionarlas. Cabe destacar que estos estudios se realizan previamente al comienzo de las obras para obtener los diferentes permisos y licencias, por lo que la planta cumplirá todas las exigencias en lo que a la protección del medio ambiente se refiere.
Se han dividido en este proyecto los diferentes impactos según un criterio parecido al que utiliza el BOE, ya que se ha pensado que dicho criterio es el que mejor resume pero al mismo tiempo engloba, todas las posibilidades que afectan al medio donde se encuentra la planta.
4.2 Impactos sobre el medio
4.2.1
Impacto sobre el medio atmosférico
Los impactos de la planta sobre la calidad del aire estarán producidos por emisiones puntuales de gases provenientes de los vaporizadores de combustión sumergida, que no se encuentran normalmente en operación, o de la descarga de los buques metaneros, o del venteo o la antorcha.
4.2.2 Ruido
Se estima que los niveles de ruido más altos en áreas de trabajo son de aproximadamente 85 dB(A) a 10 m de los focos y que en los límites de la planta no se superan los 55 dB(A) quedando por debajo del límite de 70 dB(A) fijado en el Decreto 74/1996, de 20 de febrero, para zonas con actividad industrial durante el periodo nocturno y de la Ordenanza General de Protección del Medio Ambiente que establece para áreas industriales los límites siguientes: 70 dB(A) en periodo diurno y 55 dB(A) por la noche.
4.2.3
Impacto sobre el medio terrestre
Los efectos que produce la planta cuando se encuentre en explotación sobre la hidrogeología, los suelos, la vegetación y la fauna y los procesos geodinámicos y
biológicos son muy reducidos al tratarse de un entorno industrial y están relacionados con el incremento de los niveles de ruido y con los residuos generados.
4.2.4 Paisaje
La planta tiene un efecto relevante sobre el paisaje de la zona si bien se ubica en un puerto y un polígono industrial existentes. Los elementos de la instalación que originan mayor impacto son los tanques de almacenamiento por sus dimensiones (50 m de altura y 80 m de diámetro) que son visibles desde una distancia importante.
4.2.5
Impacto sobre el medio marino
Es el derivado de la toma de agua de mar para el calentamiento del gas licuado que es, posteriormente, devuelto al mar con una temperatura inferior a la captada y con cloro disuelto procedente del mantenimiento preventivo de las tuberías. En el siguiente punto 4.3, se estudiará el impacto de este vertido al medio marino y se valorará los efectos sobre la calidad del agua, sobre la vegetación y la fauna y sobre los procesos biológicos y geodinámicos.
4.2.6 Otros impactos
Son los socioeconómicos derivados de la puesta en valor del suelo, de la expansión de la economía local y, por tanto, de la renta y de la creación de puestos de trabajo tanto directos como indirectos. En conjunto se evalúan estos impactos como positivos compatibles y moderados.
4.3 Medidas previstas
Estudiados los impactos anteriores, se procede ahora a adoptar las medidas que minimicen todos estos posibles factores negativos mientras la planta se encuentre funcionando.
4.3.1
Control de la contaminación atmosférica
4.3.1.1 Minimización de las emisiones
La Planta dispone de un sistema de gestión del gas evaporado (boil-off) que se produce en los tanques de almacenamiento, o que procede de las válvulas de seguridad del circuito de baja presión, con objeto de minimizar la emisión de gas de la instalación.
El sistema se ha diseñado para que, mediante compresores, dicho gas pueda ser relicuado y, posteriormente, regasificado en los vaporizadores, según la operación normal de la planta o utilizado como gas de retorno a los tanques de los buques o como combustible, consiguiéndose así las mínimas emisiones del mismo por la antorcha.
4.3.1.2 Sistema de eliminación de gas. Antorcha
La eliminación de los gases evaporados (boil-off), que no hayan podido ser recuperados de acuerdo con la condición anterior 4.3.1.1, y que será necesario evacuar esporádicamente, se realizará mediante una antorcha de 50 m de altura, aproximadamente, (dicha altura es el resultado de un cálculo estimado según un estudio ambiental no realizado en este proyecto fin de carrera). Dicha altura podrá ser inferior siempre que se cumplan los criterios de calidad del aire y se satisfagan los requisitos de radiación, de acuerdo con los estudios de inmisión y de radiación, respectivamente.
4.3.1.3 Vaporizadores de combustión sumergida
Sistema de evacuación de los gases residuales
Para la evacuación de los gases residuales de los dos vaporizadores se instalan dos chimeneas de 12,18 m, una para cada vaporizador, de acuerdo con el resultado obtenido del estudio de impacto ambiental citado con anterioridad en el cual se ha aplicado un “modelo de dispersión de contaminantes en la atmósfera Industrial”.
Condiciones para las emisiones
De acuerdo con las emisiones estimadas por el cliente y utilizadas en el estudio de impacto ambiental para evaluar el impacto sobre la calidad del
aire, las emisiones producidas por los vaporizadores de combustión sumergida de la planta cumplirán las condiciones siguientes:
<<Emisiones de partículas: teniendo en cuenta que en el proceso de combustión del gas no se generan cantidades significativas de partículas, no se considera necesario establecer condiciones para este contaminante. Emisiones de dióxido de azufre: la concentración de azufre en el gas natural utilizado en la combustión no superará, en general, los 67 mg/Nm3, salvo en situaciones excepcionales en las que no sobrepasará los 150 mg/Nm3, por lo que las emisiones por chimenea, en condiciones normales de funcionamiento, serán de 5 mg/Nm3 y no deberán superar los 11,6 mg/Nm3. Emisiones de óxidos de nitrógeno: No superarán los 50 ppm (NOx expresado como NO2). Las concentraciones máximas admisibles en los gases expulsados se expresan sobre gas seco con un contenido del 4 por 100 de oxígeno (O2). No obstante, en el caso de que, de acuerdo con los datos obtenidos de la red de vigilancia de la calidad del aire, del sistema meteorológico y del modelo predictivo establecidos en cumplimiento de las condiciones 2.6 y 2.7, por motivos de funcionamiento de la Planta, se superasen los criterios de calidad del aire fijados por la legislación vigente en su momento, se deberán adoptar medidas correctoras adicionales para reducir las emisiones de la Planta o mejorar la difusión de los contaminantes todo lo que sea preciso para evitar que se superen los criterios de calidad del aire anteriormente indicados. >>
4.3.1.4 Control de las emisiones
• Antorcha. Como se explico en el punto 4.3.1.2, ese cálculo definirá la altura y diámetro interno del conducto de la antorcha y a parte, se instala un caudalímetro en el mismo para evaluar la cantidad de gas que no es recuperado y debe ser quemado en la antorcha.
• Vaporizadores de combustión sumergida. El sistema de evacuación de gases de los dos vaporizadores dispone de medios físicos para la toma de muestras y los análisis de los contaminantes que se realizarán con equipos homologados. Con carácter general se efectúa como mínimo, durante el funcionamiento de los vaporizadores, un control semestral en
cada chimenea de las concentraciones de los siguientes contaminantes: dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono. Asimismo se mide los parámetros de funcionamiento: contenido en oxígeno, temperatura y velocidad de salida de gases.
4.3.1.5 Sistema meteorológico
Se instala un sistema meteorológico automático que facilite la información en tiempo real a la sala de control del proceso de las condiciones meteorológicas del emplazamiento (velocidad y dirección del viento, temperatura, presión atmosférica, radiación solar y humedad relativa) y de la calidad del aire.
4.3.1.6 Informes
A partir de la puesta en marcha de la planta, se remite a la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio de Medio Ambiente, un informe semestral que indique: las cantidades de gas natural quemado en la antorcha; las emisiones fugitivas estimadas de gas natural (especificando su origen: funcionamiento normal, derrames, accidentes, etc.); las horas de funcionamiento de los vaporizadores de combustión sumergidas; las emisiones efectuadas por las chimeneas de los vaporizadores de combustión sumergidas de óxidos de nitrógeno, y dióxido de azufre, especificando las concentraciones en los gases expulsados, así como los pesos emitidos de cada contaminante, por unidad de tiempo durante su funcionamiento, y totales del período.
4.3.2
Mitigación del impacto acústico
En el proyecto de ejecución de la Planta se incluyen, específicamente, las características del aislamiento acústico. Sin perjuicio del cumplimiento de la normativa autonómica y local, en lo que se refiere a la protección de la atmósfera frente a la contaminación por ruidos, el diseño definitivo asegurará que el nivel de inmisión de ruido debido al funcionamiento de la Planta no supere los valores siguientes: en el límite de la parcela, un Leq de 70 dB(A), en el exterior de zonas urbanas, un Leq de 55