1. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PLANTA DE
LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL (GNL)
EN COMPLEJO INDUSTRIAL CABO NEGRO
Asignatura:
Ingeniería de Proyectos
Alumnos:
Isabel Águila
Rodrigo Hurtado

2. FUNDAMENTOS DE LA LICUEFACCIÓN
Un ciclo de refrigeración simple
El proceso más común es el ciclo de compresión de vapor.
Variaciones de este mismo proceso se utilizan en la industria, en orden de
enfriar corrientes de proceso a temperaturas bajo a la de los medios de
refrigeración disponibles.
El ciclo de compresión de vapor es muy simple, y consiste en solo cuatro
componentes: compresor, condensador, válvula de expansión y evaporador.

3. PRIMEROS DISEÑOS DE PROCESOS DE
LICUEFACCIÓN
 Distintos tipos de diseños de procesos han
sido desarrollados ya desde la década de los
60’, los cuales varían significativamente en
complejidad y capacidad.
 Si bien los procesos exactamente como se
presentan a continuación ya no se utilizan, si
han sido mejorados, y éstos representan la
base de los procesos actuales.

4. Proceso de cascada clásica
 Consiste en tres ciclos de refrigerante. En
cada ciclo, circula un fluido de refrigerante
puro, el cual podrá ser cualquiera de los
siguientes; propano, etano y metano.
 Cada fluido de refrigerante que circule en su
ciclo ejecuta los siguientes pasos:
compresión, condensación, caída de presión
isoentálpica y la evaporación

6. Proceso de cascada clásica
 Aunque se suponga que este proceso tiene un
bajo consumo energético, presenta algunos
inconvenientes:
El alto número de compresores interdependientes.
Su tecnología es complicada con la utilización de un gran
número de intercambiadores de calor.
La necesidad de almacenar, en cada tren, grandes cantidades
de refrigerantes líquidos y de compensar todas las pérdidas.
La imposibilidad de sub enfriar el GNL para que quede en la
temperatura requerida (-162ºC). Esta temperatura es
alcanzada mediante una válvula de globo, la cual genera una
velocidad de flujo de evaporación sensible.

7. Proceso de “TECHNIP-L` AIR LIQUIDE”
(TEAL)
 Consiste en un tipo de ciclo cascada donde el
enfriamiento es transmitido de etapa por
etapa, hasta que se alcancen las temperaturas
que el proceso requiera.
 Sin embargo, el fluido refrigerante es una mezcla
única y adecuada de los componentes extraídos
del gas natural anteriormente tratado (la
extracción del dióxido de carbono, el ácido
sulfhídrico y el agua).

9. Proceso de “TECHNIP-L` AIR LIQUIDE”
(TEAL)
 Este proceso refrigerante, que también se conoce
con el nombre de “cascada incorporada” tiene
muchas ventajas en comparación con el proceso
de cascada clásica:
Temperaturas moderadas en las entradas de las etapas del
compresor, con su deseable recuperación de frío.
Menos cambiadores de calor criogénicos en este proceso, en
comparación con el proceso de cascada clásica.
El fluido refrigerante es extraído del mismo gas natural y no
necesita ser almacenado, ni producido ni purificado.
La posibilidad de sub-enfriamiento del gas natural licuado a una
temperatura de -163ºC.

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

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

13. Proceso de “TECHNIP-
SNAMPROGETTI”
 El gas natural tratado que entra al tren de licuefacción
es primeramente pre enfriado en un cambiador de
calor con hojas planas y delgadas.
 Pasa por la torre fraccionadora donde la fracción
pesada C2+ es separada; luego es condensado y sub
enfriado en el cambiador de calor criogénico bobinado
en espiral vertical.
 El gas natural licuado sale del cambiador criogénico a
una temperatura -162ºC, y posteriormente es
almacenado.

15. Proceso de “TECHNIP-
SNAMPROGETTI”
 Igual que en el caso de los procesos presentados
anteriormente, las ventajas principales de este
proceso son:
Sencillez del proceso, ya que se requieren menos
equipos.
Flexibilidad, ya que la composición del refrigerante podrá
ser ajustada para acomodar las curvas de enfriamiento del
gas natural, permitiendo el diseño del proceso para
adaptarse más eficientemente a las condiciones
climatológicas en la obra.

16. A continuación se presenta una tabla comparativa con los
distintos tipos de procesos de licuefacción presentados:
Resumen de los primeros procesos de licuefacción
Número de Consumo Sub
Refrigerante
Procesos MCR cambiadores de Compresores de enfriamiento
Puro
calor energía GNL
Cascada
X Alto Centrífugos Bajo No
Clásico
TEAL AIR Normal Axiales Alto Sí
AIR Products
and X X Normal Centrífugos Alto Sí
Chemicals
Tec. SP X Bajo Centrífugos Alto Sí

17. Producción de GNL por tipo de
proceso

18. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR

19. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
 El primer paso es el enfriamiento por el propano. El gas
natural es pre-enfriado hasta aproximadamente -36ºC,
antes de pasar por el Intercambiador de Calor
Criogénico Principal (MCHE), donde es condensado y
sub enfriado hasta aproximadamente -157ºC por el
ciclo del refrigerante mixto.
 La alimentación de gas natural usualmente se
encuentra a una presión de alrededor de 40 bar, por lo
que el enfriamiento para lograr la especificación del
GNL de -162ºC se obtiene por una expansión
isoentálpica a través de una válvula.

20. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
 El ciclo del propano también se utiliza para pre enfriar
el refrigerante mixto.
 El propano se comprime a una presión lo
suficientemente alta en orden de ser condensada por
agua de enfriamiento.
 La presión debe ser lo suficientemente alta de tal
forma de que el propano logre llegar a estado líquido a
la temperatura lograda por el enfriamiento.
 A la corriente de propano se le baja la presión y
vaporiza mediante transferencia de calor con gas
natural y refrigerante mixto.

21. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• Los descensos en la presión y transferencias
de calor por los cuales pasa el propano
ocurren en tres etapas, donde en vapor de
propano es enviado de vuelta a compresores
después de cada etapa.
• Los últimos intercambiadores de calor en el
ciclo del propano deben alcanzar de sobre
calentar al propano de tal manera de evitar la
entrada de líquido al primer compresor.

22. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• Después del pre enfriamiento, el refrigerante
mixto es parcialmente condensado y enviado
a un separador a alta presión, antes de
ingresar al Intercambiador de Calor Criogénico
Principal (MCHE).

23. Intercambiador de Calor Criogénico
Principal (MCHE).
270 ton de
aluminio
4,5 mt ancho
40 mt alto

24. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• Las corrientes de vapor y líquido del refrigerante
mixto que salen del separador pasan por circuitos
separados a través del MCHE, y son
enfriadas, condensadas y sub enfriadas por
intercambio de calor interno junto con el gas
natural.
• A las dos corrientes de refrigerante sub enfriadas
se les disminuye la presión, reduciendo su
temperatura para proveer el enfriamiento
necesario a sus respectivas áreas del MCHE.

25. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
 A medida que las corrientes de baja presión de
refrigerante mixto fluyen aguas abajo por el MCHE,
éstas son vaporizadas y sobrecalentadas al enfriar el
gas natural (y las mismas corrientes de refrigerante
mixto).
 Las dos corrientes de refrigerante mixto de baja
presión, se juntan y ésta corriente se recomprime y
enfría con intercambiadores con agua para completar
el ciclo.
 El resultado de éste proceso es una corriente de gas
natural a alta presión, con una temperatura de
aproximadamente -157ºC, para luego bajarle la presión
hasta alcanzar 1 atm y -162ºC.

26. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• El paquete termodinámico utilizado fue Peng-
Robinson en todas las corrientes y equipos.
Composición del gas natural
Componente Fracción (%)
Metano (C1) 94,46
Etano (C2) 3,950
Propano (C3) 0,180
n-Butano (n-C4) 0,030
Nitrógeno (N2) 1,380

27. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
Composición del refrigerante mixto
Componente Fracción (%)
Metano (C1) 45
Etano (C2) 45
Propano (C3) 2
n-Butano (n-C4) 0
Nitrógeno (N2) 8

28. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
Parámetros de proceso
Parámetro Valor
Gas natural
Presión de entrada de GN 40 bar
Temperatura de entrada de GN 30ºC
Flujo de alimentación de GN 60000 kmol/h
Propano (C3)
Temperatura después de enfriamiento por agua 30ºC
Refrigerante Mixto (MR) 30ºC
Intercambiadores de calor en ciclo de propano
∆P por los tubos 0,5 bar
∆P por la carcasa 0,1 bar
MCHE
∆P en las corrientes calientes 5 bar
∆P en las corrientes frías 0,5 bar

29. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
 La alimentación de gas natural a la planta se ha
considerado de 60000 kmol/hr, lo que corresponde a
aproximadamente 8,4 MTPA (millones de toneladas
por año).
 La presión asignada en los mixers o mezcladores ha
sido determinada con la opción equalize all. Esta
elección implica que el ciclo de propano tiene una igual
disminución de presión por el lado del gas natural y por
el lado del refrigerante mixto.
 Esta elección fue realizada el proceso real de mezcla,
donde hasta tres tuberías se conectan en una junta de
tuberías (pipe joint).

30. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
 Los intercambiadores de calor en el ciclo de
pre enfriamiento se han modelado como
intercambiadores de tubo y carcasa.
 El Intercambiador de Calor Criogénico
Principal (MCHE) se ha modelado como una
combinación de dos LNG-type Exchangers, los
cuales son equipos especiales con los que
cuenta Aspen Hysys.

31. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• Todos los intercambiadores de calor han sido
simulados con el modelo de contra corriente
Weighted, con este modelo, las curvas de
calentamiento se dividen en intervalos, y el balance de
energía se desarrolla en cada uno de estos intervalos.
• En vez de utilizar solo un compresor, la compresión del
refrigerante mixto fue dividida en tres compresores
con inter enfriamiento. Esto es típico en los diseños
actuales existentes, ya que, al no tener un solo gran
compresor, se evita que la temperatura de salida
alcance valores muy altos que no son apropiados para
el material.

32. SIMULACIÓN EN HYSYS DEL PROCESO
C3MR
• Lamentablemente, éste modelo es bastante
complejo, ya que posee tres reciclos y la
flexibilidad de operación que ofrece el MCHE
por tener varias corrientes y más aun con
recirculaciones, hace que el modelo en
general sea difícil de manipular sin que deje
de funcionar correctamente.

33. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
• Compresores del ciclo de propano y del ciclo
de refrigerante mixto
Los compresores de ambos ciclos
constituyen ser los equipos más
importantes por la enorme demanda
en mW que requiere su
funcionamiento.

34. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Costo de los compresores del ciclo de propano y refrigerante mixto
Compresores centrífugos del ciclo de Propano
CEMCI Oct. CEMCI Abr.
Costo
Energía Costo sin 1981 para 2011 para
Compresor actualizado
Requerida [hp] actualizar, 1985 Bombas y Bombas y
2011
Compresores Compresores
K-1-C3 18157,0 2836950,3 421,1 904,7 6094963,0
K-2-C3 33824,9 4172258,7 421,1 904,7 8963767,3
K-3-C3 75454,4 6861344,3 421,1 904,7 14741054,9
Compresores centrífugos del ciclo de Refrigerante Mixto
K-1-MR 206566,5 12810964,7 421,1 904,7 27523343,1
K-2-MR 53648,6 5553553,1 421,1 904,7 11931369,0
K-3-MR 45668,7 5025837,3 421,1 904,7 10797613,4
Costo total de los compresores en ambos ciclos (sin instalación ni trasporte)
80,1 MMU$
Costo CIF P.A. considerando un 30%
104,1 MMU$

35. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Costo operativo en energía de compresores
323126,8 Kw
1102,5 mmbtu/hr (Energía requerida)
0,4 Eficiencia
2756,4 mmbtu/hr (Energía a consumir)
3 U$/mmbtu
72,4 MMU$ anuales

36. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Requerimientos de energía de los compresores
Compresor Energía Requerida [hp] Energía Requerida [kW]
K-1-C3 18157,0 13539,7
K-2-C3 33824,9 25223,2
K-3-C3 75454,4 56266,4
K-1-MR 206566,5 154036,6
K-2-MR 53648,6 40005,8
K-3-MR 45668,7 34055,2
Energía total
323126,8 kW
323,1 mW
807816,9 kW (Considerando eficiencia de 0,4)
Inversión en suministro de energía
500 U$/kW
484,69 MMU$
CEMCI 2005 para Maquinaria eléctrica 374,6
CEMCI 2011 para Maquinaria eléctrica 502,6
Inversión actualizada (sin instalación ni transporte)
541,9 MMU$
Costo CIF P.A. considerando un 30%
704,5 MMU$

37. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
• Intercambiadores para pre enfriamiento del gas natural
Costo de intercambiadores de pre enfriamiento del gas natural
E-103 E-104 E-105
UA [BTU/hr ºf] 4278673,1 3790249,1 3456694,3
U est. [BTU/hr ft2 ºf] 57,5 57,5 57,5
A [ft2] 74411,7 65917,4 60116,4
Rango de presión mayor [psig] 300-600 300-600 300-600
Fp 1,8 1,8 1,8
fd (fixed head) 0,9 0,9 0,9
fm (material) 2,6 2,6 2,6
Cb 1119018,8 966257,4 865424,1
Costo sin actualizar, 1979 4847497,1 4089908,1 3599000,4
CEMCI 1979 para Maquinaria de procesos 234,1 234,1 234,1
CEMCI 2011 para Maquinaria de procesos 665,3 665,3 665,3
Costo actualizado 2011 13776334,1 11623305,7 10228171,6
Costo total de intercambiadores (sin instalación ni transporte)
35,6 MMU$
Costo CIF P.A. considerando un 30%
46,3 MMU$

38. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
• Tanques de contención total
Detalle de acero y hormigón
Característica Tanque Tanque Fundacione Techo Estructura
Primario (acero secundario s (anillo (acero
9% Ni) (Hormigón) (hormigón hormigón) Carbono)
reforzado)
Altura (h) 39 m 42 m 14 m
Diámetro (D) 78,5 m 81,2 m 87 m 82,4 m
Espesor (e) 0,042 m 1m 1,3 m 1m
Volumen de 810,72 m3 10.846 m3 7.728 m3 4.412 m3 3.750 ton
Material
Precio material 5.850 U$/ton 250 U$/m3 250 U$/m3 250 U$/m3 3.850
U$/ton
Costo total 43 MMU$ 2,7 MMU$ 2 MMU$ 1,1 MMU$ 14,5 MMU$

39. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Detalle de aislantes
Característica Lana de vidrio Perlita expandida Perlita Aisladores
5 capas (paredes) expandida sísmicos
(fondo)
Altura (h) 0,05 m 42 m 0,05m 0,5 m
Diámetro (D) 78,584 m 78,2 m 80 m 1,5 m
Espesor (e) 1,2 m
Volumen de 1.212,55m3 12.635,23 m3 251,34 m3 260 unidades
Material
Precio 1.450U$/m3 1.950 U$/m3 1.950 U$/m3 3.250U$/unitario
material
Costo total 1,8 MMU$ 25 MMU$ 0,5 MMU$ 0,89 MMU$

40. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Costo Total de un tanque de 160.000 90,4 MMU$
m3 (Solo materiales)
Cantidad de tanques
Cantidad Costo unitario Costo Total
Tanque grande 3 90,4 MMU$ 271,2 MMU$
(160.000 m3)
Loza para tanque 25.000 m3 250 U$ 6,25 MMU$
Costo total de los 3 tanque (Solo 277,45 MMU$
materiales y sin bombas)

41. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
• Bombas sumergibles en tanques de contención total
Requerimientos de cada bomba
Densidad del GNL 448,1 kg/mt3
987949,6 kg/hr
Flujo másico total de GNL 987,9 ton/hr
Flujo volumétrico total de GNL 2204,7 mt3/hr
gal/min
9700,7 (gpm)
gal/min
Capacidad de cada bomba sumergible 4850,4 (gpm)
Aumento de presión (∆P requerido) 12,8 barg
1280000 pascales
H (altura de cabeza necesaria) 291,4749 metros
956,2826 pies
H (altura de cabeza máxima permitida por el tipo de
bomba elegida para la ecuación 6.7.) 200 pies

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

43. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Inversión Final en Bombas de Tanques
Bombas equivalentes a una de GNL 4,7814
69227
Costo de una bomba GNL, 2011 9,8 U$
(2 por
Cantidad de Bombas en Planta 6 tanque)
Costo total de intercambiadores (sin instalación ni transporte)
4,2 MMU$
Costo CIF P.A. considerando un 30%
5,4 MMU$

44. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Costo operativo para bombas de tanques
Número de bombas funcionando
simultáneamente 2
Eficiencia de bombas 0,7
3786,4 HP/Unidad
mmBTU/hr
Energía requerida por bomba 9,6 unidad
Costo de gas natural 3 U$/mmBTU
Costo anual de operación 0,5 MMU$

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

46. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
Otro tipo de equipos importantes
MCHE
30 MMU$
Sistema de aeroenfriadores para ciclo de propano
40 MMU$
Sistema de aeroenfriadores para ciclo de refrigerante mixto
40 MMU$
Separadores
10 MMU$

47. ESTIMACIÓN DE COSTOS DE
INVERSIÓN Y OPERACIONALES
• Otros costos operacionales (personal)
Tipo de Personal Nº de personas Sueldo a pagar Total por actividad
(mensual)
Jefes de planta 15 $ 1.500.000 $ 22.500.000
Administración 30 $ 350.000 $ 10.500.000
Operarios 35 $ 450.000 $ 15.750.000
Mantención 20 $ 350.000 $ 7.000.000
Limpieza 25 $ 250.000 $ 6.250.000
Cocina 10 $ 450.000 $ 4.500.000
Transporte 15 $ 300.000 $ 4.500.000
Otros 30 $ 400.000 $ 12.000.000
Total Sueldos a pagar (mensual) $ 83.000.000
Total Sueldos a pagar (mensual) (U$ = 500) U$ 166.000
Total Sueldos a pagar (U$ = 500) (periodo= 10) U$ 1.660.000
Total Sueldos a pagar (anual) (U$ = 500) (periodo= 12) U$ 1.992.000

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

49. EVALUACIÓN ECONÓMICA
Estructura de costos de Lang para industrias tipo fluido (Todas las cifras en
MMU$)
Ítem Porcentaje Inversión
Equipos de Proceso sin Instalar 100% 1257,8
Costo de Instalación 47% 591,2
Instrumentación y Control Instalado 18% 226,4
Piping Instalado 66% 830,1
Instalación Eléctrica 11% 138,4
Edificios 18% 226,4
Urbanización 10% 125,8
Instalaciones Auxiliares 70% 880,4
Terrenos 6% 75,5
Utilidad Contratista 21% 264,1
Contingencia 42% 528,3
Total 5144,3

50. EVALUACIÓN ECONÓMICA
Capital de trabajo (En mmU$)
3 Meses de Sueldo 0,4980
3 Meses de Mat Prima 316,8788
3 Meses de Gastos Generales 31,6879
Total 349,0646
Datos para evaluación
Tasa de descuento 12%
Impuesto 17,50%
Periodo de evaluación 10 años

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

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

53. ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPACTO
AMBIENTAL

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

55. Emisiones y Descargas
• Fuentes de Descarga de Efluentes Líquidos
• Se prevén dos tipos de efluentes para esta planta, estos
son los efluentes “que tienen contacto” y los “que no
tienen contacto”. El efluente “que tiene contacto” será
aquel que entre en contacto con procesos industriales
y que podrá contaminarse si existen residuos alrededor
de los equipos. El efluente “que no tiene contacto” es
aquel que se formara en los techos, las zonas de
estacionamiento, las áreas no desarrolladas, etc. y se
permitirá que se disperse mediante flujo laminar al
sistema de drenaje de agua pluvial designado.

56. Emisiones y Descargas
• Fuentes de Residuos Sólidos
• Los residuos sólidos durante la fase operacional constarán de residuos
domésticos y residuos industriales que incluirán plástico, vidrio, cartón, papel,
materiales de empaques, y otros residuos relacionados con una oficina en
funcionamiento, almacenes, instalaciones sanitarias, cocinas y viviendas, etc.
Los residuos no peligrosos serán recolectados en la medida de lo posible, los
materiales serán reusados o reciclados. Los que no puedan ser re-usados o
reciclados serán recolectados, incinerados o transportados a una planta
recicladora o a un relleno sanitario autorizado.
• Los residuos peligrosos que incluirán aceite usado, solventes, filtro o cualquier
otro material contaminado con aceite, solventes, pintura, etc. serán
almacenados en recipientes especiales. El área de contención estará cercada
con una estructura en el techo y tendrá una ventilación apropiada. En lo
posible estos materiales serán re-usados, reciclados o incinerados. Los residuos
peligrosos que no puedan ser re-usados o reciclados serán recolectados y
transportados hasta su destino final ya sea para su destrucción o tratamiento,
en plantas autorizadas.

57. Componentes Ambientales e
Indicadores de Cambio
Componente Indicadores de Efectos
Ambiental Cambio
Alteración en la Se refiere a efectos ambientales tales como: Generación de polvo y
Aire calidad del aire material particulado (MP10), emisiones atmosféricas de fuentes
móviles (gases de combustión de vehículos de transporte y
equipos) y emisiones atmosféricas de fuentes fijas (NO2, SO2 y CO).
Ruido Incremento de los Considera el aumento de los niveles de ruido ambiental por encima
. niveles de ruido de los niveles permitidos
Incremento de la Se refiere al aumento directo del material particulado suspendido
Agua turbidez en el agua en el agua de mar y a la alteración del hábitat acuático
de mar
Alteración de la La cantidad del agua está asociada a la demanda de agua requerida
cantidad y la por el proyecto y la oferta del recurso. La calidad física está
calidad físicoquímica asociada a cambios en la dirección y velocidad del agua y a su
del agua de mar relación con los patrones típicos de sedimentación en el área del
proyecto. También, se relaciona a cambios en la calidad física o
química del agua ocasionada por derrames accidentales de
hidrocarburos (tales como combustibles, grasas y aceites) u otras
sustancias asociadas que deterioran la calidad del recurso.

58. Componentes Ambientales e
Indicadores de Cambio
Componente Indicadores de Cambio Efectos
Ambiental
Alteración de la Asociada a efectos como: mezcla y la compactación de los
Suelo y estructura del suelo horizontes superficiales que pueden existir
Geoformas Alteración de la La calidad física del suelo se relaciona a la erosión
calidad físicoquímica superficial ocasionada por fenómenos eólicos o por
sedimentos transportados por el agua, o la combinación de
ambos. Las características químicas del suelo pueden ser
afectadas por derrames de hidrocarburos u otras sustancias
asociadas que deterioren la calidad del recurso.
Alteración de Está relacionada con el cambio de las formas del terreno
Suelo y Geoformas ocasionada por actividades de corte y relleno durante la
Geoformas fase de construcción.
Alteración de la Asociada a los cambios en los patrones de sedimentación
morfología de originados por la interacción con nuevas estructuras
playa marinas fijas. (muelle marítimo)

59. Componentes Ambientales e
Indicadores de Cambio
Componente Indicadores de Efectos
Ambiental Cambio
Pérdida de cobertura Remoción de la vegetación típica del área del proyecto
Flora y Fauna vegetal terrestre
Terrestre y Alteración de la estructura Se relaciona con la intervención directa del sustrato marino
Marina y composición de las y la afectación del hábitat de comunidades marinas.
comunidades marinas.
Alteración en la Se refiere a la migración de población en busca de trabajo y
Social composición el surgimiento de asentamientos humanos.
demográfica
Alteración de Se refiere a la alteración de las relaciones sociales
costumbres locales establecidas en la población al interactuar con trabajadores
provenientes de otros lugares.
Molestias a la Afectación a la población que habita en las áreas próximas a
población las vías (terrestres o marítimas) por donde se transportaran
y movilizaran los equipos, maquinarias, insumos y el
personal requeridos por el proyecto.Se refiere al aumento
del flujo vehicular en las vías terrestres y el potencial de
accidentes.

60. Componentes Ambientales e
Indicadores de Cambio
Aumento de la Se refiere al incremento en los ingresos que percibirán los gobiernos
Económico recaudación local y nacional por concepto de la recaudación tributaria que provendrá
tributaria de la operación.
Aumento de la Se relaciona con la compra de insumos, bienes y servicios relacionados
demanda de bienes directamente con los requerimientos de construcción y operación de la
y servicios planta, lo que obligará a incrementar la calidad y la oferta de ciertos
bienes y servicios al nivel local, regional y nacional.
Generación de Se refiere a la demanda de trabajadores (calificados y no calificados) que
empleos el proyecto tendrá a lo largo del proceso de construcción y operación.
Este proyecto producirá dos tipos de puestos de trabajo: los puestos de
trabajo directos ó subcontratando, relacionados con la construcción de
la planta lo que traerá una disminución directa en la tasa de desempleo y
subempleo y los puestos de trabajo indirecto que se originarán por el
incremento en la demanda de bienes y servicios locales.
Cultural Alteración o Se relaciona con los hallazgos arqueológicos que no fueron encontrados
destrucción del durante el proceso de CIRA y que son descubiertos durante las
patrimonio actividades de construcción del proyecto,
arqueológico

61. Cierre del sitio/retiro de las
instalaciones
• En el caso de que la Planta de GNL y las Instalaciones
Marinas sean desmanteladas /retiradas, las actividades
relacionadas con el cierre del sitio serán tratadas como un
proyecto separado y tomando en referencia el desarrollo
del plan de abandono, EIA y un plan de restauración del
sitio.
• El plan de abandono incluiría un cronograma para el retiro
de las instalaciones y el desmantelamiento de los equipos
indicando el tiempo aproximado requerido para el retiro, la
disposición y el abandono de todas las instalaciones para
aquellas estructuras e instalaciones cuyo re-uso no sea
posible, así como la restauración del sitio a una condición
para un uso de tierra posterior.

62. CONCLUSIONES
• Las plantas de licuefacción son altamente rentables debido a la
gran demanda mundial por energía.
• Otra prueba de esta gran rentabilidad es la evaluación económica
realizada, que por grosera que ha sido (en términos de exactitud),
ha dado interesantes resultados.
• El aspecto negativo es el gran costo en inversión y mantenimiento
que estas plantas requieren, específicamente en lo que se refiere a
la energía que se debe aportar a los compresores.
• Mientras la disponibilidad de hidrocarburos sea auspiciosa y el
precio de venta se mantenga alto con respecto al de compra, este
tipo de proyectos no enfrentan limitantes en cuanto a su
sobrevivencia económica.

63. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE PLANTA DE
LICUEFACCIÓN DE GAS NATURAL (GNL)
EN COMPLEJO INDUSTRIAL CABO NEGRO
Asignatura:
Ingeniería de Proyectos
Alumnos:
Isabel Águila
Rodrigo Hurtado