proyecto técnico y estudio de impacto ambiental
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PROYECTO: NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MUSKIZ (BIZKAIA) PROYECTO TÉCNICO Y ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL MARZO 2008 Rev. 1 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES 2 2. OBJETIVOS Y PROCESO METODOLÓGICO 5 2.1 Objetivos 5 2.2 Proceso metodológico 6 3. RESULTADO DE LAS CONSULTAS PREVIAS 14 4. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 16 4.1 Antecedentes 16 4.2 Demanda de productos combustibles. Estabilidad y Seguridad 17 4.3 Revalorización de los productos pesados de Refinería 22 4.4 Procesamiento de distintos tipos de crudo en la Refinería. Flexibilidad 23 4.5 Integración del Proyecto en una zona industrial existente 24 4.6 Factores Socioeconómicos 25 4.7 Factores medioambientales 25 5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA ACTIVIDAD Y DE LAS ACCIONES DE LA MISMA SUSCEPTIBLES DE GENERAR IMPACTOS AMBIENTALES 28 5.1 Descripción general de la actividad de la Refinería 28 5.2 Características generales del Proyecto URF 35 5.2.1 Localización y acceso 35 5.2.2 Programa general del Proyecto 37 5.2.3 Datos técnicos básicos del Proyecto 37 5.2.4 Nuevas Unidades y modificación de Unidades existentes 38 5.2.5 Medidas de seguridad e higiene industrial 39 5.2.6 Sistema de Gestión Ambiental 41 5.3 Comparación de la capacidad productiva de la Refinería actual con la Refinería + URF 42 5.4 Procesos y Técnicas 46 5.4.1 Unidades de proceso 47 5.4.2 Unidades auxiliares 52 5.4.3 Unidades contra la contaminación atmosférica 63 5.4.4 Unidades para el tratamiento de aguas contaminadas 65 5.4.5 Utilities 71 5.5 Estudio geométrico de accesos DE CAMIONES 5.6 Identificación y descripción de las acciones susceptibles de producir impactos 77 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 75 I PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6. EXAMEN DE ALTERNATIVAS E IMPLANTACIÓN DE MTDS 78 6.1 Análisis de alternativas 78 6.1.1 Alternativas de aprovechamiento de productos pesados de Refinería 78 6.1.2 Alternativas de emplazamiento: integración del Proyecto en una zona industrial existente 81 6.1.3 Alternativas de selección de parcelas dentro de la Refinería 83 6.1.4 Alternativas del sistema de refrigeración 84 6.1.5 Alternativas de producción de vapor 84 6.1.6 Alternativas de rutas de acceso y salida de los vehículos 86 6.1.7 Alternativas de manejo y expedición de coque 90 6.2 7. Utilización de MTDs 91 6.2.1 Herramientas de Gestión Ambiental Integrada 93 6.2.2 Estrategias contempladas en la Guía de MTDs del Refino sobre las emisiones a la atmósfera y al agua, y sobre residuos sólidos 94 6.2.3 MTDs en Coquización Retardada 6.2.4 MTDs en Manejo y Expedición de Coque 100 6.2.5 MTDs en Desulfuración de Naftas 110 6.2.6 MTDs en Merox de GLP 113 6.2.7 MTDs en Viscorreducción 116 6.2.8 MTDs en Hidrogenación de Butadienos 120 6.2.9 MTDs en Recuperación de Gases 121 96 6.2.10 MTDs en Almacenamiento y Manipulación de Productos 123 6.2.11 MTDs en Producción de Hidrógeno 127 6.2.12 MTDs en Sistemas de Refrigeración 129 6.2.13 MTDs en Sistemas de Producción de Energía 132 6.2.14 MTDS en Sistemas de Aminas 139 6.2.15 MTDS en Plantas de Azufre 140 6.2.16 MTDs en Sistemas de Antorchas 143 6.2.17 MTDS en Agotamiento de Aguas Ácidas 146 6.2.18 MTDs en Tratamiento de Aguas Residuales 147 6.2.19 MTDs en Gestión de Residuos 152 UTILIZACIÓN Y CONSUMO DE RECURSOS Y ENERGÍA 155 7.1 155 Consumo energético 7.1.1 Medidas adoptadas para potenciar el ahorro y la eficiencia energética 157 7.1.2 Consumo de combustibles PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 158 II PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 8. 9. 7.2 Consumo de agua 161 7.3 Materias primas y auxiliares: almacenamiento, utilización y consumo 166 7.3.1 Materias primas y auxiliares 166 7.3.2 Productos y subproductos almacenamiento del Proyecto URF: producción y 169 DESCRIPCIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES 171 8.1 171 Emisiones al aire 8.1.1 Emisiones procedentes de procesos de combustión y de las plantas de azufre 172 8.1.2 Emisiones derivadas de otros procesos 190 8.1.3 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero 195 8.1.4 Generación de Olores 197 8.2 Ruido 199 8.3 Emisiones a las aguas 201 8.3.1 Marco Legal 201 8.3.2 Focos de vertido/Corrientes residuales 202 8.3.3 Tratamiento de efluentes 203 8.3.4 Puntos de vertido al medio receptor 203 8.3.5 Características cuantitativas y cualitativas de los vertidos. Control del vertido 203 GENERACIÓN Y GESTIÓN DE RESIDUOS 212 9.1 Generación de residuos 215 9.1.1 217 9.2 Sustancias que agotan la capa de ozono y PCBs / PCTs Almacenamiento y gestión de residuos 217 9.2.1 Envasado 218 9.2.2 Etiquetado 218 10. FASE DE OBRAS 220 10.1 Preparación de terrenos y obra civil 220 10.2 Utilización de recursos 222 10.2.1 Utilización de suelo 222 10.2.2 Consumo de áridos y cemento 222 10.2.3 Consumo de agua 222 10.2.4 Consumo de combustibles 223 10.3 Emisiones 223 10.3.1 Emisiones al aire 223 10.3.2 Ruido 223 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria III PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 10.3.3 Emisiones a las aguas 10.4 Residuos 224 226 10.5 Identificación y descripción de las acciones susceptibles de producir impactos 227 11. INFORME PRELIMINAR DE SITUACIÓN DEL SUELO 228 12. ESTADO AMBIENTAL DEL LUGAR EN EL QUE SE UBICA LA INSTALACIÓN 229 12.1 Área de estudio 229 12.2 Medio Físico Terrestre 231 12.2.1 Geología 231 12.2.2 Geomorfología 237 12.2.3 Puntos de Interés Geológico y Geomorfológico 238 12.2.4 Edafología y riesgos de erosión 239 12.2.5 Hidrología 241 12.2.6 Climatología 247 12.2.7 Calidad del aire 271 12.3 Medio Biológico Terrestre 294 12.3.1 Vegetación 294 12.3.2 Hábitats Directiva 92/43/CEE 308 12.3.3 Fauna 312 12.4 Medio Marino 325 12.4.1 Medio Físico Marino 325 12.4.2 Medio Biológico Marino 334 12.5 Medio Socioeconómico 337 12.5.1 División administrativa 337 12.5.2 Población 337 12.5.3 Nivel de instrucción 342 12.5.4 Mercado de trabajo 343 12.5.5 Estructura de la propiedad 344 12.5.6 Actividades económicas 345 12.5.7 Infraestructuras 347 12.5.8 Recursos turísticos y recreativos 351 12.5.9 Espacios Naturales Protegidos y Zonas de Interés Natural 352 12.5.10 Planeamiento urbanístico 358 12.5.11 Patrimonio Histórico-Cultural 359 12.6 Paisaje 363 12.6.1 Caracterización Paisajística PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 363 IV PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.6.2 Calidad, Fragilidad y Visibilidad 365 12.6.3 Valoración Paisajística 367 13. IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE IMPACTOS 369 13.1 Metodología 369 13.2 Identificación de Impactos 372 13.3 Caracterización y valoración de impactos 378 13.3.1 Fase de construcción 379 13.3.2 Fase de funcionamiento 389 13.3.3 Fase de desmantelamiento 421 13.4 Resumen de impactos 14. MEDIDAS PROTECTORAS Y CORRECTORAS 14.1 Fase de Construcción 426 430 430 14.1.1 Medidas protectoras 430 14.1.2 Medidas correctoras 434 14.2 Fase de Explotación: condiciones de explotación y otras medidas para evitar el deterioro del medio ambiente 434 14.2.1 Medidas protectoras generales de proyecto 435 14.2.2 Medidas para la minimización de las emisiones al aire 436 14.2.3 Medidas para la minimización de la contaminación del suelo y las aguas subterráneas 438 14.2.4 Medidas para la minimización de las emisiones a las aguas 438 14.2.5 Medidas para la protección del paisaje 439 14.2.6 Otras medidas protectoras en fase de explotación 439 14.2.7 Presupuesto de las medidas en fase de funcionamiento 440 14.3 Fase de Desmantelamiento y Clausura 15. PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL 440 442 15.1 Fase de construcción 442 15.2 Fase de funcionamiento 447 15.2.1 Control de las emisiones al aire 448 15.2.2 Control de los niveles de calidad del aire 449 15.2.3 Control del impacto producido por las torres de refrigeración 449 15.2.4 Control del impacto producido por la generación de olores 449 15.2.5 Control del impacto acústico 449 15.2.6 Control del vertido al mar 450 15.2.7 Control de la producción y gestión de residuos 451 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria V PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 15.2.8 Control de la contaminación del suelo y las aguas subterráneas 451 15.2.9 Programa de auditoría energética 452 15.2.10 Resumen, cronograma y presupuesto del Plan de Vigilancia Ambiental en fase de funcionamiento 452 16. MEDIDAS PREVENTIVAS Y CONDICIONES SITUACIONES DISTINTAS A LAS NORMALES DE FUNCIONAMIENTO EN 456 16.1 Situaciones de parada y puesta en marcha 456 16.2 Situaciones de funcionamiento anómalo 457 16.2.1 Medidas previstas para evitar escapes y dispersión de contaminantes 457 16.2.2 Protocolo de actuación en caso de funcionamiento anómalo 16.3 Aplicación del Real Decreto 1254/1999 462 463 17. OTRA DOCUMENTACIÓN ACREDITATIVA DEL CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS ESTABLECIDOS EN LA LEGISLACIÓN SECTORIAL 464 17.1 Informe de compatibilidad urbanística 464 17.2 Documentación requerida para la obtención de la licencia municipal de actividades clasificadas 464 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria VI PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO I EQUIPO DE TRABAJO ANEXO II MAPAS ANEXO III Mapa 1 Localización geográfica y área de estudio Mapa 2 Geología Mapa 3 Riesgos geotécnicos Mapa 4 Geomorfología y Puntos de Interés Geológico Mapa 5 Edafología y capacidad de uso Mapa 6 Permeabilidad. Red de drenaje. Puntos de Agua Mapa 7 Vegetación Mapa 8 Espacios Naturales Protegidos. Hábitats de Interés. Áreas de Interés Naturalístico y MUP Mapa 9 Planeamiento urbanístico Mapa 10 Unidades de paisaje Mapa 11 Vegetación, ENP y Hábitats prioritarios (en un radio de 40 km) PLANOS, DIAGRAMAS Y BALANCES DE PROYECTO Planos de la refinería actual Plano 1 Áreas de la refinería actual Plano 2 Almacenamientos de la refinería actual Planos del Proyecto URF Plano 3 Áreas de construcción del Proyecto Plano 4 Disposición de instalaciones temporales, fijas y accesos Plano 5 Implantación general del área de proceso de coquización (CR-780) Plano 6 Implantación unidad de azufre SR6 (SRPM0017) Plano 7 Implantacion cogeneración (CG610101) Plano 8 Implantación nuevo tanque gasoil desulfurado (CR-782) Plano 9 Implantación nuevo tanque de naftas (CR-783) Plano 10 Estudio implantación modificación unidad de viscorreducción VB3 (CR-787) Plano 11 Estudio de implantación escamadores de la nueva Planta de azufre y campa de azufre (SRPM008) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria VII PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Plano 12 Estudio implantación generación de vapor, tratamiento de agua, fueloil y comp. de aire (CR-789) Plano 13 Implantación unidad aguas ácidas (TC610101) Plano 14 Estudio implantación revamping Unidad H4 (CR-790) Plano 15 Implantación nueva torre de refrigeración (U610101) Plano 16 Ubicación de la refinería con la ampliación proyectada Plano 17 Focos de emisiones atmosféricas (existentes y proyectados) Plano 18 Puntos de control dentro del Plan de Vigilancia Ambiental Plano 19 Acceso de camiones de graneles Plano 20 Drenajes de las nuevas unidades de proceso Diagramas de la refinería actual Diagrama 1 Esquema de producción de la refinería en 2006 Diagramas del Proyecto URF Diagrama 2 Diagrama de bloques del Proyecto URF Diagrama 3 Diagrama general de la cogeneración Diagrama 4 Diagrama de manejo de coque Hojas de especificación de tanques nuevos Tanque Y-TK-N01 Tanque Y-TK-N02 Tanque Y-TK-N03 Tablas de consumo energético del Proyecto URF ANEXO IV MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES PRODUCTIVAS ANEXO V INFORMES ADMINISTRATIVOS DE PETRONOR Informe de compatibilidad urbanística del Ayuntamiento de Muskiz Anexo 2 de la Guía Seguro de responsabilidad civil de PETRONOR ANEXO VI CONSULTAS PREVIAS ANEXO VII MEDIO BIOLÓGICO Inventario florístico Estudio de contaminantes en la flota (2005) Censo de aves acuáticas nidificantes en balsas de PETRONOR PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria VIII PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ANEXO VIII INFORME PRELIMINAR DE SITUACIÓN DEL SUELO DE PETRONOR Informe Preliminar de Situación del Suelo de PETRONOR Informe Preliminar de la situación del suelo (Datos complementarios a lo requerido en el Anexo II del RD 9/2005) ANEXO IX ESTUDIOS DE DISPERSIÓN DE CONTAMINANTES ATMOSFÉRICOS Estudio de contaminantes primarios Estudio de dispersión fotoquimico ANEXO X ESTUDIOS DEL MEDIO MARINO Y AUTORIZACIÓN DE VERTIDO: Estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero. Campaña 2005 Caracterización del medio receptor del vertido de la refinería de PETRONOR en Punta Lucero (Bizkaia) Estudio de dispersión del vertido para el Proyecto URF en Muskiz Anexo III de la Guía: Formularios 3.3, 3.4, 3.5 ANEXO XI MODELIZACIÓN DEL IMPACTO ACÚSTICO DE LAS NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL EN LA REFINERÍA DE PETRONOR ANEXO XII ESTUDIO DE LOS EFECTOS AMBIENTALES DE LA NUEVA TORRE DE REFRIGERACIÓN ANEXO XIII ESTUDIO DE AFECCIONES A LA RED NATURA 2000 ANEXO XIV ESCRITO ACEPTACIÓN PROPUESTA DE PLAN DE VIGILANCIA DEL SUELO Y LAS AGUAS SUBTERRÁNEAS ANEXO XV PLAN DE RESTAURACIÓN AMBIENTAL ANEXO XVI PROYECTO DE REPOBLACIÓN VEGETAL DEL ÁREA EXTERIOR DE LAS INSTALACIONES DE PETRONOR ENTRE LA TORRE DE REFRIGERACIÓN DE PLANTA 3 Y VIADUCTO DE LA A-8 (BIZKAIA) ANEXO XVII AVANCE DEL INFORME DE SEGURIDAD, DEL PLAN AUTOPROTECCIÓN Y DEL PLAN DE EMERGENCIA EXTERIOR DE ANEXO XVIII ANEXO FOTOGRÁFICO ANEXO XIX BIBLIOGRAFÍA PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria IX PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ANEXO XX CUESTIONARIO PARA LAS REUNIONES SECTORIALES CON LA CEOE DE CARA A LA ELABORACIÓN DEL PNA 2008-2012 ANEXO XXI PROYECTO BÁSICO DE LA NUEVA COGENERACIÓN ANEXO XXII PROYECTO BÁSICO DE LAS NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ANEXO XXIII PROYECTO DE POTENCIACIÓN DEL TRATAMIENTO DE AGUAS PARA MEJORAR SU RECUPERACIÓN. ALCANCE DEL PROYECTO. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria X PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1. ÍNDICE GENERAL DEL DOCUMENTO PROYECTO TÉCNICO Y ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DEL PROYECTO URF Y SU RELACIÓN CON LA NORMATIVA DE REFERENCIA, LA GUÍA IPPC PARA INSTALACIONES EXISTENTES Y LA DOCUMENTACIÓN APORTADA EN LA “SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN AMBIENTAL INTEGRADA PARA LAS INSTALACIONES DE PETRONOR”...............................................................10 TABLA 2. ENTIDADES CONSULTADAS EN LA FASE DE CONSULTAS PREVIAS..................................................15 TABLA 3. RESUMEN DE PRODUCCIÓN EN PETRONOR (Tm)................................................................................22 TABLA 4. ÁREAS PRINCIPALES DE LA REFINERÍA.................................................................................................29 TABLA 5. SUPERFICIES DE PROYECTO ..................................................................................................................36 TABLA 6. COMPARACIÓN REFINERÍA ACTUAL CON REFINERÍA + URF ..............................................................43 TABLA 7 CUADRO RESUMEN DE COMPARACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA REFINERÍA DE PETRONOR (DATOS DEL AÑO 2006, SALVO QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO) CON EL PROYECTO URF. ..45 TABLA 8. TANQUES NUEVOS ...................................................................................................................................53 TABLA 9. MODIFICACIÓN EN TANQUES EXISTENTES ...........................................................................................54 TABLA 10. OPCIONES TÉCNICAS PARA LA CONVERSIÓN DE PRODUCTOS PESADOS....................................79 TABLA 11. COMPARACIÓN DE PARÁMETROS DE CONSUMO Y PRODUCCIÓN ENTRE COQUIZACIÓN RETARDADA Y FLEXICOKING...................................................................................................................................80 TABLA 12. PRODUCCIÓN DE COGENERACIÓN. PRODUCCIÓN DE GAS DE COQUIZACIÓN Y CONSUMO AGUA DEL PROYECTO ..............................................................................................................................................85 TABLA 13. BALANCE GLOBAL DEL PROYECTO....................................................................................................156 TABLA 14. BALANCE DE COMBUSTIBLES .............................................................................................................158 TABLA 15. BALANCE DE AGUA URF.......................................................................................................................163 TABLA 16. BALANCE DE AGUA DE REFINERÍA + URF..........................................................................................164 TABLA 17. MATERIAS PRIMAS................................................................................................................................166 TABLA 18. MATERIAS AUXILIARES ........................................................................................................................167 TABLA 19. PRODUCTOS Y SUBPRODUCTOS .......................................................................................................169 TABLA 20. FOCOS PUNTUALES DEL PROYECTO URF ........................................................................................171 TABLA 21. COORDENADAS DE LOS FOCOS PUNTUALES DEL PROYECTO URF .............................................171 TABLA 22. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE LA COGENERACIÓN ...................................................172 TABLA 23. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA NUEVA COGENERACIÓN, OPERANDO CON POSTCOMBUSTIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE.........................................................173 TABLA 24. LÍMITES DE EMISIÓN PARA LA COGENERACIÓN SEGÚN R.D. 430/2004.........................................174 TABLA 25. EMISIONES MÁXIMAS DE LA NUEVA COGENERACIÓN, OPERANDO CON POSTCOMBUSTIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE............................................................................................175 TABLA 26. CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DE LA CALDERA Y DEL DUCTO DE BYPASS DE LA UNIDAD DE COGENERACIÓN................................................................................................................................................175 TABLA 27. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE COQUIZACIÓN.......................................179 TABLA 28. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DEL HORNO DE COQUIZACIÓN...................................180 TABLA 29. LÍMITES DE EMISIÓN PARA GRANDES INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN R.D. 430/2004 ..............................................................................................................................180 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XI PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 30. EMISIONES MÁXIMAS DEL HORNO DE COQUIZACIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE .........................................................................................................................................................181 TABLA 31. CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE COQUIZACIÓN..........................................181 TABLA 32. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN......182 TABLA 33. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN..183 TABLA 34. . LÍMITES DE EMISIÓN PARA INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN < 50 MW CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN LEGISLACIÓN .............................................................................................................................183 TABLA 35. EMISIONES MÁXIMAS DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN ....................................184 TABLA 36.CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN..........184 TABLA 37. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE LA UNIDAD DE HIDRÓGENO H4 ................................185 TABLA 38. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA UNIDAD H4 (SITUACIÓN ACTUAL)....................185 TABLA 39. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA UNIDAD H4 (TRAS REVAMPING) ......................186 TABLA 40. LÍMITES DE EMISIÓN PARA GRANDES INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN R.D. 430/2004 ..............................................................................................................................186 TABLA 41. EMISIONES MÁXIMAS DE LA UNIDAD H4 CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE (SITUACIÓN ACTUAL) ..............................................................................................................................................187 TABLA 42. EMISIONES MÁXIMAS DE LA UNIDAD H4 CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE (TRAS REVAMPING).................................................................................................................................................187 TABLA 43. GEOMETRÍA Y COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE PLANTA 3 (U3-STK-01) ......................189 TABLA 44. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LAS NUEVAS PLANTAS DE AZUFRE .....................189 TABLA 45. EMISIONES MÁXIMAS DE LAS NUEVAS PLANTAS DE AZUFRE........................................................189 TABLA 46. FACTORES DE EMISIÓN EN FUNCIÓN DE LA VELOCIDAD DE TRANSPORTE (V)21,, EN KM/H......194 TABLA 47. EMISIONES GASEOSAS ESPERADAS DEBIDAS AL TRÁFICO DE CAMIONES DE TRANSPORTE DE COQUE Y AZUFRE ...................................................................................................................................................195 TABLA 48. LISTADO DE EQUIPOS EMISORES DE RUIDO ....................................................................................200 TABLA 49. EFLUENTES LÍQUIDOS URF .................................................................................................................204 TABLA 50. CALIDAD DEL AGUA DE VERTIDO AL EXTERIOR...............................................................................205 TABLA 51. CONTAMINANTES POTENCIALES DEL VERTIDO DE LA REFINERÍA DE PETRONOR ....................206 TABLA 52. RESIDUOS GENERADOS CON PROYECTOS URF EN LA REFINERÍA DE PETRONOR ...................216 TABLA 53.CALIDAD ADMISIBLE Y PREVISIBLE DE LOS VERTIDOS...................................................................225 TABLA 54. RESIDUOS NO PELIGROSOS EN FASE DE CONSTRUCCIÓN ...........................................................226 TABLA 55. RESIDUOS PELIGROSOS EN FASE DE CONSTRUCCIÓN .................................................................226 TABLA 56. ELEMENTOS DE INTERÉS GEOLÓGICO Y GEOMORFOLÓGICO ......................................................239 TABLA 57. PUNTOS DE AGUA DEL INVENTARIO DE PUNTOS DE AGUA DEL EVE ...........................................245 TABLA 58. PUNTOS DE AGUA DE LA FEDERACIÓN VIZCAÍNA DE MONTAÑA...................................................246 TABLA 59- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MEDIAS MENSUALES Y DE LA MEDIA DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS DIARIAS. OSCILACIÓN TÉRMICA ........................................................252 TABLA 60.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ABSOLUTAS.....................................253 TABLA 61.- PRECIPITACIÓN MEDIA Y MÁXIMA EN 24 HORAS ............................................................................254 TABLA 62.- PRECIPITACIÓN MEDIA SEGÚN LA ESTACIÓN DEL AÑO.................................................................256 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XII PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 63.- PRESIÓN MEDIA EN LA ESTACIÓN Y A NIVEL DEL MAR..................................................................257 TABLA 64.-NÚMERO DE DÍAS DE HELADA, TEMPERATURAS MÍNIMAS ≥ 18°C Y TEMPERATURAS MÁXIMAS ≥ 30°C ........................................................................................................................................................................258 TABLA 65.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TEMPERATURAS MEDIAS Y CÁLCULO DE LA EVAPOTRANSPIRACIÓN POTENCIAL ....................................................................................................................267 TABLA 66.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: BALANCE HÍDRICO .............................................................................267 TABLA 67.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TÉRMINOS EMPLEADOS EN EL BALANCE HÍDRICO.......................268 TABLA 68. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: RESUMEN DE ÍNDICES........................................................................269 TABLA 69. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TIPO CLIMÁTICO SEGÚN EL ÍNDICE DE HUMEDAD GLOBAL..........269 TABLA 70. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: EFICACIA TÉRMICA SEGÚN EVAPOTRANSPIRACIÓN POTENCIAL 270 TABLA 71. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: VARIACIÓN ESTACIONAL DE LA HUMEDAD EFECTIVA...................270 TABLA 72. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: CONCENTRACIÓN ESTIVAL DE LA EFICACIA TÉRMICA..................270 TABLA 73. COORDENADAS Y CONTAMINANTES REGISTRADOS EN LAS ESTACIONES DE CALIDAD DEL AIRE ANALIZADAS ...................................................................................................................................................271 TABLA 74. NIVELES MEDIOS ANUALES DE NOX REGISTRADOS DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES...........................274 TABLA 75. NIVELES DE NO2 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL RD 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES ...........................................................................................................................275 TABLA 76. NIVELES DE SO2 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL RD. 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES .................................................................................................................................................278 TABLA 77.- NIVELES DE PM10 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL R.D. 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES .................................................................................................................................................................280 TABLA 78. ESTADÍSTICA BÁSICA DE LOS VALORES HORARIOS Y DIARIOS DE PM2,5 EN LAS ESTACIONES DE GETXO Y MUSKIZ DURANTE LOS AÑOS 2004 Y 2005 ....................................................................................281 TABLA 79.- NIVELES DE O3 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL R.D. 1796/2003 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES ...........................................................................................................................283 TABLA 80. CONCENTRACIONES OCTOHORARIAS MÁXIMAS DE CO Y SUPERACIONES DEL R.D.1073/2002 EN LAS ESTACIONES DE GETXO, MUSKIZ Y ZIERBENA DURANTE EL PERIODO 2001-2005 ..........................284 TABLA 81. NIVELES DE COV REGISTRADOS EN LA ESTACIÓN DE ZALLA. CAMPAÑA DE ENERO A DICIEMBRE DE 2005 ................................................................................................................................................286 TABLA 82. RESUMEN DE LOS VALORES LÍMITES DE CONCENTRACIÓN EN EL AIRE AMBIENTE PARA LOS DISTINTOS CONTAMINANTES ................................................................................................................................289 TABLA 83. NIVELES DE PRESIÓN SONORA OBTENIDOS EN LA CAMPAÑA DE MEDIDAS ...............................291 TABLA 84. NIVELES DE PRESIÓN SONORA DEBIDOS AL FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD G4 Y A LAS MODIFICACIONES PUNTUALES DE LAS UNIDADES HD3 Y S3 ...........................................................................292 TABLA 85. NIVELES DE RUIDO DE FONDO EXISTENTES ANTES DE LA PUESTA EN FUNCIONAMIENTO DE LAS NUEVAS UNIDADES CONTEMPLADAS EN EL PROYECTO URF ..................................................................292 TABLA 86. ESPECIES DE LEPIDÓPTEROS ROPALÓCEROS CITADAS POR GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988a) EN LA CUADRÍCULA UTM DE 100 KM2 30T VN99 ........................................................................................................313 TABLA 87. ESPECIES DE LEPIDÓPTEROS HETERÓCEROS CITADAS POR GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988b) EN LA CUADRÍCULA UTM DE 100 KM2 30T VN99 ........................................................................................................314 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XIII PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA) ....................................................317 TABLA 89. COMPONENTES ARMÓNICAS DE LA MAREA EN EL PUERTO DE BILBAO ......................................327 TABLA 90. RESULTADOS ANALÍTICOS DEL MUESTREO A MAR ABIERTO ........................................................329 TABLA 91. COMPARACIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DE CONTAMINANTES ANALIZADOS CON OBJETIVOS DE CALIDAD..............................................................................................................................................................333 TABLA 92. SUPERFICIE Y DENSIDAD DE POBLACIÓN (2004) .............................................................................337 TABLA 93. POBLACIÓN POR ÁMBITOS TERRITORIALES SEGÚN EDAD CUMPLIDA (2004) .............................338 TABLA 94. EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN (1996-2005) ......................................................................................338 TABLA 95. MIGRACIONES POR ÁMBITO TERRITORIAL SEGÚN LA CLASE (2004) ............................................339 TABLA 96. COMPOSICIÓN FAMILIAR POR ÁMBITOS TERRITORIALES, SEGÚN LAS CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DE LOS COMPONENTES DE LA FAMILIA (MEDIA DE PERSONAS POR FAMILIAS) EN EL AÑO 2001340 TABLA 97. FAMILIAS POR ÁMBITO TERRITORIAL SEGÚN EL TIPO Y SU TAMAÑO MEDIO (2001) ..................341 TABLA 98. CENTROS EXTRAHOSPITALARIOS PÚBLICOS POR ÁMBITOS TERRITORIALES (2004) ................341 TABLA 99. VIVIENDAS PRINCIPALES POR ÁMBITO TERRITORIAL, INSTALACIONES Y SERVICIOS. ÍNDICE DE CONFORT (2001) ......................................................................................................................................................342 TABLA 100. POBLACIÓN DE 10 Y MÁS AÑOS SEGÚN NIVEL DE INSTRUCCIÓN (2001)....................................342 TABLA 101. POBLACIÓN SEGÚN SU RELACIÓN CON LA ACTIVIDAD (2001) .....................................................343 TABLA 102. POBLACIÓN OCUPADA POR SECTOR DE ACTIVIDAD (2001) .........................................................344 TABLA 103. ESTABLECIMIENTOS Y EMPLEO. ESTABLECIMIENTOS POR RAMA DE ACTIVIDAD (2004) ........346 TABLA 104. PLANEAMIENTO URBANÍSTICO EN LOS MUNICIPIOS DEL ÁREA DE ESTUDIO............................358 TABLA 105. ZONAS Y OTROS ELEMENTOS ARQUEOLÓGICOS DE LA C.A.P.V.................................................360 TABLA 106. BIENES DE INTERÉS CULTURAL .......................................................................................................362 TABLA 107. VALORACIÓN PAISAJÍSTICA DE LAS DISTINTAS UNIDADES DE PAISAJE ....................................368 TABLA 108. ALTERACIONES EN LOS DISTINTOS ELEMENTOS DEL MEDIO .....................................................377 TABLA 109. RESUMEN DE LOS VALORES LÍMITE DE CALIDAD DE AIRE (REAL DECRETO 1073/2002)..........399 TABLA 110. COMPARACIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO EN SITUACIÓN PREOPERACIONAL Y LOS NIVELES ESTIMADOS PARA LAS NUEVAS UNIDADES DEL PROYECTO URF. PERIODO DIURNO..................................410 TABLA 111. COMPARACIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO EN SITUACIÓN PREOPERACIONAL Y LOS NIVELES ESTIMADOS PARA LAS NUEVAS UNIDADES DEL PROYECTO URF. PERIODO NOCTURNO ...........................410 TABLA 112. CONCENTRACIONES DE SO2 Y EFECTOS SOBRE LA VEGETACIÓN.............................................413 TABLA 113. MÁXIMO NIVEL INMISIÓN MEDIO ANUAL DE NOX Y NO2, EN LA ZONA DE ESTUDIO ...................414 TABLA 114. Nº DE CHIMENEAS VISIBLES DESDE LOS MUNICIPIOS MÁS PRÓXIMOS A LA REFINERÍA DE PETRONOR...............................................................................................................................................................421 TABLA 115. TABLA RESUMEN. IMPACTOS EN FASE DE CONSTRUCCIÓN........................................................427 TABLA 116. TABLA RESUMEN. IMPACTOS EN FASE DE FUNCIONAMIENTO ....................................................428 TABLA 117. TABLA RESUMEN. IMPACTOS EN FASE DE DESMANTELAMIENTO...............................................429 TABLA 118. TABLA RESUMEN DEL PVA EN FASE DE FUNCIONAMIENTO.........................................................454 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XIV PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1. PREVISIÓN DE LA EVOLUCIÓN DE LA MATERIA PRIMA DISPONIBLE...............................................17 FIGURA 2 EVOLUCIÓN DE LOS FLUJOS COMERCIALES DE GASOLINA, DESTILADOS MEDIOS Y FUELÓLEO18 FIGURA 3. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y FLUJOS COMERCIALES DE DIESEL, GASOLINA Y FUELOIL EN ESPAÑA.......................................................................................................................................................................18 FIGURA 4. EVOLUCIÓN DEL BALANCE DE COQUE EN ESPAÑA ..........................................................................19 FIGURA 5. AJUSTE DE PETRONOR A LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE FUELOIL ..........................................20 FIGURA 6. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LA REFINERÍA CON PROYECTO URF ...................................24 FIGURA 7. EVOLUCIÓN DE LA ESPECIFICACIÓN DE CONTENIDO EN AZUFRE EN UE......................................27 FIGURA 8. ESQUEMA DE IMPLANTACIÓN GENERAL .............................................................................................37 FIGURA 9. ESQUEMA BÁSICO DE LA INSTALACIÓN ..............................................................................................39 FIGURA 10. ESQUEMA DEL TRATAMIENTO DE AGUAS.........................................................................................66 FIGURA 11. ITINERARIO OESTE (TRAZO ROJO).....................................................................................................87 FIGURA 12. ITINERARIO ESTE (TRAZO AZUL) ........................................................................................................88 FIGURA 13. ALTERNATIVAS DE TRAYECTORIAS ...................................................................................................90 FIGURA 14. DESCRIPCIÓN DE UN QUEMADOR TÍPICO DE DOS ETAPAS .........................................................137 FIGURA 15. BALANCE DE AGUA URF ....................................................................................................................162 FIGURA 16. ELEMENTOS TECTÓNICOS PRINCIPALES EN LA CADENA VASCO-CANTÁBRICA ORIENTAL....235 FIGURA 17. ESTACIONES DE MUESTREO EN LA ZONA DE TRANSICIÓN DEL RÍO BARBADÚN .....................242 FIGURA 18. UNIDADES Y SECTORES DEL DOMINIO HIDROGEOLÓGICO ANTICLINORIO SUR ......................244 FIGURA 19.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MEDIAS MENSUALES Y DE LA MEDIA DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS DIARIAS .................................................................................................252 FIGURA 20.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ABSOLUTAS ..................................253 FIGURA 21.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MEDIA .......................................................................255 FIGURA 22.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MÁXIMA EN 24 HORAS............................................255 FIGURA 23.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA RELACIÓN ENTRE LA PRECIPITACIÓN MEDIA Y LA PRECIPITACIÓN MÁXIMA EN 24 HORAS ............................................................................................................................................256 FIGURA 24.- ROSA DE VIENTO EN LA ESTACIÓN DE BILBAO ’AEROPUERTO DE SONDICA’ EN EL PERIODO 1971-2000 ..................................................................................................................................................................259 FIGURA 25. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE MUSKIZ (PERIODO 2003-2005) .....................................260 FIGURA 26. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE PUNTA GALEA (PERIODO 2001-2002) .........................261 FIGURA 27. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE PUNTA GALEA (PERIODO 2003-2004) .........................262 FIGURA 28. ROSAS DE VIENTO DE LAS ESTACIONES DE PUNTA GALEA Y ARBOLEDA (AÑO 2005) ............263 FIGURA 29. DIAGRAMA DE TERMOHIETAS DE LA ESTACIÓN DE BILBAO (PERIODO 1971-2000) ..................264 FIGURA 30.- CLIMOGRAMA DE GAUSSEN DE LA ESTACIÓN DE BILBAO (PERIODO 1971-2000) ....................265 FIGURA 31. LOCALIZACIÓN DE LA REFINERÍA DE PETRONOR Y DE LAS ESTACIONES DE CALIDAD DEL AIRE SELECCIONADAS ...........................................................................................................................................272 FIGURA 32.- DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. ...................................286 FIGURA 33. EVOLUCIÓN CONCENTRACIONES HORARIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. ................287 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XV PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 34. EVOLUCIÓN CONCENTRACIONES HORARIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. DIFERENCIAS DÍAS LABORABLES Y FESTIVOS. ..................................................................................................287 FIGURA 35. PUNTOS DE MEDIDA – CAMPAÑA DE MEDIDAS DE NIVELES DE PRESIÓN SONORA ................291 FIGURA 36. ESTACIONES DE MUESTREO DE LA CALIDAD DEL AGUA .............................................................328 FIGURA 37. ESTACIONES DE MUESTREO DE LA CALIDAD DEL AGUA .............................................................330 FIGURA 38. RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ENTORNO DE LA ZONA DE ESTUDIO (2005).........................................................................................................................................................................351 FIGURA 39. DETALLE DEL MAPA DE PLANEAMIENTO URBANÍSTICO EN EL ENTORNO DE LA REFINERÍA..359 FIGURA 40. CUENCAS VISUALES DE LAS NUEVAS CHIMENEAS DE LA REFINERÍA DE PETRONOR.............420 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria XVI PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL GLOSARIO DE TÉRMINOS ACRÓNIMO SIGNIFICADO ESPAÑOL INGLÉS Balsa de recogida Spill ponds Balsas de recogida de aguas Columna de vacío Vacuum Flasher Columna de vacío COV VOC Compuestos Orgánicos Volátiles DEA DEA Dietanolamina DM MD Destilados Medios (Familia de combusibles, como el Gasoil) Factor de turn-down Turn down Límite Inferior de Capacidad FCC FCC Craqueo Catalítico en Lecho Fluido Floculador o Flotador DAF Flotación por aire disuelto (Dissolved Air Flotation) Foso Pit Foso GASCON GASCON Sección de concentración y tratamiento de gases de la unidad de coquización GLP LPG Gases Licuados del Petróleo GOLC LCGO Gasoil Ligero de Coquización GOPC HCGO Gasoil Pesado de Coquización GOVB VBGO Gasoil de Visbreaking GPVB VBHG Gasoil Pesado de Visbreaking GLVF VFLG Gasoil Ligero de Vacuum Flasher GPVF VFHG Gasoil Pesado de Vacuum Flasher HDT HDT Hidrotratamiento Lavador Stripper Lavador MDEA MDEA Monodietanolamina NC CN Nafta obtenida en procesos de Coquización NL LN Nafta Ligera NP HN Nafta Pesada Planta DAR WWT Planta de Depuración de Aguas de refinería PRA SRU Planta de Recuperación de Azufre PSA PSA Presure Switch Adsorption. Adsorción por desplazamiento de presión Purga Blowdown Purga Rascador Skimmer Rascador RV VR Residuo de Vacío Separador CPI CPI Separador CPI de hidrocarburos mediante placas corrugadas en Planta DAR Separador API API Separador API de hidrocarburos por gravedad en Planta DAR Slops Slops Productos aceitosos que se reprocesan en refinería TAA SWS Tratamiento de Aguas Ácidas Viscorreducción Visbreaking Viscorreducción PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 1 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 1. INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES El proyecto objeto del presente Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental es el de Nuevas Unidades para Reducir la Producción de Fuel-Oil (Proyecto URF), a construir por PETRÓLEOS DEL NORTE, S.A. (en adelante PETRONOR) en terrenos de la Refinería de PETRONOR en el municipio de Muskiz (Bizkaia). El Proyecto contempla la adaptación de la estructura de producción de la Refinería a las expectativas de mercado previstas a medio y largo plazo, marcadas por una significativa reducción del consumo de fuelóleo, alcanzando los niveles de calidad de las especificaciones más exigentes y manteniendo los volúmenes de destilación habituales obtenidos en las últimas campañas. El objetivo principal del Proyecto URF es reducir la producción de fuelóleo y aumentar la de gasóleo, empleando como materia prima el componente pesado obtenido en la destilación de crudo (actualmente empleado como componente del fuelóleo), y obteniendo GLP, gasolina, gasóleo, gas combustible (que se empleará en la propia Refinería), azufre comercial, coque y energía eléctrica. El Proyecto URF implica la instalación de nuevas Unidades de proceso y de servicios en la Refinería de PETRONOR, y la remodelación de algunas de las existentes. Asimismo, y con objeto de satisfacer las demandas incrementales de vapor de agua y energía eléctrica del Proyecto, se incluye una Unidad de cogeneración de 43,37 MW de potencia eléctrica nominal (preliminar), basada en instalación de turbina de gas, que estará alimentada por el gas combustible generado en las nuevas Unidades de proceso. Cabe destacar que en el diseño de las instalaciones que forman parte del Proyecto URF se han tenido en cuenta las Mejores Tecnologías Disponibles (MTDs). En la normativa vigente relativa a evaluación de impacto ambiental a nivel de Estado español, y en concreto en el Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos, se incluyen, en el Anexo de Proyectos que deberán ser sometidos a evaluación de impacto ambiental, las refinerías de petróleo bruto. La Ley 3/1998, de 27 de febrero, General de Protección del Medio Ambiente del País Vasco, establece, entre las actividades sometidas al procedimiento de evaluación individualizada de impacto ambiental, las refinerías de petróleo bruto (relacionadas en el grupo 7.1 del apartado B del Anexo I). No obstante, el Proyecto URF constituye una modificación sustancial de una refinería ya existente no la construcción de una refinería nueva. Por ello, este proyecto se situaría en el Anexo II de la citada Ley. De esta forma, la competencia para realizar la Evaluación de Impacto Ambiental del Proyecto URF la tiene el Órgano Ambiental de la Comunidad Autónoma en el caso del País Vasco, donde hay trasferencia de las competencias en este ámbito. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 2 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por otra parte, la mencionada Ley establece en el artículo 43.b que el procedimiento para la evaluación individualizada de impacto ambiental se realizará de acuerdo con el contemplado en el Real Decreto Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, y su normativa de desarrollo. Adicionalmente, y en aplicación del art. 10 de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación, el Proyecto propuesto supone una modificación sustancial de la actual Refinería, por lo que queda sometido a Autorización Ambiental Integrada (AAI). Teniendo en cuenta que el Estudio de Impacto Ambiental se debe incluir en la información de la solicitud de Autorización Ambiental Integrada, se ha procedido a integrar la documentación requerida de acuerdo a la normativa de Evaluación de Impacto Ambiental con la documentación a incluir en el Proyecto Técnico de acuerdo a la “Guía para la solicitud de la Autorización Ambiental Integrada en instalaciones existentes IPPC. Comunidad Autónoma del País Vasco”, editada en mayo de 2006 por el Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio del Gobierno Vasco. En base a ello, el título del presente documento es “Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto de Nuevas Unidades para Reducir la Producción de Fuel-Oil”. Por otra parte, y dado que el Proyecto URF se integrará completamente en la Refinería actual, el documento se ha realizado teniendo como objetivo relacionar al máximo la documentación e información aportada con aquella que formó parte de la Solicitud de AAI de la Refinería actual, presentada en diciembre de 2005, ampliada en marzo de 2006, junio de 2007 y marzo de 2008. La ejecución del Proyecto afectará a un determinado número de ambientes, provocando sobre el medio una influencia variable para los distintos elementos del mismo, generará una afección a la atmósfera, producirá un cambio en la estructura del paisaje, etc. Todos estos aspectos serán considerados para la correcta valoración de los impactos producidos por esta actuación. No obstante, y debido a las características del Proyecto, se ha hecho un especial hincapié en el análisis de las afecciones relacionadas con la contaminación atmosférica (contaminación acústica y calidad del aire). Así, se han realizado los siguientes estudios de detalle: − Modelización del impacto acústico de las nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil en la refinería de petronor . − EstudioS de dispersión de contaminantes atmosféricos − Estudio de los efectos ambientales de la nueva torre de refrigeración − Estudios del medio marino y autorización de vertido: − Estudio de afecciones a la Red Natura 2000 Dichos estudios han sido incluidos como anexos al presente documento. El presente Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental ha sido realizado por Iberdrola Ingeniería y Construcción S.A.U. (IBERINCO) en colaboración con PETRONOR, SENER, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 3 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL EDE Ingenieros, S.A. y otros centros como AZTI, TECNOAMBIENTE, IDOM, LABEIN y AAC, detallándose en el Anexo I el equipo de trabajo asignado al mismo. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 4 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 2. OBJETIVOS Y PROCESO METODOLÓGICO Como se ha indicado en el apartado anterior, el presente documento responde, por una parte, al contenido de la solicitud de AAI establecido en el artículo 12 de la Ley 16/2002. Por otro lado, este documento, como Estudio de Impacto Ambiental, persigue proporcionar los datos necesarios que permitan seleccionar la mejor alternativa a adoptar y realizar los análisis necesarios para la correcta evaluación de las consecuencias ambientales que la construcción, el funcionamiento y el posterior desmantelamiento de las instalaciones asociadas al Proyecto URF pueden generar sobre los medios físico, biológico y socioeconómico, así como sobre el paisaje. Asimismo, el Estudio de Impacto Ambiental permitirá, una vez valorados los efectos del Proyecto, establecer las medidas protectoras y correctoras necesarias para evitar y/o minimizar los efectos generados por la actuación. 2.1 OBJETIVOS Los objetivos del Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental son: − Evitar o, cuando ello no sea posible, reducir y controlar la contaminación de la atmósfera, del agua y del suelo, mediante el establecimiento de un sistema de prevención y control integrados de la contaminación, con el fin de alcanzar una elevada protección del medio ambiente en su conjunto. − Cumplir con la normativa medioambiental vigente. − Enriquecer el Proyecto mediante la incorporación de la perspectiva medioambiental al mismo. − Proporcionar los datos necesarios que permitan seleccionar la mejor alternativa para el Proyecto. − Definir, analizar y valorar, desde el punto de vista ambiental, el entorno del Proyecto, entendiéndose el mismo como el espacio físico, biológico y socioeconómico en el que se insertan las obras proyectadas y que es susceptible de sufrir alguna alteración. − Identificar, caracterizar y valorar la naturaleza y magnitud de los efectos originados por la construcción del Proyecto, su puesta en funcionamiento y su desmantelamiento. − Establecer las medidas protectoras y correctoras que permitan evitar o minimizar los impactos ambientales negativos generados. − Diseñar un Programa de Vigilancia Ambiental que permita realizar un seguimiento y control de la componente medioambiental. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 5 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 2.2 PROCESO METODOLÓGICO De acuerdo a la normativa vigente, y en lo que respecta al contenido del Estudio de Impacto Ambiental, el presente documento contendrá, al menos, los siguientes datos: − Descripción del Proyecto y acciones que de él se deriven. − Resumen de las alternativas y justificación de la solución adoptada. − Inventario ambiental y descripción de las interacciones ecológicas o ambientales claves. − Identificación y valoración de impactos tanto en la solución propuesta como en sus alternativas. − Establecimiento de medidas correctoras. − Programa de Vigilancia Ambiental. − Documento de Síntesis. Por otra parte, y de acuerdo a la Ley 16/2002, de 1 de julio, de Prevención y Control Integrados de la Contaminación, la Solicitud de AAI contendrá, al menos, la siguiente documentación, recogida en el artículo 12 de la misma: − Proyecto básico. − Informe del Ayuntamiento en cuyo territorio se ubique la instalación, acreditativo de la compatibilidad del proyecto con el planeamiento urbanístico. − En su caso, documentación exigida por la legislación de aguas para la autorización de vertidos a las aguas continentales y por la legislación de costas para la autorización de vertidos desde tierra a mar. − Determinación de los datos que, a juicio del solicitante, gocen de confidencialidad de acuerdo con las disposiciones vigentes. − Cualquier otra documentación acreditativa del cumplimiento de requisitos establecidos en la legislación sectorial aplicable, incluida la referente a fianzas y seguros obligatorios. − Cualquier otra documentación e información determinada en la normativa aplicable. − Resumen no técnico de las indicaciones especificadas anteriormente, para facilitar su comprensión a efectos del trámite de información pública. − En su caso, Estudio de Impacto Ambiental. Por su parte, la “Guía para la solicitud de la Autorización Ambiental Integrada en instalaciones existentes IPPC. Comunidad Autónoma del País Vasco”, editada en mayo de 2006 por el Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio del Gobierno Vasco, establece la información mínima que hay que aportar en el Proyecto Técnico: − Características generales de la actividad y de las acciones de la misma susceptibles de generar impactos ambientales. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 6 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Examen de alternativas e implantación de MTDs. − Utilización y consumo de recursos y energía. − Descripción y cuantificación de emisiones. − Generación y gestión de residuos. − Condiciones de explotación y otras medidas para evitar el deterioro del medio ambiente. − Informe preliminar de situación del suelo. − Estado ambiental del lugar en el que se ubica la instalación y valoración de los posibles efectos en el medio receptor. − Programa de vigilancia ambiental. − Medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales. − Otra documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos establecidos en la legislación sectorial. En diciembre de 2005 (con ampliación de información en marzo de 2006), PETRONOR presentó la Solicitud de AAI de la Refinería actual, siguiendo el siguiente índice en la documentación aportada: − Introducción a la Solicitud. − Descripción de la Instalación, incluyendo entre otros la relación de licencias y autorizaciones. − Procesos y técnicas. − Producción, consumo y almacenamiento de sustancias. − Emisiones contaminantes: focos, sustancias y cantidades (atmósfera, agua, residuos y ruido). − Técnicas y tecnologías para evitar o reducir las emisiones (MTDs). − Prevención, control y valoración de las emisiones generadas (atmósfera, agua, suelo). − Estado ambiental y capacidad regenerativa del lugar de ubicación de la instalación. − Medidas para cumplir las obligaciones del titular (incluye diversos apartados del Sistema de Gestión Medioambiental de la Refinería, así como autorizaciones –residuos, vertidos, etc.) − Resumen No Técnico. Teniendo en cuenta todo lo anterior, para la realización del documento que aquí se presenta se han contemplado los contenidos especificados en la Ley 3/1998 (teniendo en consideración también lo indicado en el Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos), en el artículo 12 de la Ley 16/2002, y en la “Guía para la solicitud de la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 7 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Autorización Ambiental Integrada en instalaciones existentes IPPC del País Vasco”, así como la documentación aportada por la Refinería actual en su Solicitud de AAI. Con objeto de facilitar la comprensión del contenido y esquema metodológico seguido para la realización del presente documento, a continuación se presenta, a modo de tabla, la relación del índice general del documento con la normativa y documentación mencionada. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 8 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PT y EsIA PROYECTO URF GUÍA INSTALACIONES EXISTENTES1 LEY 3/1998 Introducción y antecedentes AAI REFINERÍA EXISTENTE Introducción a la Solicitud Objetivos y proceso metodológico Justificación del Proyecto Características generales de la actividad y de las acciones de la misma susceptibles de generar impactos ambientales Características generales de la actividad y de las acciones de la misma susceptibles de generar impactos ambientales Descripción del Proyecto y acciones que de él se deriven Descripción de la Instalación Procesos y técnicas Examen de alternativas e implantación de las Mejores Técnicas Disponibles (MTDs) Examen de alternativas e implantación de MTDs Resumen de las alternativas y justificación de la solución adoptada Técnicas y tecnologías para evitar o reducir las emisiones (MTDs) Utilización y consumo de recursos y energía (previsión de consumo de energía, combustibles, agua, materias primas y auxiliares, producción de productos y subproductos del Proyecto, y descripción de almacenamientos de los mismos) Utilización y consumo de recursos y energía Descripción y cuantificación de emisiones (al aire –emisiones gaseosas y ruido y vibraciones- y al agua) Descripción y cuantificación de emisiones Generación y gestión de residuos Generación y gestión de residuos Producción, consumo y almacenamiento de sustancias Emisiones contaminantes: focos, sustancias y cantidades Fase de obras (preparación de los terrenos para cimentaciones, consumo de recursos, etc. de las obras, e identificación de las acciones susceptibles de producir impactos en fase de construcción) Informe Preliminar de Situación del Suelo Informe Preliminar de Situación del Suelo Descripción del medio Estado ambiental del lugar en el que se ubica la instalación y valoración de los posibles efectos en el medio receptor 1 Estado ambiental y capacidad regenerativa del lugar de ubicación de la instalación Identificación y valoración de impactos, tanto en la solución propuesta como en sus alternativas Identificación y valoración de impactos Medidas protectoras y correctoras (incluye las condiciones de explotación y otras medidas para evitar el deterioro del medio Inventario ambiental y descripción de las interacciones ecológicas o ambientales claves Condiciones de explotación y otras medidas para evitar el deterioro del medio ambiente Establecimiento de medidas correctoras Medidas para cumplir las obligaciones del titular Incluye documentación solicitada de acuerdo a Ley 16/2002 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 9 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PT y EsIA PROYECTO URF GUÍA INSTALACIONES EXISTENTES1 LEY 3/1998 AAI REFINERÍA EXISTENTE ambiente) Programa de vigilancia ambiental Programa de vigilancia ambiental Medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales Medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales Otra documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos establecidos en la legislación sectorial: Otra documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos establecidos en la legislación sectorial Programa de Vigilancia Ambiental Prevención, control y valoración de las emisiones generadas (atmósfera, agua, suelo) Documento de Síntesis Resumen No Técnico * Informe de compatibilidad urbanística * Documentación requerida para la obtención de la licencia municipal de actividades clasificadas prevista en la Ley 3/1998, de 27 de febrero, General de Protección del Medio Ambiente del País Vasco (en concreto, requisitos sanitarios –prevención de la legionelosis-, de seguridad industrial, así como proyecto técnico y memoria descriptiva) Resumen No Técnico (integra y sustituye el Resumen No Técnico de la Refinería existente) Resumen No Técnico TABLA 1. ÍNDICE GENERAL DEL DOCUMENTO PROYECTO TÉCNICO Y ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DEL PROYECTO URF Y SU RELACIÓN CON LA NORMATIVA DE REFERENCIA, LA GUÍA IPPC PARA INSTALACIONES EXISTENTES Y LA DOCUMENTACIÓN APORTADA EN LA “SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN AMBIENTAL INTEGRADA PARA LAS INSTALACIONES DE PETRONOR” PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 10 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL Cabe destacar que, con objeto de no duplicar información, en la redacción del presente documento se realizan continuas referencias cruzadas a la documentación ya aportada el 20 de diciembre de 2005 en la Solicitud de AAI de la Refinería existente, y completada con una nueva entrega de documentación el 31 de marzo de 2006. A continuación se expone la metodología seguida para la realización del presente documento. • Primera fase Los apartados correspondientes a Características generales de la actividad y de las acciones de la misma susceptibles de generar impactos ambientales, Examen de alternativas e implantación de MTDs, Utilización y consumo de recursos y energía, Descripción y cuantificación de emisiones y Generación y gestión de residuos se han realizado siguiendo las indicaciones contenidas en la “Guía para la solicitud de la Autorización Ambiental Integrada en instalaciones existentes IPPC. Comunidad Autónoma del País Vasco”, con la salvedad de que al no constituir el Proyecto URF una instalación existente, para algunos de los aspectos especificados en la Guía no se puede alcanzar el grado de detalle solicitado en la misma. Tal y como se ha indicado con anterioridad, en todos los apartados se realizan referencias cruzadas a la documentación aportada para solicitar la AAI de la Refinería existente, habiéndose seguido, en la medida de lo posible, la misma estructura en los capítulos equivalentes de ambas documentaciones. El Informe Preliminar de Situación del Suelo de toda la Refinería (es decir, incluidos los suelos sobre los que se prevé implantar las distintas instalaciones del Proyecto URF) se ha aportado como documentación independiente con anterioridad a la presente documentación. En concreto, el Informe Preliminar de Situación del suelo se presentó en el Registro del Gobierno Vasco el día 30 de mayo de 2006 y en enero de 2007 se completó con datos complementarios a lo requerido en el Anexo II del RD 9/2005. Se adjuntan ambos documentos en el Anexo VIII a modo informativo, ya que su evaluación es independiente del alcance de la AAI y la DIA del Proyecto URF y el procedimiento ya ha finalizado. Paralelamente a la realización de los apartados anteriores y a la justificación del Proyecto URF, se ha procedido al estudio de los diferentes elementos de los medios físico, biológico y socioeconómico así como del paisaje, teniendo como resultado el capítulo de Descripción del medio. Para ello, se ha llevado a cabo la identificación, censo, inventario, cuantificación de todos los elementos y/o condicionantes ambientales, sociales, legales y técnicos del área de estudio. La elaboración de un inventario ambiental en el que se analicen los medios físico, biológico y socioeconómico y el paisaje constituye la base, junto con la información relativa a las características del proyecto, para la evaluación del impacto ambiental que se pueda producir y para la definición de medidas protectoras y correctoras. El trabajo de campo se considera de importancia en esta fase, ya que la documentación existente a priori puede adolecer en algunos casos de deficiencias tales como una escala no apropiada al alcance del trabajo, datos no actuales, inexactitud, etc. Previamente a los PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 11 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL trabajos de campo, se ha efectuado una recopilación de la información existente sobre todos los elementos incluidos en el Inventario Ambiental. En base a esta información se han planificado las labores de campo, con el fin de completarla y aumentarla hasta el nivel requerido en el Estudio. • Segunda Fase En la segunda fase se ha procedido al análisis de los impactos que la ejecución del Proyecto URF puede generar sobre los diferentes elementos del medio, considerándose tanto la fase de construcción y la de operación como la de desmantelamiento. Para ello, se ha procedido, en primer lugar, a la identificación de impactos, para luego realizar la caracterización y valoración de los mismos. Para identificar los impactos de forma objetiva se ha optado por una metodología bien definida, que relaciona de forma clara cada elemento o actividad del proyecto con el medio físico, biológico, socioeconómico y visual afectado. Para ello, en una primera etapa se identifican de manera exhaustiva las acciones del proyecto que pueden producir efectos en los diferentes elementos del medio: suelo, aire, agua, flora y vegetación, fauna, socioeconomía y paisaje. Se identifican a continuación los diferentes impactos que las distintas acciones del proyecto van a generar sobre el medio ambiente durante las fases de construcción, operación y desmantelamiento. Con el listado de acciones impactantes, resultado del análisis del proyecto, y el listado de componentes y variables ambientales, resultado del análisis del medio, se ha elaborado una matriz para la identificación de efectos ambientales. La matriz permite discriminar las acciones y efectos ambientales en cada fase del proyecto (construcción, operación y desmantelamiento) sobre cada elemento del medio (suelo, agua, vegetación, etc.). La evaluación de impactos se ha realizado por fases del proyecto. Siempre que ha sido posible, la valoración de impactos ha sido realizada en forma cuantitativa en relación a los valores de referencia contemplados en las normas y estudios técnicos que aplicaban al Estudio (legislación sectorial vigente, normativa europea, sugerencias de agencias ambientales y comités científicos, etc.). Se ha realizado una serie de análisis que permiten cuantificar la magnitud del impacto que, tras la correspondiente jerarquización, se asocia a las magnitudes de impacto en términos de carácter valorativo (compatible, moderado, severo y crítico). Esta valoración dependerá de la cantidad y calidad del factor afectado, de su importancia, del grado de incidencia o severidad de la afección y de las características del efecto expresadas por una serie de atributos que lo describen. Para la valoración de los impactos residuales se ha tenido en cuenta la aplicación de las distintas medidas tanto protectoras como correctoras, definidas para las fases de construcción, operación y desmantelamiento. Con objeto de constatar la correcta ejecución del proyecto, resolver problemas que no hubieran sido previstos a priori, comprobar que los estudios realizados son correctos y que las medidas aplicadas (protectoras y correctoras) dan los resultados previstos, se ha diseñado un Programa de Vigilancia Ambiental. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 12 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL El Programa de Vigilancia Ambiental tiene como función básica establecer un sistema que garantice el cumplimiento de las indicaciones y medidas protectoras y correctoras propuestas. Por otra parte, el Programa permitirá establecer el control de la magnitud de ciertos impactos cuya predicción resulta difícil de realizar durante la fase de proyecto, articular nuevas medidas correctoras en el caso de que las ya aplicadas no sean suficientes, así como detectar impactos que en un principio no se habían previsto, pudiendo introducir a tiempo las medidas correctoras que permitan paliarlos. Por último, se ha incorporado un apartado en el que se describen las medidas preventivas y condiciones de explotación en situaciones distintas a las normales, así como otra documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos establecidos en la legislación sectorial. Al igual que en el caso de los primeros capítulos del documento, en la realización de los apartados de Medidas protectoras y correctoras, Programa de vigilancia ambiental, Medidas preventivas y condiciones de funcionamiento en situaciones distintas a las normales y Otra documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos establecidos en la legislación sectorial, se han tenido en cuenta las indicaciones contenidas en la “Guía para la solicitud de la Autorización Ambiental Integrada en instalaciones existentes IPPC. Comunidad Autónoma del País Vasco” y se han realizado las oportunas referencias cruzadas con la documentación aportada en la solicitud de AAI de la Refinería existente. • Tercera fase Dado el carácter amplio del documento, se ha realizado, de acuerdo a las indicaciones de la Ley 16/2002, un Resumen No Técnico del Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental destinado a facilitar la comprensión del proyecto, de sus efectos sobre el medio ambiente y de las medidas protectoras y correctoras previstas. Con objeto de completar la integración de la presente documentación (en lo que respecta a la Solicitud de AAI del Proyecto URF) con la documentación presentada en la Solicitud de AAI de la Refinería actual, el Resumen No Técnico abarca el conjunto Refinería actual y Proyecto URF, sustituyendo así al Resumen No Técnico presentado en el capítulo IX de la documentación aportada en la solicitud de AAI de la Refinería. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 13 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 3. RESULTADO DE LAS CONSULTAS PREVIAS Con fecha de 28 de febrero de 2007 la Dirección de Calidad Ambiental. Viceconsejería de Medio Ambiente. Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio. Gobierno Vasco, y con fecha 28 de mayo de 2007, la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental de la Secretaría General para la Prevención de la Contaminación y el Cambio Climático (Ministerio de Medio Ambiente) remitieron las contestaciones recibidas a las consultas realizadas sobre la Memoria-Resumen del Proyecto, indicando además los aspectos más significativos que debían tenerse en cuenta para la realización del Estudio de Impacto Ambiental. En la Tabla 2 se indican las entidades/organismos consultados por ambas Direcciones, especificándose en cada uno de los casos si se ha recibido respuesta, indicándose con “X” la respuesta por parte de la entidad u organismo: ENTIDADES CONSULTADAS RESPUESTAS RECIBIDAS Subdirección General de Vida Silvestre. Dirección General para la Biodiversidad. Ministerio de Medio Ambiente X Dirección General de Costas X Confederación Hidrográfica del Norte Autoridad Portuaria de Bilbao X Ayuntamiento de Castro-Urdiales Ayuntamiento de Abanto y Ciérvana/Abanto Zierbena X Ayuntamiento de Barakaldo X Ayuntamiento Berango Ayuntamiento de Erandio Ayuntamiento de Galdames Ayuntamiento de Getxo X Ayuntamiento de Leioa Ayuntamiento de Muskiz X Ayuntamiento de Ortuella Ayuntamiento de Portugalete Ayuntamiento de Santurtzi Ayuntamiento de Sestao Ayuntamiento de Sopuerta Ayuntamiento de Valle de Trápaga Ayuntamiento de Zierbena Natur-Asociación Euskalhemia Eroski EKI Plataforma Ekologista Erreka Secretaría General de Pesca Marítima del MAPA ADENA SEO Dirección General para la Biodiversidad Instituto Tecnológico y Minero de España PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 14 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL ENTIDADES CONSULTADAS RESPUESTAS RECIBIDAS Departamento de Biología y Ecología. Facultad de Ciencias. UPV/EUH Greenpeace Ecologistas en Acción Viceconsejería de Cultura, Juventud y Deportes. Departamento de Cultura. Gobierno Vasco X Dirección de Calidad Ambiental. Viceconsejería de Medio Ambiente. Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio. Gobierno Vasco X Dirección de Planificación, Evaluación y Control Ambiental. Viceconsejería de Medio Ambiente. Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio. Gobierno Vasco Delegación del Gobierno en el País Vasco X Subdelegación del Gobierno en Bizkaia Dirección de Aguas. Viceconsejería de Medio Ambiente. Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio. Gobierno Vasco Dirección de Biodiversidad y Participación Ambiental. Viceconsejería de Medio Ambiente. Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio. Gobierno Vasco X Diputación Foral de Bizkaia Instituto Nacional de Meteorología2 X Viceconsejería de Interior. Gobierno Vasco. Dirección de Atención de Emergencias X Departamento de Sanidad. Dirección Territorial de Bizkaia. Gobierno Vasco X Departamento de Cultura. Diputación Foral de Bizkaia X Departamento de Cultura. Diputación Foral de Bizkaia X Departamento de industria, Comercio y Turismo. Viceconsejería de Comercio, Consumo y Seguridad Industrial. Dirección de Consumo y Seguridad Industrial. Gobierno Vasco. X TABLA 2. ENTIDADES CONSULTADAS EN LA FASE DE CONSULTAS PREVIAS Una vez recibidas las anteriormente señaladas contestaciones a las consultas realizadas, se ha procedido a la consideración de los aspectos ambientales indicados en las mismas para la realización del Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. El Informe de Consultas Previas emitido por la Dirección de Calidad Ambiental de la Viceconsjería de Medio Ambiente del Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio, junto con el resto de contestaciones, se adjuntan en el Anexo VI. También se han incorporado a dicho Anexo unas tablas donde se recogen todas las contestaciones recibidas, indicándose la respuesta expresa a los aspectos ambientales reflejados en las mismas. Asimismo, se señalan los casos en que se considera no aplica (N/A) dicha respuesta. 2 No se dispone de la respuesta del Instituto Nacional de Meteorología, a pesar de que se incluye en el listado de organismos consultados que han emitido respuesta. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 15 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 4. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 4.1 ANTECEDENTES A continuación se exponen los principales hitos de la historia de PETRONOR: − El Decreto 2132/1968, de 14 de septiembre, adjudicó a Refinería de Petróleos del Norte, S.A., el concurso para la instalación de una refinería de petróleos, con una capacidad de 5 millones de t/año de crudo. − En 1972 se puso en marcha la Refinería 1. − En 1979 se produjo la primera ampliación con puesta en marcha de Refinería 2, para incrementar la capacidad hasta 12 millones de t/año de crudo. − En 1985 se produjo la segunda ampliación con puesta en marcha de las Unidades de Conversión (al objeto de reducir la producción de fuelóleo). − Entre 1993 y 1994 se pusieron en marcha las nuevas plantas de alquilación, desulfuradora de gasóleos, recuperación de azufre y cogeneración, al objeto de cumplir las especificaciones medioambientales y aumentar la eficiencia energética. − En 1997 se mejoró el Control y Seguridad de Procesos con la instalación de Tecnología de Control Avanzado. − En 1998 se amplió la capacidad de la Planta existente de Tratamiento de aguas residuales. − En 1999 se puso en marcha una nueva Unidad de reducción de benceno y aumento de la capacidad de las Unidades desulfuradoras. − En 2001 se puso en marcha una nueva Unidad de recuperación de azufre. − En 2005 se concedió la licencia de instalación de una Unidad de desulfuración de gasolinas y una Unidad de desulfuración de gasóleos para cumplir con las nuevas especificaciones de contenido de azufre en carburantes, actualmente de 50 y 10 ppm. Estas Unidades han sido puestas en marcha en agosto de 2005 y junio de 2006, respectivamente. A continuación se analizan brevemente los principales factores que justifican la necesidad del Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 16 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 4.2 DEMANDA DE PRODUCTOS COMBUSTIBLES. ESTABILIDAD Y SEGURIDAD El crudo o petróleo (materia prima) disponible en el mercado internacional se caracteriza por una progresiva tendencia a los crudos más densos (ver Figura 1). Para el sector del refino esto supone que, además de acometer importantes inversiones para adecuar sus productos a las nuevas especificaciones comerciales, tendrá cada vez más excedentes de combustibles pesados (fueloil) sin mercado donde colocarlos. Materia prima disponible (Mib/d) 100 Fuente: PIRA Energy Group Crudos densos 80 60 Crudos ligeros y medios 40 20 0 2000 2005 2010 2015 FIGURA 1. PREVISIÓN DE LA EVOLUCIÓN DE LA MATERIA PRIMA DISPONIBLE Asimismo, en la industria del refino las tendencias en la evolución de las especificaciones medioambientales han obligado a reducciones progresivas del contenido de azufre y otros contaminantes de los combustibles. Por otra parte, en los últimos años se ha producido un incremento de la demanda de destilados medios en Europa, y especialmente en España, que se ha traducido en un creciente déficit mundial de gasoil, y una reducción de la demanda de gasolinas en Europa y en España (Figura 2). Los excedentes europeos de gasolinas y naftas han sido absorbidos por los mercados de Estados Unidos y Asia. Al mismo tiempo, el consumo de fueloil tiende a disminuir y se endurecen las especificaciones de contenido de contaminantes para este producto. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 17 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 40 Demanda [Millones Toneladas] 35 Diesel l nua a % +6,2 Gasolina Fuel Oil 30 l nua a ,3% +10 25 20 15 -1,6 % anual 10 5 -6,4 % anual 0 -1,3 % anual -4,3 % anual '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 (E) (E) (E) (E) (E) (E) Notas: Fuente Petrofinance (crecimiento PFC sobre Real 2004) Diesel incluye gasóleo A y B Fuel Oil incluye Fuel Oil BIA FIGURA 2 EVOLUCIÓN DE LOS FLUJOS COMERCIALES DE GASOLINA, DESTILADOS MEDIOS Y FUELÓLEO 4.000 2.000 Export 0 [kt/año] -2.000 -4.000 -6.000 -8.000 -10.000 -12.000 -14.000 Import 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 Gasolina 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 D. Medios 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 Fuelóleos FIGURA 3. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA Y FLUJOS COMERCIALES DE DIESEL, GASOLINA Y FUELOIL EN ESPAÑA El déficit creciente de gasoil de España y Europa se explica en su mayor parte por el fuerte incremento de vehículos diesel en el parque automovilístico, siendo necesario importar gasoil para poder cubrir la demanda local. En el año 2004 el déficit de gasoil en Europa se situaba en 20 Mt y se estima que se duplicará para el año 2015. Por regiones, dentro de la Europa de los 25, todas presentan déficit de gasoil, si bien éste es mayor en la región del Mediterráneo y muy especialmente en España, cuyo déficit en el año 2004 fue de 12Mt España, en la actualidad, es también deficitaria de coque combustible de petróleo. En el año 2004 fue necesario importar 4 Mt para cubrir la demanda (Figura 3). El Proyecto URF PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 18 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL incluye un aumento de producción de coque de 0,7 Mt/año contribuyendo por tanto a disminuir la importación y dependencia de este producto, tal y como se puede ver en la siguiente figura. Balance de Coque en España ktm 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Situación 2004 con Nuevos Proyectos (*) Consumo 3.813 4.261 3.829 4.415 4.163 4.572 4.572 706 946 947 932 705 914 3.794 3.107 3.315 2.882 3.483 3.458 3.658 778 Producción (**) Importación (*) En España actualmente sólo se produce en Puertollano y La Coruña. (**) Estimación de Producción incluye proyectos de Repsol YPF (Bilbao y Cartagena), BP (Castellón) y Balboa (Grupo Gallardo). Procedencia 2004 Texas Louisiana Mississipi Caribe (I. Vírgenes) Otros 35 % 18 % 10 % 2% 35 % FIGURA 4. EVOLUCIÓN DEL BALANCE DE COQUE EN ESPAÑA En la Figura 5 se muestra el esfuerzo de adaptación a las necesidades del mercado que PETRONOR ha realizado a lo largo de su historia. La refinería, en su origen, estuvo dedicada a la fabricación de fueloil, combustible habitual en el sector industrial y en las centrales térmicas convencionales de generación de energía eléctrica. Las restricciones medioambientales y la progresiva extensión de la disponibilidad de gas natural supusieron una rápida reducción de la demanda de fueloil. PETRONOR llevó a cabo en el año 1985 un proyecto de construcción de nuevas plantas para la conversión de productos pesados en gasolina y gasoil. Desde entonces la refinería ha realizado un progresivo ajuste al mercado mediante la adecuación en la estructura de los crudos procesados, adaptación de las Unidades existentes, etc. El exceso de fueloil producido (inevitable en el proceso de destilación o separación de los componentes del crudo) es dedicado a la exportación. Sin embargo, se ha llegado al límite tecnológico y se hace imprescindible llevar a cabo la construcción de nuevas Unidades de conversión al objeto de transformar los componentes más pesados del petróleo (actuales componentes del fueloil) en productos de mayor valor añadido como gasolina, GLP, gasoil y coque. Este último producto se caracteriza por un incremento en la demanda en los últimos años, siendo importado aproximadamente el 80% del consumo. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 19 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL Fuelóleo (%) Crudo . 60% Nuevas Unidades de Conversión (1985) 50% 40% Producción 30% Demanda Nacional 20% 10% Proyecto URF . BUNKER y exportación 0% 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 FIGURA 5. AJUSTE DE PETRONOR A LA EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE FUELOIL El Proyecto URF permitirá satisfacer las expectativas de mercado previstas a medio y largo plazo mediante el agotamiento y valorización de los productos pesados a través de su conversión en productos ligeros de mayor demanda y valor añadido (gasolina y gasoil), compatibles con las especificaciones de combustibles en 2009, posibilitando, al mismo tiempo, la evolución de la cesta de crudos procesados (materia prima) hacia crudos más densos. Tras la ejecución de este Proyecto, el fueloil producido por la refinería de PETRONOR se reducirá sustancialmente, ajustándose a las demandas actuales del mercado de fueloil IFO y BIA. En conclusión, este Proyecto adecúa la estructura de producción de PETRONOR a las tendencias del mercado de productos petrolíferos, especialmente en lo referente a la reducción de la demanda de fueloil y aumento de la de destilados medios (gasóleo). En el aspecto macroeconómico, a nivel del país, permite reducir de manera significativa la relación de importación de gasoil y coque, además de incrementar las garantías de suministro de materia prima al permitir procesar crudos más abundantes en el mercado actual. La producción de combustibles ligeros y medios, con destino al sector de automoción y transporte (gasolinas, gasóleos, querosenos) a partir de los productos pesados (actuales componentes del fuelóleo) dota de mayor seguridad y estabilidad al balance energético nacional. − Mayor estabilidad en el sentido de que se aumenta el abanico de cantidad y características de la materia prima que es posible procesar para obtenerlos. − Mayor seguridad dado que con las nuevas Unidades que se van a construir dentro del Proyecto, PETRONOR estará en mejor disposición para incrementar la utilización y proceso de crudos más densos. Esta familia de crudos es cada vez más abundante y habitual en el mercado de materias primas de petróleo, debido a la mejora tecnológica en los procedimientos y PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 20 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL técnicas para la extracción de estos crudos, y por la desaparición de los crudos de mayor calidad. En ese sentido, como refrendo del comercio internacional, en reunión de la OPEP (Viena, 15 de junio de 2005) se decidió reemplazar la anterior cesta de referencia de crudos por otra cesta que refleja mayor volumen de crudos densos y con más contenido de azufre. Por otra parte, dada la presencia de la nueva instalación de cogeneración, y desde el punto de vista del sector eléctrico, este Proyecto incrementa la diversidad, seguridad y estabilidad de suministro al balance eléctrico nacional. En efecto, este Proyecto genera energía eléctrica a partir del gas obtenido de estos productos pesados en la Unidad de coquización, por lo que: − Aumenta la diversidad de suministro utilizando productos residuales de un proceso industrial, en vez de las habituales materias primas de las centrales térmicas. − Aumenta la seguridad de suministro, al emplear materias primas cada vez más abundantes en el mercado internacional. − Aumenta la estabilidad, al poder emplear varios combustibles alternativos al diseño ante fallos de suministro. Además, el hecho de implantar una instalación que produce energía eléctrica anexa a una planta industrial garantiza el desarrollo de las actividades de ambas, por permitirles la continuidad en el desarrollo de actividades y autonomía ante una eventual escasez en los suministros convencionales. Otra característica del mercado de los combustibles es el endurecimiento de las especificaciones, tanto en su vertiente medioambiental como tecnológica. En ese sentido, la nueva estructura de producción que se adopte tras la entrada en operación de las nuevas Unidades, tiene que ser compatible con las nuevas necesidades de desulfuración y especificaciones de gasolinas y gasóleos que, de acuerdo con la normativa de la Unión Europea, serán exigibles a partir de 2009. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 21 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 4.3 REVALORIZACIÓN DE LOS PRODUCTOS PESADOS DE REFINERÍA Debido a las variaciones de la demanda de productos, caracterizada por: − la tendencia de una lenta recesión del mercado nacional de productos ligeros (gasolina y nafta), − un abultado incremento de la demanda nacional de combustibles medios (gasóleos), − la continua recesión en el consumo nacional y europeo de combustibles pesados (fuelóleo) por las restricciones medioambientales y la competencia de otros combustibles (gas natural), las refinerías se han visto obligadas a modificar sus estructuras de producción o refino para hacer frente a esta nueva situación que impone el mercado. Es de destacar que aproximadamente un 25% del total del crudo procesado (valor promedio de los últimos años) lo constituyen estos productos pesados, que son el componente principal de los fuelóleos. En la Tabla 3 se muestra un resumen de la producción en 2006 en la Refinería de PETRONOR. PRODUCTO 2006 % Gasóleo 3.909.962 39,3 Fuelóleo 2.673.995 26,9 Gasolina 2.102.415 21,1 Naftas 461.144 4,6 Asfaltos 377.344 3,8 GLP 143.324 1,4 Queroseno y Carburante Reactores 87.027 0,9 Propileno 103.144 1,0 Otros: (incluye azufre y CO2) 97.697 1,0 9.956.052 100,0 TOTAL TABLA 3. RESUMEN DE PRODUCCIÓN EN PETRONOR (Tm) El fuelóleo es utilizado en la Refinería actual como combustible en los hornos de Planta (como alternativa al gas de refinería y al gas natural), si bien la mayor parte de la producción se vende como combustible en el mercado nacional e internacional, para generar energía en centrales térmicas convencionales y para ser utilizado como combustible bunker en barcos o en grandes hornos industriales. El fuelóleo utilizado directamente como combustible tiene como principal desventaja la producción de una mayor contaminación que el gas natural. Además, para el cumplimiento de los valores de especificación comercial de viscosidad, poder calorífico y contenido en azufre, se exige formular los fuelóleos añadiendo importantes cantidades de productos ligeros (gasóleos) y de alto valor añadido, que son degradados para conseguir ajustarse a las especificaciones de fuelóleo. Todo ello exige buscar nuevas alternativas al aprovechamiento de estos productos pesados. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 22 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL En la actualidad la Refinería de PETRONOR consta de dos Unidades de destilación atmosférica para obtener productos ligeros de alto valor añadido a partir del crudo alimentado a la Planta. El producto pesado de estas Unidades se alimenta a la Unidad de destilación a vacío con el objetivo de recuperar mayor porcentaje de destilados medios. Con el Proyecto URF la corriente de fondo que se obtiene en esta Unidad de vacío se alimenta a la Unidad de coquización con el objetivo de convertir (transformar) los productos pesados en otros más ligeros mediante craqueo térmico. PETRONOR debe continuar con el suministro de fuelóleo a diversos clientes, por lo que continuará su fabricación (reducida al 30% de los niveles actuales) alimentando la corriente de fondo de las torres de destilación existentes a la Unidad reductora de viscosidad actual. Esta Unidad será modificada en el sentido de reducir su capacidad de proceso y se incorporará una nueva torre de vacío cuyo producto más pesado será el componente futuro de fuelóleo. De esta manera se resuelve el problema de los excedentes de producción de fuelóleo de la Refinería (ver Figura 9). 4.4 PROCESAMIENTO DE DISTINTOS TIPOS DE CRUDO EN LA REFINERÍA. FLEXIBILIDAD El principal problema de una refinería para procesar crudos pesados radica en el aumento de la cantidad de fuelóleo que, como ya se ha comentado, tiene difícil salida, así como la capacidad y características de las Unidades existentes. Con el Proyecto URF se estaría dando salida rentable y no contaminante a los excedentes de fuelóleo, contribuyendo así al procesamiento de crudos densos pesados, que son más abundantes (mayor disponibilidad en el mercado) que los denominados crudos ligeros. De esta forma, aumenta la flexibilidad de la Refinería para procesar distintos tipos de crudo en función de la oferta y demanda existente en cada momento. Por último, al obtener combustibles destilados a partir de los productos pesados, la conversión (relación de productos ligeros obtenidos por barril de crudo procesado) mejora drásticamente con este Proyecto hacia estructuras de mayor valor añadido, situándose a la vanguardia de las refinerías europeas. La producción de fuelóleo se reduce muy sustancialmente hasta valores convergentes con el mercado actual, y se incrementa la producción de los productos nobles (por el efecto de la conversión y porque su utilización en la formulación de fuelóleo desaparece). Además, se obtiene energía eléctrica que será, en parte, volcada a la red exterior. En la Figura 6 se representa esta evolución en la producción de la Refinería con y sin Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 23 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL Destilados Medios Coque 8 00 7 00 + URF +URF Actual 6 00 + 4% 9% 4 00 4, -6 Actual 5 00 Gasolinas + Naftas Fuelóleos 2 .0 00 ,5 % +2 3. 60 0 1 .0 00 3 00 Actual 4. 90 0 2 00 + URF + URF 1 00 Actual 3. 00 0 0 4. 50 0 +0,7 Mt/año +0,2 Mm3/año -1,3 Mt/año +0,1 Mm3/año FIGURA 6. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LA REFINERÍA CON PROYECTO URF 4.5 INTEGRACIÓN DEL PROYECTO EN UNA ZONA INDUSTRIAL EXISTENTE Las nuevas Unidades asociadas al Proyecto URF se construirán en terrenos propios de la Refinería de PETRONOR. De esta forma, además de facilitarse la integración industrial, se minimiza, en parte, el impacto medioambiental generado. En este sentido, hay que señalar varios aspectos en los que la instalación del nuevo Proyecto dentro de la Refinería supone innumerables ventajas: − El entorno industrial de la Refinería es capaz de absorber la implantación de las nuevas instalaciones sin necesidad de ampliar la superficie industrial. − El Proyecto URF no supondrá un cambio sustancial en el aspecto global de la Refinería. De este modo el impacto paisajístico que la instalación de este proyecto va a generar será escaso, siendo la apreciación exterior del conjunto de la Refinería similar a la preexistente. − La pertenencia de las parcelas de implantación a las instalaciones de la Refinería supondrá además unas sinergias con ésta, que beneficiarán a ambas actividades. Al permitir utilizar determinados equipos e infraestructura existentes se evita la necesidad de implantarlos, lo que implica beneficios económicos pero también ambientales por el menor volumen de ocupación, evitar nuevas transformaciones en la costa para otra infraestructura de vertido, etc. − Por la otra parte, la Refinería destina un subproducto de los generados en sus procesos (gas de coquización) a otro proceso (cogeneración) en el que se obtendrá un combustible competitivo en el mercado y energía eléctrica. − Un aspecto importante a destacar es la existencia en la Refinería de un Sistema de Gestión Ambiental implantado según la Norma UNE-EN ISO 14001:2004, y dado que algunas de sus instalaciones serán compartidas con el nuevo Proyecto, serán aplicados los procedimientos establecidos siguiendo los mismos principios de prevención de afecciones, protección del medio y corrección de posibles desviaciones. En los Planos del Anexo III se observan los terrenos propiedad de PETRONOR. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 24 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 4.6 FACTORES SOCIOECONÓMICOS En relación con los efectos positivos que el Proyecto URF puede producir en la actividad económica y social, se detallan a continuación algunos de los parámetros más representativos desde el punto de vista socioeconómico: − Inversión estimada del Proyecto 752 millones € − Horas de construcción 6.000.000 horas − Horas de Ingeniería y Supervisión 430.000 horas − Empleo estable generado en operación 96 personas − Empleo inducido estimado en operación 240 personas − Personal de construcción (media/punta) 1.575 / 2.550 personas En lo que respecta a los efectos positivos (tanto directos como inducidos) que puede generar el Proyecto por la inversión directa que se realizaría en Refinería, a nivel del País Vasco, se pueden destacar los siguientes: − Efecto multiplicador de la inversión. − Mejora del balance energético del País Vasco, reduciendo la importación de gasóleo y exportando más gasolina y coque (actualmente importado) y menos cantidad de fuelóleo (en la actualidad mayoritariamente dedicado a la exportación). − Importante efecto sobre el tejido industrial, dinamizando y potenciando la innovación y el desarrollo de empresas. − Máxima aportación de empresas y proveedores locales. − Respaldo a la competitividad de la propia Refinería, situándola a la vanguardia competitiva a nivel europeo. − Generación de condiciones de transformación, dinamismo y crecimiento económico. A nivel estatal, se puede destacar la reducción de la balanza exterior de pagos por la adquisición de crudos más abundantes y baratos. Por último, mencionar que el Proyecto URF tendrá, previsiblemente, unos efectos económicos y sociales importantes en el entorno, ya que, preferentemente, la mano de obra necesaria a emplear procederá de los municipios cercanos a la Refinería. 4.7 FACTORES MEDIOAMBIENTALES La refinería de PETRONOR tiene previsto adquirir crudos más densos debido a la tendencia en la oferta de crudos disponibles en el mercado. El esquema global de producción media anual variará según se muestra en el cuadro siguiente: PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 25 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO REFINERÍA ACTUAL ESQUEMA FUTURO (CON PROYECTO URF) Densidad (º API) 31,6 26,9 Contenido en azufre en el crudo (%) 1,4 2,2 Se observa que el contenido en azufre en la materia prima se incrementa en un valor aproximado del 50-60%. Además, se va a incrementar la producción de combustible de muy bajo contenido en azufre, cumpliendo las actuales especificaciones comerciales (10-50 ppm, equivalente a 0,001 – 0,005%) en gasolina y gasoil. Los procesos de depuración de contaminantes exigen cuantiosas inversiones en nuevos procesos de desulfuración, cada vez más sofisticados y con un uso cada vez mayor de catalizadores de nueva generación y un gran consumo energético. Por tanto, el incremento del efecto ambiental de la refinería por las emisiones en los hornos y procesos se ve claramente compensado por las emisiones evitadas en los puntos de combustión donde se emplean los combustibles fabricados. A modo de ejemplo, si se considera un proceso anual de 10.500.000 t/año y un esquema de producción de combustibles similar al de la refinería de PETRONOR, ésta aumentaría su producción de azufre sólido recuperado en unas 73.000 t/año. Si no se recuperara este azufre, en los puntos de combustión (calderas, hornos o vehículos) se generarían 146.000 t/año de SO2. Sin embargo, la refinería tan sólo incrementará sus emisiones de SO2 en 835 t/año. Por tanto, el resultado global es de una reducción de 145.165 t SO2/año. Además, y para reducir al máximo el efecto en el entorno próximo, se van a incorporar las más exigentes tecnologías disponibles. Como efecto adicional, el disponer de combustibles de bajo contenido en azufre (< 50 ppm, equivalente a 0,005%) permitirá: − Ajustar mejor la combustión en los propios motores de los vehículos de transportes, aumentando la eficiencia energética y reduciendo las emisiones de partículas, NOx e inquemados (CO). − Emplear catalizadores en los tubos de escape de los vehículos, que reducen aún más las emisiones de los anteriores contaminantes. Los estudios muestran que la carga de polución más abundante es debida al sector transporte (vehículos), cuyo efecto difuso y generalizado está presente en todos los entornos más próximos a la sociedad. Las Directivas Europeas (Directiva 1998/70/CE, modificada por la Directiva 2003/17/CE y establecidas en España por el Real Decreto 1700/2003) atendiendo a estas evidencias, está imponiendo unas sofisticadas especificaciones a los combustibles, que redundan en la calidad global del entorno (Figura 7). Además, para proteger al entorno más próximo a las instalaciones industriales sobre las que recae el esfuerzo inversor, se cumplirá la normativa específica contra la emisión de contaminación que el sector industrial y del refino debe cumplir. Con estas mejoras adicionales el gasoil obtenido con el Proyecto URF será compatible con el empleo de biocombustibles procedentes de vegetales o de aceites recuperados. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 26 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL FIGURA 7. EVOLUCIÓN DE LA ESPECIFICACIÓN DE CONTENIDO EN AZUFRE EN UE PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 27 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL 5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LA ACTIVIDAD Y DE LAS ACCIONES DE LA MISMA SUSCEPTIBLES DE GENERAR IMPACTOS AMBIENTALES 5.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ACTIVIDAD DE LA REFINERÍA A continuación se incluye, con anterioridad a la descripción del Proyecto URF, una síntesis del proceso productivo de la actual Refinería de PETRONOR (ver Esquema de Producción de la Refinería en 2005 en el Anexo III). Se trata de una Refinería con un esquema de conversión (Unidades de reformado, Fluent Catalitic Cracking (FCC), Viscorreducción y Mild-Hydrocraker) cuya capacidad de destilación es de 12 Mt/año. Cuenta además con una planta de cogeneración de 38 MW integrada en su actividad, en base a turbina de gas y de un turbo expansor de 11,2 MW, alcanzando una potencia instalada de generación eléctrica de 49,2 MW. Tiene capacidad para producir 400.000 t/año de asfalto. Su capacidad de almacenamiento es de 894.000 m3 para crudos, 1.275.000 m3 para productos acabados, y 254.600 m3 para productos intermedios. La Refinería dispone de una serie de oleoductos para el transporte de crudos desde el Superpuerto, ubicado en el término municipal de Zierbena, a los tanques de la Refinería y viceversa, así como para el envío de productos al exterior (los oleoductos de productos comunican los tanques de productos finales de la Refinería con los atraques del Superpuerto, y con otras industrias de la zona (Butano, Central Térmica de Iberdrola, C.L.H.)). En la Tabla 4 se indican los procesos asociados a cada una de las áreas principales de la Refinería (ver Planos del Anexo III). PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 28 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL ÁREAS PRINCIPALES ÁREAS PROCESOS ASOCIADOS ÁREA 1. PLANTA 1 C1: Unidad de destilación de crudo N1: Unidad de desulfuración de naftas P1: Unidad de Platformado G1: Unidad de desulfuración de destilados medios G3: Unidad de desulfuración de destilados medios G4: Unidad de desulfuración de destilados medios B1: Unidad de recuperación de gases MK3: Unidad de tratamiento de queroseno S1: Unidad de aminas BL1s: Calderas U1: Utilities (Aire, agua, etc.). M1: Unidad de Merox de GLP SR4, SR5: Plantas de recuperación de azufre H4: Unidad de producción de hidrógeno ÁREA 2. PLANTA 2 (Refinería 2) C2: Unidad de destilación de crudo N2: Unidad de desulfuración de naftas P2: Unidad de Platformado G2: Unidad de desulfuración de destilados medios HD3: Unidad de hidrodesulfuración D3: Unidad de hidrogenación de disolventes B2: Unidad de recuperación de gases RB4: Unidad de reducción de benceno S2: Unidad de aminas S3: Unidad de aminas U2: Utilities (Aire, agua) BL2s: Calderas H3: Unidad de producción de hidrógeno ÁREA 3. PLANTA 3 (Conversión) V3: Unidad de vacío VB3: Unidad viscorreductora F3: Unidad de craqueo catalítico en lecho fluidizado (FCC) M3: Unidad de Merox NF3: Unidad de desulfuración de gasolinas AK3: Unidad de alquilación ET3: Unidad de producción de éteres OR3: Unidad de eliminación de oxigenados BD3: Unidad de hidrogenación de diolefinas SR3A, SR3B: Plantas de recuperación de azufre MG3: Unidad de Merox de gasolina BL3s: Calderas TV3: Unidad de tratamiento primario de las aguas TF3: Unidad de tratamiento primario de las aguas TH3: Unidad de tratamiento primario de las aguas U3: Utilities (Aire, agua) COGENERACIÓN CG1: Unidad de cogeneración TABLA 4. ÁREAS PRINCIPALES DE LA REFINERÍA En los planos del Anexo III se han representado todos los almacenamientos de la Refinería (almacenamientos en superficie, depósitos en superficie y depósitos subterráneos). A continuación se describen brevemente las Unidades de la Refinería actual. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 29 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL • Unidad cogeneración El sistema de cogeneración es un ciclo simple, consistente en una turbina de gas acoplada a un generador eléctrico con una potencia nominal de 38 MW, y una caldera de recuperación de calor, que generará el vapor necesario para las plantas existentes. El combustible principal para la turbina de gas es gas de refinería procedente de la Planta de craqueo catalítico. Como combustibles complementarios se dispone de gas de refinería procedente de la Unidad de recuperación de gases, propano procedente de las esferas de almacenamiento de Refinería, y gas natural a alta presión. La post–combustión, que tiene lugar en la caldera, emplea como combustible principal gas de refinería de Plantas 1 y 2 o gas natural. La energía eléctrica producida se utiliza para alimentar, en primer lugar los auxiliares del sistema de cogeneración, y en segundo lugar la Refinería. El resto se vende a la red exterior. El vapor producido en la caldera de recuperación de calor se emplea para reemplazar, parcialmente, el vapor producido por las calderas existentes, que suministran al colector de las Plantas 1 y 2. • Unidades de crudo C1 y C2 El petróleo crudo recibido por oleoducto es precalentado, y a continuación sufre una destilación a presión atmosférica. Se produce así una separación de las siguientes fracciones: gas de cabeza, queroseno, aceites diesel y aceites residuales o crudo reducido. Dichas fracciones son enviadas a las distintas Unidades de la Planta. • Estabilización de naftas El gas de cabeza de las Unidades de crudo, tras ser liberado de fracciones condensables y una vez licuado, sufre un proceso de estabilización a presión, mediante el cual se separan tres fracciones: gas de refinería, gases licuados (GLP) y naftas. • Merox de GLP (M1 y M3) El proceso consiste básicamente en la extracción de los mercaptanos de la corriente de propano y butano con una solución de sosa y en la posterior regeneración de la sosa, mediante adición del catalizador Merox, aire y calor. Los mercaptanos pasan a disulfuros, insolubles en la solución de sosa, los cuales son separados mediante una inyección de nafta y se envían a las Unidades N1 ó N2 y a la Unidad F3 respectivamente. En la Refinería, además del Merox de GLP existen las Unidades Merox de queroseno (MK3) y Merox de gasolina (MG3) en F.C.C. • Recuperación de gases (B1 y B2) Los GLP procedentes de la Unidad Merox M y de la Unidad de Platformado son sometidos a un proceso de separación en dos etapas: en la torre desetanizadora se separan las fracciones más ligeras, siendo el flujo enviado a la despropanizadora, donde tiene lugar la PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 30 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL separación del propano y butano y la fracción de cabeza de la desetanizadora, tras sufrir dos procesos de absorción, es aprovechada como gas de refinería. • Unidades de desulfuración de naftas (N1 y N2) El procedimiento consiste en mezclar la nafta, procedente de la Unidad de crudo, con hidrógeno, para, a continuación, hacer pasar esta mezcla por un catalizador, manteniendo unas condiciones de presión y temperatura adecuadas. El átomo de azufre de la fracción petrolífera pasa a SH2 que es separado a continuación mediante el sistema de aminas. Junto al sulfhídrico se separa una pequeña fracción desulfurada (hidrocarburos de bajo punto de ebullición). La mezcla de SH2 y estos hidrocarburos ligeros, denominada gas ácido, es conducida a las instalaciones de recuperación de azufre. En estas Unidades, además del azufre, se elimina el nitrógeno, oxígeno e impurezas metálicas, obteniendo un combustible de alta pureza y que cumple las especificaciones de vanguardia. La nafta desulfurada es enviada a la torre de splitter o fraccionamiento, donde tiene lugar la separación de la fracción más pesada. La nafta ligera sufre el proceso de desisopentanización, en el cual el isopentano (utilizado en la composición de gasolinas) es separado de la misma. • Unidad de desulfuración de naftas de FCC (NF3) La nafta, procedente de la Unidad de craqueo catalítico FCC, se hidrodesulfura selectivamente en dos lechos catalíticos (CoMo y Oxido de Níquel sobre alúmina) a las condiciones de temperatura y presión adecuadas en cada caso. El fin de la Unidad es maximizar la desulfuración de la nafta a la vez que se minimiza el impacto de la hidrogenación de olefinas sobre el número de octano. El azufre hidrogenado, en forma de sulfhídrico, es conducido a las Plantas de recuperación de azufre, donde se transforma en azufre comercial. La nafta desulfurada, tras ser estabilizada, es enviada al sistema de formulación y mezcla, formando parte de la formulación de la gasolina comercial. • Desulfuración de destilados medios (G1, G2, G3 y G4) Los destilados medios (aceites ligeros, pesados y queroseno) son desulfurados en las Unidades G. El proceso es similar al de las Unidades N, es decir, el producto a desulfurar, mezclado con H2, es calentado y enviado a un reactor catalítico, en el cual el azufre pasa a SH2. Tras una serie de procesos de separación (el producto desulfurado es separado del SH2) y posteriormente reciclado o utilizado como gas de refinería. En el stripping se genera también gas ácido que es enviado a las Unidades de aminas y de estas a las Unidades de recuperación de azufre. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 31 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL • Unidades de reformado catalítico (P1 y P2) El objetivo del reformado catalítico es la producción de gasolinas de alto índice de octano (NO) a partir de fracciones (principalmente naftas) con bajos valores de NO. Se liberan grandes cantidades de H2, que es utilizado en la Unidad de desulfuración de naftas y una parte es aprovechada como gas de refinería. El producto recibe finalmente un tratamiento de estabilización, mediante el cual son separados del resto de la carga el butano y elementos más ligeros. La carga sale por el fondo de la torre, constituyendo el “Platformado”, producto básico en la formulación de la gasolina. • Unidades de hidrógeno (H3 y H4) La misión de la Unidad H3 es la generación de H2 a partir de gas de refinería, propano o una mezcla de ambos. La Unidad consta de tres secciones: Preparación de la alimentación, generación de hidrógeno y purificación de hidrógeno. La nueva Unidad de hidrógeno H4 se alimenta a partir de nafta o gas natural como alimentación alternativa. Esta Unidad se puede dividir en los siguientes pasos del proceso: desulfuración / decloración de la alimentación, pre-reformado, reformado, conversión del CO y purificación del hidrógeno. • Unidad de vacío (V3) El aceite residual o crudo reducido procedente de las Unidades de crudo, es sometido a un proceso de destilación al vacío, mediante el cual se separan tres fracciones. Las fracciones ligera y media (gasóleo de vacío, ligero y pesado) constituyen la carga del craqueo catalítico (FCC); mientras que de la fracción pesada, una parte va ya como fuelóleo industrial (fuel residual), y otra parte alimenta a la Unidad de viscorreducción. En un futuro se enviará a la Unidad de coquización. El elemento central de la Unidad es la torre de destilación, la cual consta de seis secciones. A lo largo de la torre se van separando el residuo (fondo), gasóleo pesado, gasóleo ligero, y por la parte superior el vapor junto con hidrocarburos ligeros. • Unidad de craqueo catalítico FCC (F3) La misión del craqueo catalítico es romper las moléculas de los destilados de la Unidad de vacío (gasóleo de vacío), para obtener fracciones más ligeras, básicamente gasolinas (también propileno, GLP y gasóleo). Los productos craqueados pasan a continuación a una torre de destilación fraccionada donde se separa gas de refinería, GLP, gasóleos y sobre todo gasolinas. Durante el proceso catalítico, la superficie del catalizador se contamina de manera creciente con productos de craqueo que disminuyen gradualmente la actividad del mismo, con el fin de restablecer sus características este catalizador consumido (o impurificado) es conducido al regenerador en donde se insufla aire a elevada temperatura y tiene lugar la combustión de las impurezas indicadas. • Unidad de aminas (S, S2, S3) El gas ácido generado en las Unidades de hidrodesulfuración (G1, G2, G3, G4, N1, N2, y HD3) contiene cantidades variables de azufre (como SH2) que es retransformado en azufre elemental, mediante un procedimiento que consta, básicamente de dos etapas: Tratamiento con aminas (MEA, DEA) y Unidades Claus (Plantas de recuperación de azufre). El gas exento ya de azufre (fuel gas dulce) es utilizado como combustible en las distintas calderas y hornos. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 32 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL • Unidades de azufre (SR-3A, SR-3B, SR-4, SR-5) Se dispone de cuatro Unidades Claus o Planta de azufre. Las Unidades SR3A/B tratan gas ácido (rico en SH2) de la Unidad de aminas de la Planta de Conversión, Unidad Merox (M3) y de las Unidades de tratamiento primario de aguas ácidas. La Unidad de azufre SR-5 puede trabajar con una mezcla de gases sobrecalentados provenientes del Regenerador de aminas y de las Unidades de stripping de aguas ácidas, o bien, sólo con los gases provenientes del regenerador de aminas. En los reactores Claus, el SH2 es primeramente quemado en un ambiente de poco aire, de modo que un tercio pasa a SO2. A continuación la mezcla de SH2 y SO2 se trata catalíticamente, teniendo lugar la formación de azufre elemental, el cual condensa rápidamente y se solidifica en cintas transportadoras, produciendo azufre comercial. • Unidad de alquilación (AK-3) Esta Unidad tiene por objeto convertir Gases de Petróleo Licuados (butanos) en Alquilato, producto líquido utilizado como componente de gasolinas de alta calidad, lo que permite reducir el contenido en plomo de las gasolinas producidas por la Refinería. Por otra parte, la Unidad de alquilación difiere en cuanto a seguridad y prevención de riesgos de otras Unidades de Refinería que manejan GLP en que utiliza ácido fluorhídrico como catalizador de la reacción. En consideración a la peligrosidad añadida por este producto, se han adoptado en el diseño y operación de la Unidad una serie de requisitos y medidas especiales de prevención y protección, para limitar el riesgo asociado. • Unidad de reducción de benceno (RB4) La Unidad de reducción de benceno está diseñada para procesar nafta reformada procedente de las Unidades de Platformado, con el objeto de obtener reformado estabilizado con muy bajo contenido en benceno. La Unidad se estructura en cuatro secciones principales: separación en el splitter, hidrogenación de reformado ligero, separación y estabilización del producto. Es necesario destacar que para llevar a cabo la reacción de hidrogenación, el aporte del hidrógeno se realiza desde la Unidad H4 o desde la sección de compresión de hidrógeno procedente de la Unidad H3. En caso de emergencia, el hidrógeno puede ser aportado desde otras Unidades. • Unidad de hidrogenación de disolventes (D3) La Unidad reduce el contenido de hidrocarburos aromáticos presentes en los disolventes (hexano y heptano). En dicho proceso se realiza la hidrogenación catalítica y selectiva de los compuestos aromáticos a hidrocarburos nafténicos. En el Proceso, dichas reacciones de hidrogenación se realizan en fase mixta (líquido + gas) y en presencia de un catalizador constituido por Níquel sobre un soporte de alúmina extruída. Dicho catalizador no es regenerable. La Unidad consta de tres zonas fundamentales: zona de carga, sección de reacción y zona de fraccionamiento. • Unidad de hidrogenación de diolefinas (BD3) La Unidad BD3 trata la corriente de C4 rica en olefinas procedente de la Unidad ET3 y que posteriormente va a alimentar a las Unidades OR3 y AK3. Los objetivos de la Unidad son: hidrogenación selectiva del Butadieno 1-3 (Diolefinas) a olefinas lineales, isomerización de PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 33 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL buteno-1 a buteno-2 cis o trans, mínima hidrogenación de las olefinas para conseguir mayor transformación de olefinas en alquilato. La Unidad consta de dos reactores de lecho fijo con catalizadores específicos, en los que se pone en contacto la carga líquida con hidrógeno procedente de las Unidades de reformado catalítico (P1 o P2). El primer reactor está diseñado para hidrogenar al 100 % las diolefinas o butadieno 1,3, mientras que el segundo está diseñado para isomerizar el buteno 1 a buteno 2, y evitar que no se exceda del 1,5 % vol. la conversión de olefinas a parafinas. • Unidad de viscorreducción (VB3) La Planta tiene como finalidad la de convertir fracciones de alta viscosidad en productos de reacción de menor peso molecular, menor punto de ebullición, menor gravedad API, y menor viscosidad que la carga original. Esto se consigue mediante un craqueo térmico moderado del residuo proveniente de la Planta de destilación al vacío (V3), en unos hornos de proceso en los que en una primera etapa se aporta calor a la alimentación hasta su temperatura de rotura o conversión para, a continuación, aportar el calor necesario de rotura de moléculas. Los productos obtenidos son fraccionados por destilación atmosférica. Los tipos de productos y sus destinos son: gas con destino a la sección de recuperación de ligeros de la Planta de craqueo catalítico (F3), nafta con destino a la Planta hidrodesulfuradora de gasóleos pesados (HD3), y/o a Unidades hidrodesulfuradoras existentes y/o a F3, gasóleo con destino a la Planta HD3 y/o a Unidades existentes y/o al sistema de mezclado de Diesel, y residuo de reducción de viscosidad al sistema de mezclas de aceite combustible (fuelóleo). • Unidad de hidrodesulfuración de gasóleo de vacío (HD3) Tiene como finalidad eliminar de la carga el azufre y otros contaminantes como nitrógeno y metales, que se hallan formando compuestos químicos. Simultáneamente se producen las reacciones de saturación de los compuestos olefínicos de la carga. Esta Unidad utiliza un proceso de UOP, basado en una hidrogenación catalítica en lecho fijo que mejora las características de la carga. Necesita la presencia de un catalizador y una gran aportación de hidrógeno y unas condiciones de presión y temperatura adecuadas. La carga de esta Unidad puede ser de dos tipos: mezcla de nafta de viscorreducción y aceite cíclico ligero o gasóleo de vacío. La Unidad dispone, para la recuperación del SH2 generado en las reacciones de desulfuración, de un sistema de lavado mediante el empleo de Dietanol-amina. Este SH2 es enviado a las Plantas de recuperación de azufre para su transformación en azufre elemental. • Unidad de producción de Éteres (ET3) El proceso consiste en la reacción del isobutileno contenido en la corriente de carga de fracción C4= que procede de la Planta de craqueo catalítico F3 con etanol, para producir ETBE. Se utiliza para ello como catalizador una resina de intercambio iónico fuertemente ácida, que permite llevar a cabo la reacción a temperaturas relativamente bajas. La Unidad consta de las siguientes etapas de proceso: carga y tratamiento de la fracción C4= y tratamiento de metanol o etanol, reacción, separación del ETBE de la fracción C4= que no PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 34 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL reacciona, lavado y extracción C4= y recuperación de Etanol para su recuperación y consumo en la Unidad. • Unidad de eliminación de oxigenados (OR3) Diseñada para eliminar los compuestos oxigenados que lleva el butano refinado procedente de la Unidad BD3, y que han sido generados en la Unidad ET3 en reacciones secundarias. Para ello se hace pasar el C4 procedente de la Unidad BD3 a través de unos absorbedores rellenos con un tamiz molecular. Como fluido regenerante se utiliza normal butano parafínico procedente de la Unidad AK3. El C4 obtenido es enviado como alimentación a la Unidad de alquilación libre de oxigenados. 5.2 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PROYECTO URF 5.2.1 Localización y acceso Las instalaciones asociadas al Proyecto URF se localizan en terrenos de la Refinería de PETRONOR, e integradas con la misma, en el término municipal de Muskiz (Bizkaia). En el Mapa 1 del Anexo II se observa la localización del Proyecto. En la actualidad la Refinería tiene una superficie total de 220 ha, 140 de las cuales están ocupadas por la actividad de la propia Refinería. La superficie requerida para el Proyecto URF más la superficie adicional para las instalaciones temporales de construcción y montaje, viales y taludes, es de unas 15,8 ha aproximadamente. En la Tabla 5 se indican las superficies de cada una de las áreas involucradas en el Proyecto URF (ver Planos del Anexo III). PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 35 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL Nº ÁREA DESCRIPCIÓN SUPERFICIE (m2) INSTALACIONES TEMPORALES 1 Almacén de construcción 2 Almacén de construcción y nuevas bombas 3 Almacén de construcción 4 Área para casetas de obra y accesos 16 Área de contratistas TOTAL 9.568 13.091 6.489 22.497 3.793 55.438 INSTALACIONES PERMANENTES EN LAS QUE SE LLEVARÁN A CABO OBRAS NUEVAS UNIDADES Y MODIFICACIONES 6 Revamping VB3 (existente) 1.425 7 Revamping H4 (existente) 8 Cogeneración, Plantas de azufre y Subestaciones eléctricas (nuevo) 8.840 9 Torre de refrigeración (nuevo) 1.076 10 Área de coquización (nuevo) 32.836 11 Modificaciones U3 (existente) 555 835 NUEVAS ÁREAS DE ALMACENAMIENTO Y MODIFICACIONES 17 Almacenamiento y expedición coque (nuevo) 4.790 12 tanque TK-N01 (nuevo) 1.085 13 tanque TK-N03 (nuevo) 1.893 15 tanque TK-N02 (nuevo) 628 18 Modificaciones de tanques (existente) 18.020 TOTAL 71.983 TABLA 5. SUPERFICIES DE PROYECTO En la Figura 8 se presenta un esquema de implantación general. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 36 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL Acceso de camiones Nuevo Tanque Almacén graneles Mod unidad Existente H4 Nuevas unidades Nuevas unidades Mod unidad Existente VB3 Cambio Servicio Tanques Nuevo Tanque FIGURA 8. ESQUEMA DE IMPLANTACIÓN GENERAL 5.2.2 Programa general del Proyecto La fase de desarrollo de Ingeniería Básica y de Detalle se prolongará hasta el 4º trimestre de 2008, y el comienzo de la Construcción de la planta está previsto durante el 2º semestre de 2008. Está prevista la puesta en marcha del Proyecto URF durante el 3er trimestre de 2010. 5.2.3 Datos técnicos básicos del Proyecto A continuación se presentan los datos técnicos básicos del Proyecto: • Materia prima procesada: corriente de productos pesados (250 t/h) procedentes de la Unidad de destilación a vacío existente, cuyo destino actual es ser componente principal del fuelóleo. • Productos obtenidos (valores medios): − Gas de coquización combustible: 17,9 t/h − Propano y Butano: 11 t/h − Nafta: 26 t/h − Gasóleo: 111 t/h PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 37 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL • Subproductos obtenidos con destino a venta: − Coque: 88 t/h − Azufre: 6,88 t/h − Energía eléctrica: 18 MW, aproximadamente Cada una de las corrientes obtenidas debe ser adecuadamente tratada hasta cumplir con las especificaciones comerciales de los combustibles (principalmente desulfuración). El azufre obtenido será comercializado, como hasta ahora, con destino a la fabricación de abonos, productos químicos, etc. El destino del coque es el sector de fabricación del cemento, centrales térmicas convencionales, sector cerámico o de fabricación de ladrillos, etc. La energía eléctrica excedentaria será vertida a la red para su comercialización. El régimen de funcionamiento de la actividad será de 8.000 h/año. 5.2.4 Nuevas Unidades y modificación de Unidades existentes Para lograr el objetivo de adaptar la estructura de producción a los requerimientos del mercado previstos a medio plazo, se instalarán nuevas Unidades de proceso y de servicios en la Refinería de PETRONOR, y se remodelarán algunas de las existentes. Conceptualmente, el Proyecto URF consta de las siguientes instalaciones: − Unidad principal: nueva Unidad de coquización retardada, donde se produce la conversión (o transformación) de los productos pesados en otros productos. El proceso es similar al de la Unidad de viscorreducción existente, aunque de mayor severidad. − Unidades de ajuste de especificaciones de cada una de las corrientes obtenidas, similares a las existentes actualmente en PETRONOR. − Unidades auxiliares y servicios, refuerzo de infraestructuras existentes, tales como Sistemas de producción de agua desmineralizada, vapor aire, refrigeración, etc. Todos los procesos y equipos asociados al Proyecto URF son habituales en Refinería. Los procedimientos de operación, maniobras, o las labores de mantenimiento de los nuevos equipos, serán similares a los existentes. • Las nuevas Unidades a instalar son: − Nueva Unidad de coquización retardada (CK6) − Nueva Unidad de hidrogenación selectiva de la fracción C4 (BD6) − Nueva Unidad de hidrotratamiento de la nafta de coquización (NC6) − Nueva Unidad de regeneración de aminas (SC6) − Nueva Unidad de stripping de aguas (depuración primaria de agua de proceso) (TC6) − Dos nuevas Unidades de recuperación de azufre (SR6) PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 38 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL − Nuevas Unidades de producción y distribución de servicios auxiliares • • Sistema de generación de vapor y energía eléctrica vía cogeneración (CG6) • Nueva cadena de agua desmineralizada y nuevo desgasificador (U3) • Torre de refrigeración (U6) • Subestaciones eléctricas Las Unidades e instalaciones existentes a modificar son: − Unidad reductora de viscosidad (Unidad de viscorreducción VB3) − Unidad de producción de Hidrógeno (Unidad H4) − Parque de Tanques − Interconexiones y racks de tuberías para interconectar las nuevas Unidades entre sí y con la Refinería. En la Figura 9 se presenta un esquema básico de la instalación. En el Anexo III se incluye un diagrama más completo del Proyecto URF. Electricidad Unidad de COGENERACION Vapor CARGA de UNIDADES ACTUALES UNIDAD DE COQUIZACIÓN GASES NAFTA Electricidad Nuevas Unidades de tratamiento LPG Propano, Butano Nueva unidad de DESULFURACION Nafta Modificación H4 Gasóleo Lig Gasóleo Pes Nuevas Unds de Aminas , Rec Azufre y SWS Nueva Unidad G4 gasóleo Desulfuración: Productos Pesados Modificación VB3 Coque Fuel-Oil FIGURA 9. ESQUEMA BÁSICO DE LA INSTALACIÓN 5.2.5 Medidas de seguridad e higiene industrial PETRONOR tiene un compromiso de seguridad sobre las instalaciones y el entorno. En ese sentido, las instalaciones nuevas, consecuencia del Proyecto de Nuevas Unidades para Reducir la Producción de Fuel-Oil, irán dotadas de las medidas de Seguridad Laboral e Industrial, así como la protección contra incendios de acuerdo con los estándares Corporativos de Repsol-YPF, de modo que se satisfagan los requisitos fijados en la legislación vigente (Real Decreto 1254/1999 y Real Decreto 1196/2003) y se tengan en PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 39 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL cuenta las consideraciones incluidas en la Directiva Europea 2003/105/CE, así como las normas Corporativas de Seguridad adicionales y más restrictivas. Asimismo, se completará el documento de Protección Contra Explosiones existente en la Refinería de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 681/2003. Según el criterio marcado por la Norma de Seguridad Corporativa de Repsol YPF SCOR N12 (en su Anexo II), el Proyecto URF se define como una modificación o ampliación de instalación existente, en donde no se incrementan las capacidades máximas de las sustancias acumuladas. Las nuevas sustancias presentes en el proyecto (coque) no se incluyen dentro de ninguna de las clasificaciones de sustancias peligrosas mencionadas en las Tablas I y II del Anexo I de la citada Norma (SCOR N-12). El nivel de inversión del Proyecto supera los 500.000 €. Bajo estos criterios, y según la SCOR N-12, este Proyecto se enmarcaría dentro del alcance de una “Modificación con riesgo de carácter No Significativo de elevado nivel de inversión”. Atendiendo a dicha clasificación, podría considerarse inicialmente que sólo sería necesario realizar un Análisis Funcional de Operabilidad (o HAZOP) y un Análisis Semi Cuantitativo de Riesgo (ASRC), tal y como se define en la SCOR N-12. Ahora bien, aunque no es posible clasificar al coque dentro de alguna de las categorías de riesgo establecidas en los reales decretos y normas SCOR, tal y como se ha indicado anteriormente, volumen máximo de graneles sólidos almacenado (15.000 t), el tamaño de las nuevas Unidades, así como los riesgos asociados a incendios y que puedan ocasionar otros daños (efecto dominó), ya sea por explosión o emisión de gases tóxicos, recomiendan que se plantee la necesidad de realizar otros estudios de seguridad, además de los inicialmente considerados. En particular, se considera que las nuevas Unidades (especialmente la de coquización, sección GASCON y desulfuración de Nafta) tienen la suficiente relevancia, envergadura y posible repercusión en el entorno, como para justificar que se realice también un Estudio de Alcance de Consecuencias y un Análisis Cuantitativo de Riesgos para las nuevas Unidades y Tanques. Así, se actualizarán los “Estudios de Seguridad Generales del Complejo” exigidos por el Real Decreto 1254/1999 y Real Decreto 1196/2003. Por otra parte, se completará el documento de Protección Contra Explosiones existente en la Refinería de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 681/2003. No existe en el proceso riesgo de emisión de productos tóxicos, salvo presencia de corrientes con sulfhídrico (H2S) habituales en instalaciones de desulfuración de combustibles y recuperación de azufre similares a las ya existentes en PETRONOR (7 Unidades de desulfuración y 4 Unidades de recuperación de azufre). Como medidas preventivas, en tales puntos se instalarán detectores de H2S y, adicionalmente se instalará una red de detectores de explosividad en puntos donde pueda generarse atmósfera explosiva. El sistema de detección estará dotado de alarmas locales y estará conectado al Sistema de Seguridad Activa de todo el Complejo. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 40 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL También se prevé dotar al Proyecto URF de los siguientes servicios adicionales: − Circuito cerrado de televisión para vigilancia de proceso y control de accesos. − Megafonía/interfonía en nuevas Unidades de proceso. − Control de accesos de vehículos (camiones nuevo cargadero de coque) (Sistema de Seguridad Patrimonial) y sistema de control/facturación de carga. Por otra parte, será necesaria una caseta de control y vigilancia independiente en la nueva puerta de acceso a Refinería en el límite norte. En lo que respecta a higiene industrial, en el apartado 17 del presente documento se trata el cumplimiento de los requisitos del Real Decreto 865/2003, de 4 de julio, por el que se establecen los criterios higiénico-sanitarios para la prevención y control de la legionelosis. 5.2.6 Sistema de Gestión Ambiental Una vez el Proyecto URF entre en funcionamiento, las instalaciones asociadas al mismo se incorporarán al Sistema de Gestión Ambiental implantado en la Refinería según la norma UNE-EN ISO 14001:1996, y actualizado a la norma UNE-EN ISO 14001:2004 desde abril de 2006 (ver apartados VIII “Medidas para cumplir las obligaciones del titular” y IX.4 “Certificado ISO 14001. Información para el personal” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”). El Sistema de Gestión Ambiental de la Refinería incluye, entre otros, los siguientes elementos: − Política de Medio Ambiente y Seguridad de Repsol-YPF − Política de Medio Ambiente, Calidad y Seguridad de PETRONOR − Aspectos medioambientales de PETRONOR • Relación de Aspectos Medioambientales significativos • Programa de Gestión Medioambiental • Gestión de costes e inversiones medioambientales • Evaluación del cumplimiento de la legislación medioambiental • Plan estratégico medioambiental − Objetivos y Metas Medioambientales − Plan de Emergencia Interior (P.E.I.) − Acciones correctoras y preventivas − Procedimientos de gestión • Gestión del aire • Gestión del agua • Gestión del suelo y las aguas subterráneas • Gestión de residuos PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 41 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL • Gestión de aceites usados • Gestión de bidones • Gestión de PCBs • Gestión de residuos sanitarios • Gestión de recursos naturales y materias primas − Comunicaciones medioambientales externas 5.3 COMPARACIÓN DE LA CAPACIDAD PRODUCTIVA DE LA REFINERÍA ACTUAL CON LA REFINERÍA + URF En la Tabla 6 se comparan los datos básicos de la Refinería en la actualidad, con los esperables tras la puesta en marcha del Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 42 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL REFINERÍA ACTUAL CON PROYECTO URF CAPACIDAD DE TRATAMIENTO DE CRUDO (t/año) 12.000.000 12.000.000 CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO (m3) 894.000 950.000 CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS (m3) Productos acabados 1.275.000 Productos acabados Productos intermedios 254.600 Productos intermedios CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 49,2 MW 92,57 MWe PLANTILLA 861 (31/12/2005) 925 UNIDADES DE PRODUCCIÓN CAPACIDAD NUEVAS UNIDADES DE EXISTENTES NOMINAL PRODUCCIÓN Y MODIFICACIÓN (t/año) DE LAS EXISTENTES CON URF Desalado (2 unidades) 12.000.000 Crudo (2 Unid.) 12.000.000 Estabilizadora de naftas (2 Unid) 2.300.000 Desulfuración de naftas (2 Unid) 1.816.000 Desulfuración naftas FCC 930.000 Reformado catalítico (2 Unid) 1.282.000 Desulfuración de destilados (4 Unid.) 4.435.000 Merox de LPG (2 Unid) 552.000 Merox de LPG (3 Unid) Recuperación de gases (3) 640.000 Recuperación de gases (4 Ud.) Vacío 4.888.000 Viscorreducción 2.395.000 Viscorreducción F.C.C. 2.306.000 Desulfuración gasóleo de vacío 1.801.000 Hidrógeno (2 Unid.) 33.000 Hidrógeno (2 Unid.) Merox gasolina 1.101.000 Recuperación propileno 105.000 Merox queroseno 401.000 2.240.000 Agotamiento agua ácida (7 Unid.) Agotamiento aguas ácidas (Trato. primario de Aguas de proceso) (6 Unid.) ETBE 62.000 Disolventes 24.000 Reducción diolefinas en butano 134.000 Reducción diolefinas en butano (2 Unid.) Asfaltos 400.000 Recuperación de azufre (4 Unid.) 114.000 Recuperación de azufre (6 Unid.) Alquilación 195.000 Reducción de benceno 890.000 Coquización Desulfuración de nafta coquización INSTALACIONES AUXILIARES 7 calderas (530 t/h) + 1 cogeneración 1 Cogeneración nueva 4 torres de refrigeración 3 (caudal circulante: 756.000 m /día) 1.172.460 335.200 CAPACIDAD NOMINAL (t/año) 648.000 1.040.000 1.816.000 38.800 2.640.000 176.400 187.300 2.000.000 224.000 7 calderas + 2 cogeneración 5 Torres de refrigeración (caudal circulante: 864.000 m3/día) TABLA 6. COMPARACIÓN REFINERÍA ACTUAL CON REFINERÍA + URF PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 43 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL A continuación se incluye un cuadro resumen de comparación de la situación actual de la refinería de PETRONOR (datos del año 2006, salvo que se indique lo contrario) con el Proyecto URF, indicando asimismo el resultado total y el incremento respecto a la situación actual. No se consideran en este cuadro resumen otros efectos por inversiones de mejoras que se estén llevando a cabo en la refinería, dentro de su programa continuo de actuaciones de mejora. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 44 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUELOIL CUADRO RESUMEN DE PETRONOR ADICIONAL PROYECTO URF TOTAL REFINERÍA 140 12 0 0 140 12 INCREMENTO RESPECTO ACTUAL 0% 0% 143.324 99.456 242.780 69,4% 526.297 146.680 672.977 27,9% 2.102.415 87.027 0% 0% 4.116.290 5,3% 1.373.995 -48,6% 599.136 1.640 377.344 149.927 702.250 103.144 27.891 902.944 29,9% 0% 0% 95,7% 0% 0% 20,5% 2.898.062 19,3% 12.646 7,0% 3.856 712 - 14.7% 3.6% - 3.360.888 13,9 321 - 65 % 1.530 - 75 % SITUACIÓN ACTUAL AÑO 2006 SUPERFICIE (ha) CAPACIDAD DE PROCESO (Mt/año) PRODUCTOS Y SUBPRODUCTOS principales (t/año) Gases licuados Gas de refinería (actualmente gas de conversión o gas de refinería; en Proyecto URF gas de coquización) Gasolinas Queroseno 0 0 1.378.752 (-1.172.424 de reducción en Gasoil 3.909.962 refinería existente) Fueloil 0 (-1.300.000 de reducción en refinería 2.673.995 existente) Materia petroquímica y naftas 461.144 137.992 Disolventes 1.640 0 Asfaltos 377.344 0 Azufre 76.599 73.328 Coque 702.250 Propileno 103.144 0 Otros productos (CO2, Alquilatos) 27.891 0 Consumos propios y mermas 749.504 153.440 EMISIONES (especificar según combustible): todos los nuevos focos utilizarán gas de coquización CO2 cuotas de asignación 2008-2012 (t 2.430.800 467.262 CO2 equivalente/año) SO2 (t/año) 11.815 (año 2005) 831.3 (con plantas de Azufre) NOx (t/año) 3.363 (año 2005) 493.7 Partículas PM10 (t/año) 687 (año 2005) 25.3 Rendimiento recuperación azufre (%) 97,5% 99,5% VERTIDOS 3 Caudal vertido (m /h) 2.950.560 (año 2004) 410.328 RESIDUOS 0 (-600 pueden ser procesados en la Lodos aceitosos (t/año) 921 unidad de coquización) 0 (-4.500 pueden ser procesados en la Sedimentos de Centrifugación (t/año) 6.030 unidad de coquización) Catalizadores (regeneración, incluidos 1.216 (incluye 25 t/año de alúmina gastada 86 (incluye 45 t/año de alúmina gastada metales pesados) (t/año) que es residuo inerte) que es residuo inerte) Resto de residuos peligrosos (t/año) 7.429 88 CONSUMOS FAMILIA PESADOS (Maya: 7,1 %, Bashrah: 5,9 %, Irán Pesado: 16,8 %): 29,8 % Por tipos de crudo, consumo (%) (ver apartado) 2.102.415 87.027 FAMILIA MEDIOS (Irán Ligero: 8,6 %, Ural: 42,8 %, Tengiz: 5,9 %): 57,3 % Composición cualitativa y cuantitativa Metales pesados y otros c. inorgánicos, % según tipos de crudo Combustibles consumidos (en condiciones de régimen) (Combustibles auxiliares) %S Gas natural Fuel gas Gasoil (todo en t/año) LIGEROS (girasol, …): 12,9 % Densidad, °API: 31,6 Azufre, % peso: 1,4 Metales pesados, mg/kg Níquel: 18 Vanadio: 60 FUEL GAS: Consumo: 407.652 t/año S: 0,005 % en peso FUELOIL: Consumo: 308.945 t/año S: 1,8 % en peso 3 3 Agua de aporte (procedencia) (m /año) 8.185.406 m /año (año 2004): 3 5.768.550 m / año del Consorcio 3 2.416.856 m / año recuperada en DAR Hidrógeno (H2) (t/año) 37.137 Electricidad (MWh/año) 404.762 FAMILIA PESADOS (Maya e Irán Pesado): 65 % FAMILIA MEDIOS (Irán Ligero y Ural): 14 % LIGEROS (girasol, …): 21 % Densidad, °API: 26,9 Azufre, % peso: 2,2 Metales pesados, mg/kg Níquel: 32 Vanadio: 156 7,1% -92,4% FAMILIA PESADOS: 35,2 % FAMILIA MEDIOS: -43,3 % LIGEROS: 8,1 % Densidad, ΔAPI: -4,7 Azufre, Δ% peso: 0,8 Metales pesados: Δ Níquel: 14 Δ Vanadio: 96 COMB. PRINCIPAL: Gas de coquización Consumo: 154.000 t/año S: 0,005 % en peso COMB. AUXILIAR: Gas nat.l (solo Cogen) Consumo: 0 en condiciones normales S: 0,0018%-0,0036% en peso FUEL GAS: Consumo: 572.165 t/año FUELOIL (a futuro a eliminar y sustituir por Gas Natural): Consumo: 296.865 t/año FUEL GAS: Consumo: 40,3% FUELOIL: Consumo: -3,9 % CONSUMO DE GAS DE COQUIZ. EN CALDERAS DE PLANTA 3: 10.513 t/año REDUCCIÓN CONSUMO FUELOIL EN CALDERAS DE PLANTA 3: 12.080 t/año 3 1.225.600 m /año 3 884.888 m / año del Consorcio 3 340.864 m / año recuperada en DAR 21.103 (incluye el efecto que los nuevos procesos tendrán sobre el consumo de H2 en todo el conjunto de la refinería) 3 9.411.012 m /año: 3 6.653.438 m / año del Consorcio 3 2.757.720 m / año recuperada en DAR 14.9 %: 15.3% Consorcio 14.1% recuperada 58.240 56,8 126.748 531.509 31,3 % 389.260 2.094.301 379.965 2.391.721 769.225 4.486.022 49,4% 53,3% 894 65 959 7,27 % 1.275 de productos acabados y 254,6 de productos intermedios - 103 de productos acabados y 81 de productos intermedios 1.172 de productos acabados y 335,2 de productos intermedios COGENERACIÓN Producción de electricidad (MWh/año) Producción de vapor (GJ/año) CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Capacidad de almacenamiento de 3 crudo (Mm ) CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS Capacidad de almacenamiento de 3 productos (Mm ) El Proyecto URF no cambiará la capacidad de proceso de PETRONOR, si bien permitirá procesar crudos más densos con todas las garantías medioambientales 1.302 (incluye 70 t/año de alúmina gastada que es residuo inerte) 566 P. acabados: - 8,1% P.intermedios: 31,8% TABLA 7 CUADRO RESUMEN DE COMPARACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA REFINERÍA DE PETRONOR (DATOS DEL AÑO 2006, SALVO QUE SE INDIQUE LO CONTRARIO) CON EL PROYECTO URF. PETRONOR. Proyecto técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 45 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4 PROCESOS Y TÉCNICAS Tal y como se ha indicado en el apartado 5.2.4, las Unidades nuevas y las Unidades a modificar en el Proyecto URF son las siguientes: • Nuevas Unidades: − Nueva Unidad de coquización retardada − Nueva Unidad de hidrogenación selectiva de la fracción C4 − Nueva Unidad de hidrotratamiento de la nafta de coquización − Nueva Unidad de regeneración de aminas − Nueva Unidad de stripping de aguas (depuración primaria de agua de proceso) − Dos nuevas Unidades de recuperación de azufre − Nuevas Unidades de producción y distribución de servicios auxiliares • • Sistema de generación de vapor vía cogeneración • Nueva cadena de agua desmineralizada y nuevo desgasificador • Torre de refrigeración • Subestaciones eléctricas Modificación de Unidades/instalaciones existentes: − Unidad reductora de viscosidad (VB3) − Unidad de producción de hidrógeno (Unidad H4) − Parque de tanques − Interconexiones y racks A continuación se describen los procesos y técnicas implicados en el Proyecto URF (ver Anexo III). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 46 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.1 Unidades de proceso 5.4.1.1 Nueva Unidad de coquización retardada De tecnología Foster Wheeler y factor de servicio de 8.000 h/año, permitirá la conversión de 2.000 kta de los productos pesados obtenidos en el proceso de la Unidad destilación a vacío existente (V3) que actualmente se destinan a la producción de fuelóleo. La alimentación continua estará constituida por la citada corriente de productos pesados de la Unidad de vacío existente, procedente de una mezcla de crudos correspondientes al 68% peso Maya y 32% peso Ural Ligero3. Además de la corriente principal, la Unidad podrá alimentar de forma discontinua: − Lodos acuosos de los separadores de hidrocarburos API y fangos del tratamiento biológico existentes en la Planta de Depuración de Aguas de PETRONOR. − Lodos aceitosos acumulados en los fondos de tanques de almacenamiento de productos de PETRONOR. − Hasta un 10% en peso de Aceite Decantado en campañas esporádicas, corriente obtenida en la Unidad de Proceso de FCC de PETRONOR. La Unidad producirá: − Gases que alimentarán a la sección de gases asociada (sección denominada GASCON), obteniendo: • gas de coquización para su uso como combustible en la instalación de cogeneración y nuevos hornos y • nafta sin estabilizar, que se envía a la Unidad HDT de nafta de coquización. − GOLC: Gasóleo ligero de coquización, que se desulfurará en la Unidad G4 existente en la Refinería de PETRONOR (puesta en marcha en junio de 2006). − GOPC: Gasóleo pesado de coquización, parte del cual se desulfurará en las Unidades de desulfuración de gasóleos pesados existentes y el resto se enviará directamente a la Unidad F3 de conversión catalítica existente. Se pueden presentar dos modos de operación: • CASO 1: Operación “convencional” para maximizar producción de destilados. • CASO 2: Operación a “media presión” para minimizar la producción de GOPC. Este caso aumenta además la flexibilidad de la Unidad disminuyendo la dependencia con la disponibilidad de Maya en el mercado. − Coque, de calidad comercial tipo combustible. 3 Maya y Ural Ligero son parte de la cesta de crudos de la Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 47 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Además se obtiene agua ácida con destino a la nueva Unidad de stripping o tratamiento primario de aguas ácidas. Los criterios de diseño y el esquema de la Unidad se relacionan a continuación: − La Unidad de coquización operará en ciclos de 18 h en el caso de operar a presión baja (caso 1) y en ciclos de 16 h si se opera a presión media (caso 2) para producir coque verde combustible. Consta de dos cámaras de espesor uniforme con sistema automático de apertura de las bridas superior e inferior. Las dimensiones de las cámaras, 9,1 m de diámetro y 39,6 m de altura permiten afrontar la capacidad especificada. − El horno de coquización será tipo fuego sencillo. El decoquizado será mecánico y térmico. Se especificará con una eficiencia térmica al menos del 90%, para lo que incluirá recalentamiento en la zona convectiva de los vapores generados en la propia Unidad de coquización y dispondrá de sistema de precalentamiento de aire. − La Unidad de coquización se diseñará considerando tanto la posibilidad de envío de la corriente total de residuo de vacío en línea desde la Unidad de vacío V3 (temperatura en LB: 250 ºC) o desde tanque (temperatura de almacenamiento en tanque: 180ºC). − Los gases procedentes de las cámaras son fraccionados en una columna con dos reflujos circulantes obteniéndose gases y nafta sin estabilizar, gasóleo ligero de coquización (GOLC), gasóleo pesado de coquización (GOPC) y el reciclo que junto con la alimentación, cargada en el fondo de la columna tras su precalentamiento, se introduce al horno de coquización. − Los gases junto a la nafta sin estabilizar del acumulador de cabeza de la fraccionadora principal se envían a la planta de concentración de gases. − El circuito de GOPC tendrá sobrediseño para permitir cierta flexibilidad y el coprocesamiento de aceite decantado por campañas. − Se incluye una sección de blowdown convencional de recuperación de hidrocarburos líquidos y gaseosos y vapor de agua durante las operaciones de arrastre con vapor y enfriamiento de cámaras de coquización. − La herramienta de corte se desplazará en el interior de la cámara mediante accionamiento hidráulico (diseño actual) en lugar de neumático (diseño tradicional), con lo que se minimiza el consumo de aire de instrumentos asociado a esta operación. − El sistema de manipulación de coque constará de fosa y decantador (pit and maze) de coque con puente grúa, tolva, criba, separador magnético y molino, todos ellos junto al pit para obtener coque de 80 mm de tamaño nominal, y sistema de cintas tubulares transportadoras hasta el almacenamiento en edificio dedicado. − La expedición de coque se realizará mediante carga automatizada de camiones. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 48 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La Unidad de coquización retardada incluye: − Zona de almacenamiento de la carga, proceso de coquización y fraccionamiento de las corrientes obtenidas. − Zona del sistema de manejo, almacenamiento y expedición del coque producido. La descripción de la infraestructura para almacenamiento y expedición de coque sólido se realiza en el apartado 5.4.2.1.3. − Planta de gases de coquización (Planta de concentración de gases o Unidad GASCON). Esta planta de gases procesará los gases y nafta de la Unidad de coquización y el off-gas de la Unidad reductora de viscosidad VB3 (existente), que debe ser modificada por este proyecto para ajustar su capacidad. Los productos de esta Unidad serán los siguientes: • Corriente de gas de coquización (depurado de compuestos sulfurosos), empleado como combustible en la cogeneración, hornos y calderas. • Nafta estabilizada con destino a la nueva Unidad de hidrotratamiento de nafta de coquización, donde es desulfurada. • Fracciones C3 y C4 con destino a la nueva Unidad de endulzamiento de GLP (Unidad MEROX extractivo). A continuación se almacena en las esferas de propano y butano comercial existentes, respectivamente. La fracción C4 será enviada previamente a la nueva Unidad de hidrogenación selectiva para reducir el contenido de diolefinas, cumpliendo la especificación comercial. • GOLC del absorbedor secundario. • Amina rica con destino a la nueva Unidad de regeneración de aminas. • Agua de proceso con destino a la nueva Unidad de stripping o tratamiento primario de aguas de proceso. Los gases de la Unidad de coquización y los procedentes de la Unidad de viscorreducción se comprimen en un compresor centrífugo de dos etapas accionado por motor eléctrico que junto con los líquidos recuperados y la nafta de cabeza de la fraccionadora principal, se envían a una sección de concentración de gases con un esquema compuesto por torres absorbedoras y desorbedoras, absorbedor secundario, absorbedores con MDEA de las corrientes de gas de coquización y GLP, lavado con agua del GLP dulce para evitar pérdidas de MDEA, estabilizadora de nafta, Merox extractivo de GLP con regeneración de sosa con capacidad para 12 t/h, despropanizadora y secadora de fracción C3, Desetanizadora y Unidad de hidrotratamiento selectivo de butadieno para la fracción C4, con capacidad de 4,7 t/h, para cumplir la especificación comercial de máximo contenido en diolefinas y acetilenos. − Unidad de endulzamiento de GLP (propano y butano) (Unidad MEROX extractivo) En esta Unidad se producirá GLP desulfurado tratado con destino a la torre de destilación de GASCON. En el proceso de desulfuración se obtiene una corriente de nafta con alto contenido en disulfuros, los cuales se destruyen (transformándose más PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 49 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL adelante en azufre comercial en las nuevas Unidades de recuperación de azufre) en la Unidad de hidrotramiento de nafta de coquización. La Unidad de endulzamiento de GLP incluye las siguientes secciones: • Prelavado cáustico con sosa (NaOH) parcialmente gastada en la etapa de extracción para eliminar el H2S. • Extracción de mercaptanos utilizando NaOH con una riqueza mínima en el circuito de 17 ºBe conteniendo una pequeña cantidad del reactivo MEROX WS, de forma que se obtienen disulfuros. • Post-tratamiento con eliminación del COS utilizando una disolución de MEA y Sosa. • Regeneración de la sosa, lavado con nafta y retirada de disulfuros. 5.4.1.2 Hidrodesulfuración e Hidrotratamiento 5.4.1.2.1 Nueva Unidad de hidrogenación selectiva de la fracción C4 La Unidad procesará 4.700 kg/h de la fracción C4 procesada en la sección GASCON de la Unidad de coquización retardada que permitirá ajustar las especificaciones e incorporar esta corriente a la producción de butano comercial. La carga a la Unidad, mezclada con el Hidrógeno para la reacción, se precalienta con el efluente del reactor de Hidrogenación. La reacción tiene lugar en fase líquida sobre catalizador de paladio en condiciones suaves, 15 kg/cm2 g y 80 ºC, que aseguran la eliminación requerida de las diolefinas. El efluente del reactor, tras enfriarse, se envía a almacenamiento de butano comercial. La Unidad dispone también de los equipos auxiliares para operaciones de puesta en marcha, reducción y activación del catalizador. 5.4.1.2.2 Nueva Unidad de hidrotratamiento de la nafta de coquización En esta Unidad se hidrogenará la nafta producida en la Unidad de coquización con el fin de eliminar el contenido en diolefinas y reducir el de olefinas y azufre. De esta manera la nafta se transforma en un producto estable para su almacenamiento (en tanques existentes 403408) y venta como nafta comercial. La nueva Unidad se diseñará para tratar 28 t/h, equivalente a 224 kt/año y 8.000 h/año de operación. La Unidad producirá, además, una pequeña corriente de off-gas con destino a la red de gas de refinería, amina rica con destino a la nueva Unidad regeneradora de aminas, y aguas con destino a la nueva Unidad de stripping de aguas. La Unidad opera a presiones moderadamente altas, 35 kg/cm2g en el separador, condicionadas por la baja pureza del hidrógeno de aportación. El diseño de la Unidad incluye las siguientes secciones principales: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 50 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Sección de reacción: es un diseño con dos etapas de reacción: − La primera, para eliminación de dienos, constituida por dos reactores iguales, uno en operación y otro en stand-by, opera en fase líquida y a bajas temperaturas (160-190ºC) para la hidrogenación selectiva de diolefinas con catalizador NiMo para evitar la formación de gomas en el tren de intercambio y en la segunda etapa de reacción. − La segunda etapa de reacción, para hidrotratamiento, opera en fase vapor y a temperaturas más altas (250-300ºC). En el primer lecho de este reactor (catalizador NiMo) se satura la mayor parte de las olefinas y en el segundo lecho se realiza la desulfuración y desnitrificación parcial. Es necesario un horno de operación continua para conseguir la temperatura requerida en la entrada al reactor de hidrotratamiento. − El gas del separador se endulza en un absorbedor con MDEA y se recicla (previa purga a gas de coquización bajo control de caudal) junto con el hidrógeno de aporte mediante un compresor alternativo. El hidrógeno de aporte también es comprimido en un compresor alternativo para alcanzar la presión de operación del sistema de reacción. Ambos compresores se prevén montados sobre el mismo eje, compartiendo accionamiento común. − Parte del líquido del separador se emplea como quench de enfriamiento en el lecho inferior del segundo reactor y el resto se envía a la sección de stripping de H2S y estabilización. − Sección de estabilización o stripping de nafta. La nafta producto, hidrotratada, exenta de H2S (1 ppm máx) y estabilizada, se envía a tanques para su exportación. El off-gas se endulza en un absorbedor a baja presión con MDEA y se envía a la red de gas de coquización. Los principales criterios de diseño son: − La capacidad de la Unidad presenta un sobrediseño de aproximadamente el 10 %, que se aprovechará para tratamiento de la nafta de coquización almacenada en tanques durante la parada periódica bianual de esta Unidad para sustitución de catalizador. El tiempo estimado para agotar el almacenamiento es de unos 3 meses. − Para estimar el consumo de hidrógeno y exotermicidad se emplea el “nº Br”. Se ha incluido cierto sobrediseño de los equipos para permitir el procesamiento de naftas con un nº Br superior. − El reactor de dienos dispone de un reactor de reserva. La duración del ciclo del catalizador será mínimo de 12 meses (no regenerable). El reactor de desulfuración tendrá una longitud de ciclo mínima de 24 meses (no regenerable). − El proyecto incluye una interconexión para tratar la nafta de lavado de MEROX en esta Unidad. Esta corriente no altera el caso de diseño de esta Unidad. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 51 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.1.3 Viscorreducción 5.4.1.3.1 Modificación de la Unidad reductora de viscosidad (Unidad de visbreaking VB3) Las modificaciones que se acometerán en esta Unidad, que se alimentará con Residuo Atmosférico en lugar de con Residuo de Vacío, tienen por objeto maximizar la utilización de la misma para la producción de fuelóleo y evitar que la Unidad de vacío existente (Unidad V3) constituya una restricción para el nivel de destilación deseado, dando así flexibilidad a la operación global de la Refinería. En el escenario del Proyecto URF, la capacidad máxima de la Unidad VB3 será reducida como sigue: − 227 t/h (35.000 BPSD) para el caso de producción de fuelóleo de alto azufre. − 148 t/h (24.000 BPSD) para el caso de producción de fuelóleo de bajo azufre. La capacidad real de la Unidad se ajustará a la demanda real del mercado. El esquema de proceso propuesto altera sensiblemente la configuración actual de la Unidad. En efecto, aguas abajo de cada uno los hornos de Viscorreducción se instalarán sendos separadores ciclónicos. En estos ciclones los vapores calientes se separan del líquido caliente y se envían a la fraccionadora principal. Por su parte, el líquido caliente se envía a la nueva columna Vacuum Flasher diseñada para máxima recuperación de Gasóleo de Vacío. Este Gasóleo de Vacuum Flasher, sin hidrotratar, se envía junto con el producto de fondo de la fraccionadora principal a la Unidad de FCC, mientras que el producto de fondo de la Vacuum Flasher se destina a la formulación de fuelóleo. Los destilados atmosféricos mantienen sus destinos actuales. El gas de la fraccionadora principal de VB3 se envía a la Unidad GASCON de coquización, mientras que los incondensables de la Vacuum Flasher se tratarán junto con los incondensables de V3 en la V3-T-2, que tiene capacidad para ello. Además de lo anterior, hay cambios importantes en el esquema de integración energética y generación de vapor de la planta debidos a la modificación sustancial en la carga a VB3, así como intervenciones menores en la fraccionadora principal y en el stripper de gasóleos existentes para adecuarlos a los nuevos balances. Como objetivo, la mínima capacidad operativa de la Unidad se mantendrá en los parámetros actuales, esto es, 20.000 BPSD. La única limitación a la conversión que se puede conseguir viene fijada por el factor de estabilidad P, que deberá ser superior 1,2 en cualquier caso. 5.4.2 Unidades auxiliares 5.4.2.1 Almacenamiento y manipulación de productos 5.4.2.1.1 Almacenamiento y manipulación de los productos asociados al Proyecto URF Esta información se recoge en el apartado 7.3 del presente documento. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 52 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.2.1.2 Parque de Tanques Las modificaciones en el Parque de Tanques incluyen la instalación de nuevos tanques y el cambio de servicio de otros para satisfacer la nueva estructura de producción tras la entrada en servicio de las Unidades de este Proyecto. Se construye un nuevo tanque de gasóleo A para venta, al objeto de incrementar la capacidad de almacenamiento por el nuevo Proyecto. Asimismo, se tiene que disponer de un tanque para almacenar la nafta de coquización (que requiere inertizado con N2), para lo cual se modificará uno existente (si es factible) o se construirá uno nuevo en el mismo lugar. En la Tabla 8 se incluyen los tanques nuevos a instalar. TANQUE TK-N01 TK-N02 PRODUCTO Nafta de coquización Nafta intermedia de coquización SERVICIO CAP. ÚTIL (m3) COMENTARIOS BOMBEO ASOCIADO Tanque Pulmón de ajuste entre Unidad de coquización CK6 y Unidad HDT de nafta de coquización NC6 2.000 Tanque de techo fijo con techo flotante interno Nuevo Apoyo a TK-N01 en parada de Unidad HDT de nafta de coquización 7.500 Inertizado con N2 Tanque de techo fijo con techo flotante interno Existente Inertizado con N2 Sustituye a TK-406 TK-N03 Gasóleo A (venta) Almacenamiento de Gasóleo A 32.000 Tanque de techo fijo, con agitación Existente TABLA 8. TANQUES NUEVOS A continuación se muestra la relación de tanques que cambian de servicio junto con los principales cambios a realizar asociados a los mismos (ver Planos del Anexo III): PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 53 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CAP (m3) TANQUE PRODUCTO ACTUAL PRODUCTO FUTURO TK-115 Crudo Gasóleo (10 ppm) 64.000 No se requieren modificaciones TK-102 Fuelóleo Crudo 63.200 No se requieren modificaciones COMENTARIOS TK-103 Fuelóleo Crudo 63.200 No se requieren modificaciones TK-601 Fuelóleo Aceite decantado (DO) 15.900 Instalación de nueva bomba de carga de DO a Unidad de coquización (PN04) TK-254 Gasóleo (10 ppm) Carga a la Unidad de coquización 31.800 Calorifugado, instalación de serpentín de vapor y agitadores. Instalación de sistema de bombeo TK-252 Gasóleo (10 ppm) Carga Atmosférica procesos Coquización, carga a la Unidad de Destilación en Vacío (V3) 31.800 Calorifugado, instalación de serpentín de vapor y agitadores. Instalación de sistema de bombeo para carga a VB3 (P-N01 A/B) TK-231 Destilados medios GO Ligero de coquización 15.000 Inertización con nitrógeno TK-232 Fuelóleo GO Pesado de coquización 15.000 Inertización con nitrógeno TABLA 9. MODIFICACIÓN EN TANQUES EXISTENTES Como se observa, la mayor parte de las modificaciones se deben al ajuste al nuevo esquema de producción, caracterizado por incremento de producción de gasóleo y reducción de la producción de fuelóleo. El nuevo tanque TK-N03 tendrá las mismas características que algunos de los tanques existentes en la actualidad, como el TK-254. Los tanques TK-N01 y TK-N02 tendrán características distintas a los tanques existentes en la Refinería actual, como es el inertizado. En cualquier caso, los tres quedarán ubicados en cubetos actuales de tanques. En el caso particular de TK-N02, que sustituye al TK-406, se ubicará en el mismo lugar y que la torta existente de cimentación continuaría siendo válida a futuro. En el Anexo III se incluyen las hojas de datos de estos tres tanques. Todos los tanques de la Refinería disponen por diseño de una serie variada de elementos de seguridad diseñados para evitar incidentes operativos (reboses, sobrepresiones, etc.), y de accidentes ajenos a la operativa normal de las instalaciones (descargas eléctricas, trombas de agua de lluvia, etc.). Además, todos los tanques están dotados de un sistema de protección contra incendios en la estructura del tanque, con agua y espuma, y perimetral mediante monitores de gran alcance y capacidad de suministro. Dentro de las protecciones de seguridad, todos los tanques disponen de: − Tomas de Tierra unidas a la envolvente, que varían en su número dependiendo del tamaño del tanque. En los tanques de techo flotante cuentan con otras tomas de tierra que van del techo a la envolvente. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 54 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Todos los tanques se encuentran ubicados dentro de grandes taludes, llamados cubetos de contención para el caso de derrames o fugas de producto. − Sistema de recogida de aguas de lluvia y derrames de productos situados en una esquina de los cubetos. − Para evitar sobrellenados y reboses, todos los tanques disponen de Alarma de Alto Nivel (LAH) y de Muy Alto Nivel (LAHH). Asimismo, para evitar sobrepresiones o vacíos, los tanques cuentan con sistemas de ventilación (en forma de codo para los tanques de techo fijo, o de válvulas atmosféricas automáticas para el caso de los tanques de techo flotante). En el apartado II.4.1. “Almacenamiento y manipulación de los productos de la Refinería” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se incluye la descripción detallada de los distintos tipos de almacenamientos existentes en la Refinería. Por otra parte, en el apartado III.6. “Almacenamiento de Productos Químicos” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se recoge la siguiente documentación: − Apartado III.6.1. “Certificados de Autorización de Instalaciones APQ “(Almacenamiento de Productos Químicos). − Apartado III.6.2. “Notificación de instalación con Sustancias Peligrosas”. − Apartado III.6.3. “Informe anual de Materias Peligrosas pro carretera”. − Apartado III.6.5. “Identificación, manipulación y documentación de productos peligrosos”. − Apartado III.6.6. “Fichas de Datos de Seguridad (FDS)”. − Apartado III.6.7. “Fichas Internas de Seguridad (FIS)”. − Apartado III.6.8. “Productos Químicos en Almacén”. En los Planos del Anexo III aparecen representados tanto los tanques nuevos como los tanques que sufrirán modificaciones. En general, el manejo y almacenamiento de los productos seguirá la normativa técnica aplicable y los criterios de seguridad establecidos en la MI-IP-02 “Parques de almacenamiento de líquidos petrolíferos”. 5.4.2.1.3 Infraestructura para almacenamiento y expedición de coque sólido Una vez el coque se descarga de las cámaras de coquización, cae al foso (pit), con una autonomía de unos 4 días, donde se libera la mayor parte del agua utilizada en las operaciones de enfriamiento de cámaras y corte, quedando el coque con un contenido en humedad compatible con sus especificaciones comerciales. El agua separada es apta para su recuperación de nuevo como agua de enfriamiento y corte de coque en la cámara, tras la eliminación de finos. El coque es recogido mediante una cuchara asociada a un puente grúa PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 55 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL con capacidad para vaciar la producción de un ciclo de 18 h (unas 1.590 t de coque) en 4-6 horas. Por medio de la cuchara, el coque se transfiere al sistema de tolva, criba, separador magnético y molino, al lado del pit. En la criba se rechazan los sólidos con un tamaño superior a 400 mm, que se retornan a la fosa por gravedad. Posteriormente el coque pasa por un separador magnético donde se retienen eventuales partes metálicas antes de entrar al molino, donde se reduce al tamaño nominal de 80 mm. El coque molido es transportado mediante un sistema de cintas tubulares al almacenamiento final cerrado. El almacenamiento final (nave) será cerrado con el objetivo de minimizar las emisiones de polvo a la atmósfera y atenuar la contaminación sonora. La capacidad de almacenamiento es de unos 6 días de producción. La expedición del coque al exterior de la Refinería se hará exclusivamente con una flota dedicada de camiones adaptados para transporte de coque, de una capacidad de 25 t. El diseño de la estación de carga minimizará la emisión de polvo de coque a la atmósfera y se dotará de la automatización necesaria. El sistema de expedición dispondrá de los adecuados puestos de carga con su sistema de pesado y carga automática incorporado y trenes de limpieza con agua de los camiones que transporten el coque (lavado de ruedas y bajos). A fin de minimizar el efecto sobre el tráfico existente en la zona, caracterizado, entre otros aspectos, por la cercanía de la playa, y dadas las limitaciones de la carretera existente para un tráfico de camiones pesados (ancho de carriles, ausencia de arcén, carril para bicicletas, oleoducto enterrado) se encuentran en análisis diversas alternativas, entre ellas la de separar el tráfico de camiones de coque del de otros productos ya existentes a través de un nuevo acceso en el extremo norte de la Refinería, ubicado bajo el tablero del viaducto, muy cerca de la salida actual de la autopista, y en el camino a las instalaciones portuarias de manejo de graneles, donde se efectuará la comercialización a cliente final, vía marítima principalmente. En los Planos del Anexo III se indica la ubicación del almacenamiento de coque (área 17). 5.4.2.1.4 Infraestructura para almacenamiento y expedición de azufre Se acondicionará la campa de azufre sólido actualmente existente para aumentar la capacidad total, para lo que se ha previsto la instalación de un sistema de cintas distribuidoras adicionales (semejante a la instalación actualmente en operación en la Unidad SR4) y la ampliación de la altura de parte de los muros existentes (en particular los situados al Norte, Oeste y Sur de la campa). De esta manera se incrementa el área disponible para apilamiento de azufre sólido por cintas de azufre, resultando una reducción en la autonomía por este concepto de la campa de 6 días (autonomía máxima tras modificación: 15,5 días), ampliable como en la situación actual mediante el apilamiento manual por bulldozer. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 56 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El resto de infraestructura actual existente es adecuada para la ampliación de capacidad de almacenamiento. El sistema dispone de una báscula de pesado de control de la carga de camiones, red de aguas pluviales, etc. En los Planos del Anexo III está identificada la zona de almacenamiento de azufre (área 14). 5.4.2.2 Producción de hidrógeno 5.4.2.2.1 Modificación de la Unidad de producción de hidrógeno (Unidad H4) El aumento de azufre a las Unidades de hidrotratamiento asociado a este Proyecto conduce a un déficit en la capacidad de producción de Hidrógeno instalada en este complejo. La modificación de esta Unidad se plantea para aumentar su capacidad de producción en un 25% y satisfacer así el incremento de las necesidades de Hidrógeno para desulfuración de los productos obtenidos de la Unidad de coquización. La alimentación de diseño para esta Unidad es nafta, y la alimentación alternativa es gas natural, igual que el diseño inicial. H2 Producto (kg/h) ALIMENTACIÓN CON NAFTA ALIMENTACIÓN CON G. NATURAL (Caso Diseño) (Caso Alternativo) 100% DISEÑO 125 % DISEÑO 105% DISEÑO 130% DISEÑO ACTUAL MODIFICADO ACTUAL MODIFICADO 2.903 3.625 3.087 3.869 El esquema de proceso es similar al de la planta existente. La modificación más importante consiste en la instalación del EHTR (Enhanced Heat Transfer Reactor) en paralelo con el Horno Reformer existente. El gas de proceso, a la salida del lecho catalítico del prerreformador existente, se divide en dos corrientes, una que alimenta al Reformer como en el proceso actual y la otra que alimenta al reactor EHTR. Éste consiste básicamente en un intercambiador cuyos tubos contienen el catalizador de reformado y que se calienta por el lado de carcasa con el efluente del horno de reformado mezclado con la salida de tubos del EHTR. El efluente de este equipo se dirige al PGWHB (Process Gas Waste Heat Boiler) existente. Dado que el efluente del horno de reformado se utiliza en primera instancia para calentar el gas al EHTR, la producción de vapor en el Process Gas Waste Heat Boiler existente se reduce de forma sensible. Para asegurar el control del proceso debe mantenerse un caudal mínimo de vapor exportado de 1 t/h, lo que constituye la limitación al incremento de capacidad en el caso de gas natural. La duración del ciclo del catalizador del EHTR será de 4 años, igual a la del catalizador en el Horno de reformado. Otras modificaciones, de tipo menor, en equipos vienen dictadas por el propio incremento de caudal en la Unidad. No se requiere modificación del sistema PSA, excepto actualización de las secuencias e instalación de un nuevo tanque pulmón. La recuperación de Hidrógeno en el sistema de purificación, PSA, será similar a la existente, 89,5% para nafta y 88,5% para gas natural. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 57 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.2.3 Sistema de Refrigeración 5.4.2.3.1 Nueva Torre de refrigeración Debido a la demanda del Proyecto URF se necesitará una torre de refrigeración nueva, con funcionamiento en continuo. La nueva torre de refrigeración será de tiro mecánico inducido con sentido de flujo en contracorriente. Cada celda estará instalada sobre una balsa de hormigón para recogida del agua fría. La capacidad instalada será de 4.500 m3/h, con un sobrediseño de más del 18% respecto a la demanda prevista. La torre se diseña con tres celdas aislables de manera independiente para permitir operación en fallo de un ventilador o mantenimiento anual en una de las celdas. Se dotará además de bombas de una capacidad de circulación de 4.500 m3/h, accionadas con turbinas de vapor contrapresión (nominal) y reserva con motor. La distribución de agua se realizará como sigue: − Cogeneración: 900 m3 − Zona sur de conversión (Plantas de recuperación de azufre SR6, VB3, NF3): 1.527 m3 − Zona Unidad de coquización: 1.242 m3 − Servicios (compresor, bombas de SSAA…): 21,2 m3 En el caso del revamping de H4, será el propio sistema de refrigeración existente quien asuma las necesidades de refrigeración que, en cualquier caso, es de pequeña entidad (36,5 m3). Debido a su ubicación, condicionada por la disponibilidad de área en la Refinería, se dotará de sistema de separadores para minimización de arrastres de gotas de agua, atenuando el posible efecto de aceleración de la corrosión en unidades o equipos próximos y minimizando su efecto en el exterior del recinto industrial. La instalación de la Unidad está proyectada para un funcionamiento continuo en las siguientes condiciones: − Numero de celdas 3 − Caudal de diseño de cada celda 1.500 m3/h − Temperatura del agua caliente (entrada) 43 ºC − Temperatura de agua fría (salida) 28,3 ºC − Temperatura seca aire 30 ºC − Temperatura de bulbo húmedo 23 ºC − Ciclos de concentración 3 − Pérdidas por arrastre < 0,001% PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 58 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Máximas pérdidas por evaporación 2% Los principales componentes de la torre serán: − Distribuidores de agua con válvula de aislamiento. − Doble separador de gotas en zig-zag u otro sistema similar para garantizar la reducción de arrastres hasta el 0,001 %. − Relleno laminar en “nido de abeja” de PVC. − Virola y persianas de poliéster. − Ventilador accionado por motor/reductor en acero. − Cerramientos poliéster reforzado con fibra de vidrio apoyado sobre vigas de hormigón. − Balsa de agua fría para 5 horas de funcionamiento a plena carga, sin caudal de reposición, independizables para cada celda. − Escalera, barandillas, accesos. − Sistema de dosificación de aditivos: hipoclorito y ácido sulfúrico con sus elementos de control y regulación. − Sistema de filtración lateral a presión sobre capa de arena y antracita para un 3% del caudal circulante, con lavado automático. El tratamiento químico previsto para la torre es el siguiente: − Tratamiento de Estabilización: añadiendo un biodispersante antiincrustante comercial, que evita la incrustación que se produce por sobresaturación de las sales presentes en el agua de aporte, y el ensuciamiento debido a la deposición de los sólidos en suspensión y de la materia orgánica. Su concentración en el sistema deberá mantenerse en 17,5 ± 2,5 ppm. − Tratamiento Contra la Corrosión: para este tipo de protección se emplea un inhibidor de corrosión a base de sales de cinc y compuestos de fósforo orgánico e inorgánico. − Tratamiento de ajuste de pH: para evitar la formación de incrustaciones en la torre, mediante la adición de ácido sulfúrico. − Tratamiento biológico: El tratamiento algicida-bactericida, en combinación con los tratamientos biodispersantes, es el arma más eficaz en la lucha contra el biofouling y la corrosión bacteriana. Los productos empleados son sales de bromo (3 ppm), biodispersante (4 ppm) e hipoclorito sódico. El residual de cloro libre en cada uno de los retornos deberá mantenerse por encima de 0,2 ppm. Al igual que en las torres de la refinería actualmente operativas, la periodicidad en la adicción de purgas al circuito de refrigeración de la nueva torre dependerá de la concentración de sales en cada momento. El caudal siempre será el mínimo indispensable. El destino será siempre la planta DAR de PETRONOR. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 59 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.2.4 Sistemas y técnicas de producción de energía 5.4.2.4.1 Nueva cadena de agua desmineralizada y nuevo desgasificador En la actualidad no existe capacidad suficiente en desmineralización de agua en las cadenas de la Unidad de servicios existente del Área de Conversión (U3) como para absorber la demanda de agua desmineralizada del nuevo Proyecto, por lo que se incluye la instalación de una nueva cadena de desmineralización, que será idéntica en capacidad nominal (127 m3/h) y esquema (filtro de carbón activo, intercambiador catiónico, intercambiador aniónico) a las tres actualmente existentes, con las que se integra, ubicándose en sus proximidades y adecuándose las interconexiones del actual sistema de desmineralización. Para su regeneración, la nueva cadena utilizará los sistemas actualmente disponibles de sosa y ácido, debiéndose sustituir el actual tanque de ácido sulfúrico para incrementar su capacidad de almacenamiento e instalar nuevas bombas de carga de ácido desde el camión cisterna de suministro. 5.4.2.4.2 Nueva cogeneración La demanda incremental de vapor asociada al Proyecto URF no puede ser soportada con la capacidad de generación actualmente instalada en la Refinería sin reducir drásticamente la necesaria capacidad de reserva para efectuar oportunas actividades de mantenimiento, por lo que se requiere la instalación de un nuevo generador de vapor, abriéndose la oportunidad de instalar una nueva Unidad de cogeneración. En efecto, el gas combustible producido en la coquización, junto a las demandas de energía eléctrica y vapor necesario para alimentar los nuevos equipos, supone que la alternativa energética más eficiente sea una cogeneración (ver apartado 6.1). Se selecciona por tanto una Unidad de cogeneración de 43,37 MW de potencia eléctrica nominal (valor preliminar), basada en instalación de turbina de gas. Con este tamaño de Unidad se satisface la capacidad requerida en generación de vapor en situaciones de punta de consumo, sin afectar a los balances actuales de vapor de la Refinería. La turbina de gas con alternador, tipo industrial, con una potencia media estimada de 43,37 kW a 11 kV, podrá consumir gas de coquización, gas natural (o una mezcla de ambos) y propano, y estará provista de un sistema de reducción de las emisiones de NOx para poder cumplir con las disposiciones legales vigentes. La caldera de recuperación asociada vendrá asimismo dotada de postcombustión, para incrementar la producción de vapor de 600 # cuando se considere necesario por falta de disponibilidad de las calderas existentes en Refinería (hasta 115 t/h de vapor). Asimismo, la nueva Unidad de cogeneración vendrá dotada de diverter, garantizándose el mantenimiento de la producción de vapor incluso en situación de parada de la TG (programada o intempestiva), utilizándose en estos casos el quemador instalado en la caldera con aire fresco. De este modo se evita implicación sobre operación de la Refinería (Unidades en servicio, carga a Unidades) en caso de no disponibilidad de alguna de las 3 calderas existentes de la zona de Conversión. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 60 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En el Anexo III se incluyen los Planos de Proyecto. La nueva Unidad de cogeneración estará constituida básicamente por: • Una Turbina de Gas (TG) con alternador, tipo industrial, con una potencia de 43,37 kW a 11 kV, que podrá consumir gas de coquización, gas natural (o una mezcla de ambos) y propano. Estará provista de un sistema de reducción de las emisiones de NOx, para poder cumplir con las disposiciones legales vigentes. Otros equipos accesorios de la TG son: sistemas de lavado, filtro de aire autolimpiante, refrigerante de aire tipo evaporativo, motor de arranque eléctrico, instalación intemperie, generador y sistema de detección y extinción de incendios. • Una Caldera de Recuperación de Calor (CRC) acoplada a la TG, para recuperar el calor de los gases de escape de esta, que producirá un caudal medio de 78,8 t/h de vapor de muy alta presión a 43,4 kg/cm2g y 371 ºC; 4,75 t/h de vapor de alta presión a 78,8 kg/cm2g y 238 ºC. Esta caldera irá dotada de un juego de válvulas tandem y soplante de aire fresco para su funcionamiento independiente de la turbina de gas. En la zona más próxima al escape de la chimenea, y para mejorar el rendimiento de la caldera, se instalará un precalentador del agua de alimentación al desgasificador (mezcla de condensado y agua desmineralizada). Para prevenir posibles corrosiones en las zonas de más baja temperatura de la caldera, debidas al punto de rocío ácido en los humos, se instalará una recirculación con bomba a la entrada del precalentador, controlada por el punto de rocío ácido de los humos. Asimismo, la CRC estará dotada de un sistema de quemadores de postcombustión, capaces de quemar gas de coquización y gas natural para producir unas 115 t/h de vapor de muy alta presión (la producción en los demás niveles de presión se mantendrá constante). Se dispondrá de una operación de la CRC (con el quemador y el sistema de aire fresco) con la TG fuera de servicio, con cambio automático de uno a otro modo de operación en la caldera, sin pérdida de producción de vapor, por instalación de diverter en salida de TG. Esto requiere la instalación de un ducto de evacuación por el que saldrán los gases durante el arranque y parada de la TG. El tiempo de este proceso es de minutos. A continuación se enumeran las principales características de la CRC: • Niveles de Presión: 2 • Tipo: Circulación natural • Caudal vapor muy alta presión: 78,8 t/h a 43,4 kg/cm2g y 371 ºC • Caudal vapor alta presión: 4,75 t/h a 18,25 kg/cm2g y 238 ºC • Temperatura entrada humos: 550 ºC (aproximada) • Temperatura salida humos: 121 ºC (aproximada) • Postcombustión • Sistema de dosificación de aditivos PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 61 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • • Depósitos de purgas • Enfriador de purgas Sistema eléctrico La nueva cogeneración se conectará con la Subestación de 132 kV, para lo que se instalará un transformador dedicado, de potencia 45/60 MVA, refrigerado en aceite, relación 11/30 kV. La descripción del sistema eléctrico asociado al Proyecto URF se recoge en el apartado 5.4.5.1. • Sistema de combustibles Para la alimentación de gas de coquización a la TG se instalarán un par de filtros en la línea de llegada (principal y reserva), un depósito de succión y dos compresores (principal y reserva), capaces de elevar la presión hasta los 22 kg/cm2g necesarios de alimentación de la turbina. Para el suministro de gas natural a la TG, será necesaria la implantación de una reductora de presión hasta 22 kg/cm2g, ya que el suministro vendrá dado a 37 kg/cm2g. Se requiere además un pequeño calentador antes de mezclarlo con el gas de coquización. Ambas corrientes se mezclan en un pulmón y se calientan conjuntamente, se pasan por un filtro coalescente y se envían a la estación de regulación y medida de la TG, en la que se incluye un separador final de gotas. Al sistema de postcombustión de la CRC se derivan sendas tuberías de gas natural (después del calentador antes citado) y de gas de coquización (tras la filtración), las cuales se mezclan antes del sistema de regulación de los quemadores. Se ha previsto la utilización de propano de esferas como combustible de emergencia. • Instrumentación, control y enclavamientos Se instalarán todos los instrumentos y controles necesarios para la completa monitorización y operación de la Planta, desde la sala de control remota existente, integrándose como ampliación del Sistema de Control Distribuido allí instalado. También será posible el control local de la instalación. También se dispondrá del control remoto y local del alternador, especialmente en lo que se refiere a las maniobras de sincronización con la red exterior y paso a isla, y sus maniobras asociadas de regulación de tensión y de factor de potencia. • Dosificación química El tratamiento químico utilizado para el agua de aporte a ciclo es el siguiente: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 62 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Tratamiento de ajuste de pH: para evitar la aceleración de la corrosión se adiciona un compuesto alcalinizante, de tipo amina filmante y neutralizante. − Tratamiento de desoxigenante: se adiciona un compuesto secuestrador de oxígeno para evitar la corrosión. 5.4.3 Unidades contra la contaminación atmosférica 5.4.3.1 Nueva Unidad de regeneración de aminas Las Unidades de aminas se diseñan con objeto de eliminar el contenido de SH2, CO2 y H2O de determinadas corrientes. La Unidad de regeneración de aminas se diseñará para tratar 110 m3/h de amina circulante, en concreto MDEA del 50% peso. Esta Unidad tratará las aminas utilizadas en las Unidades anteriores y dará lugar a los siguientes productos: − Amina pobre con destino a la nueva Unidad GASCON de Coquización y a la nueva Unidad de hidrotratamiento de nafta de coquización. − Gas ácido, constituido principalmente por H2S, con destino a las nuevas Unidades de recuperación de azufre. − Venteo de Gases con destino a la antorcha existente. La Unidad de regeneración de aminas tratará la amina rica y enviará la amina pobre de/a los siguientes absorbedores: − Absorbedor gas/líquido para la fracción C2- de planta de concentración de gases de la Unidad de coquización. − Contactor líquido/líquido para GLP de planta de concentración de gases. − Absorbedor de alta presión gas/líquido del gas de reciclo de la Unidad de HDT de nafta de coquización. − Absorbedor de baja presión gas/líquido del gas de la estabilizadora de la Unidad de HDT de nafta de coquización. El gas ácido producto, constituido principalmente por H2S, se enviará a las Plantas de recuperación de azufre. La Unidad de aminas se diseñará para MDEA del 50% peso con una capacidad de absorción máxima de 0,40 mol H2S /mol amina. La carga de la amina pobre regenerada será como máximo de 0,01 mol H2S/mol amina. Para mantener la integridad de la amina se filtrará en continuo el 100% del caudal de amina rica circulante y el 25% de la amina pobre. Se instalará un tanque que permita el vaciado de todo el inventario de la amina. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 63 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Siguiendo la experiencia de PETRONOR, la carga fresca de amina se verterá al poceto, donde se mezclará con condensado hasta la concentración requerida. 5.4.3.2 Dos nuevas Unidades de recuperación de azufre Las Unidades de recuperación de azufre tienen por objeto o finalidad reducir las emisiones atmosféricas, al tiempo que producen azufre del tipo comercial. El aumento del contenido medio de azufre en la cesta de crudos procesados en la Refinería por la nueva estructura de Unidades tras este Proyecto, unido a los mayores requisitos de desulfuración de varias de las nuevas corrientes asociadas al mismo, conduce a un déficit en la capacidad de recuperación de azufre instalada en la Refinería. Se ha estimado necesaria la instalación de dos plantas idénticas de 110 t/día de producción de azufre cada una. Las alimentaciones de estas nuevas Plantas de azufre adicionales a las corrientes ya tratadas actualmente en otras Plantas de Refinería son las corrientes ricas en H2S procedentes de la nueva Unidad de regeneración de aminas y de la nueva Unidad de tratamiento o stripping de aguas de proceso. El producto obtenido será azufre sólido en forma de escamas con las especificaciones habituales de estas Plantas. El esquema de proceso será similar al de la unidad SR5 existente, esto es, tipo Claus Modificado, con tratamiento de gas de cola en proceso Sulfreen, alcanzando una recuperación mínima garantizada del 99%. Como principal diferencia con el diseño de SR5, la caldera de recuperación de calor del efluente del reactor térmico producirá vapor de media presión. Cada Planta de recuperación de azufre tendrá su propio equipo de combustión asociado, el cual llevará una caldera de generación del vapor de alta presión. Los humos de ambos equipos de combustión se conducirán por una línea común hasta la chimenea existente del Área de Conversión, de 222 m de altura. Ambas plantas compartirán el pit de azufre líquido, desde el que se bombeará el azufre a sendos sistemas de solidificación, ubicados junto a la campa de azufre sólido existente de las Unidades SR3 A/B, adecuados a la capacidad de las nuevas plantas (ver Planos del Anexo III). 5.4.3.3 Sistemas para la reducción de COVs En las instalaciones del Proyecto URF se va a llevar a cabo la misma metodología respecto a los Sistemas de Reducción de COVs que en el Programa de Control de pérdidas al exterior de Compuestos Orgánicos Volátiles de la Refinería. En el apartado II.5.9 “Sistemas para la reducción de COVs” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se incluye la descripción de estos sistemas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 64 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.4.4 Unidades para el tratamiento de aguas contaminadas 5.4.4.1 Nueva Unidad de stripping de aguas (Tratamiento primario de agua de proceso) Las Unidades de aguas ácidas de la Refinería están diseñadas para eliminar el SH2 y el NH3 presentes de las aguas ácidas de las instalaciones, a menos de 10 ppm de SH2 y < 50 ppm de NH3, en el agua ya tratada y que posteriormente es enviada a la Planta DAR (Depuración de Aguas de Refinería), antes de su envío al mar, una vez garantizado el cumplimiento de la especificación de vertido. En la práctica y manejadas de forma adecuada, se consiguen valores inferiores a estos límites, lo que redunda en una optimización en la calidad de los vertidos. La Unidad se diseñará para tratar 50 t/h de aguas y depurará las aguas de proceso procedentes de la Unidad de coquización retardada y la Unidad de hidrotratamiento de nafta de coquización. Los productos de esta Unidad serán los siguientes: − Agua recuperada con destino a su utilización en la planta de coquización. − Gas Ácido Amoniacal con destino a las nuevas Unidades de recuperación de azufre, donde es convertido en azufre comercial y gases inertes. − Hidrocarburos decantados con destino al sistema de reproceso de slops (hidrocarburos que se recogen de los equipos y se vuelven a procesar dentro de las Unidades existentes en PETRONOR). El stripper de aguas ácidas será un proceso basado en stripping en una etapa. La sección de stripping de aguas ácidas dispondrá de un tanque pulmón con capacidad suficiente para almacenar el agua de blowdown de la Unidad de coquización producida durante 18 horas. Se preverán las conexiones necesarias con el sistema de aguas ácidas de Refinería para, ocasionalmente, poder tratar alguna de dichas corrientes en la nueva Unidad o viceversa, es decir, enviar esta corriente a otras Unidades similares existentes en la Refinería. 5.4.4.2 Tratamiento de aguas de proceso El tratamiento final de las aguas de proceso asociadas al Proyecto URF se llevará a cabo en la Planta DAR existente, que no requiere ninguna modificación adicional por el reducido incremento porcentual del aporte de agua de las nuevas Unidades, y porque ya se están efectuando inversiones de mejora en esta planta, en la sección de pretratamiento (Ver Anexo XXIII). En la Figura 10 se presenta un esquema de proceso de la Planta de Depuración de Aguas de Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 65 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 10. ESQUEMA DEL TRATAMIENTO DE AGUAS En el apartado II.6.4. “Descripción de Planta DAR (Depuración de Aguas de Refinería)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se incluye la descripción detallada de todos los tratamientos. A continuación se describe brevemente el esquema de tratamiento de la Planta DAR de la Refinería. El esquema de tratamiento de la Planta DAR de la Refinería consta fundamentalmente de dos líneas de tratamiento independientes: • Línea aguas de proceso para el tratamiento del agua procedente de: − Drenajes de los tanques de crudo − Desalado del crudo • Línea aguas aceitosas para el tratamiento del agua procedente de: − Pluviales contaminadas en Plantas de proceso − Limpieza de áreas − Agotadores (Strippers de aguas) − Laboratorio Ambas líneas básicamente se componen de: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 66 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Pretratamiento de separación de aceites y sólidos en suspensión, mediante separadores de placas. − Tratamiento físico-químico por flotación de aire disuelto para la eliminación de hidrocarburos y sólidos. − Tratamiento biológico para la eliminación acondicionamiento de la calidad del efluente. de materia orgánica y El efluente de las aguas aceitosas, tras finalizar el esquema indicado, es sometido a una etapa de tratamiento de afino, denominada Tratamiento Terciario, y que consta de: − Zona de reacción, donde se le dosifican aditivos que permiten oxidar la materia orgánica y coagular / flocular los sólidos arrastrados. − Zona de decantación, mediante un decantador lamelar permite acelerar la retirada de la corriente de la mayor parte de sólidos en suspensión que aún se mantienen. − Zona de filtración, por medio de filtros de arena, donde se obtiene una calidad de agua perfectamente recuperable en las instalaciones. − Zona de almacenamiento en el TK-803, desde donde se realiza el suministro a las instalaciones de consumo, fundamentalmente agua de refrigeración y agua de planta. El agua depurada excedentaria se vierte a mar abierto, en el exterior de la Terminal Portuaria de Punta Lucero, a una distancia de unos 4 km de la Refinería. • Recuperación de aceites Como parte del tratamiento del agua que llega a la Planta DAR, se incluye la recuperación del aceite que es aportado por cada una de las corrientes. Para este servicio se dispone de 3 tanques de almacenamiento que, además de su función de depósito, actúan como decantadores estáticos. Estos tanques disponen de unas células detectoras de agua-aceite para permitir la decantación y drenado (a la cabecera del tratamiento) del exceso de agua recogida en los diferentes procesos. Este sistema permite optimizar el rendimiento de los separadores de agua-aceite sin penalizar la capacidad de almacenamiento requerida en una Planta DAR de esta envergadura. • Tratamiento de fangos El tratamiento de los fangos producidos en cada una de las fases de depuración del agua es indispensable. Dada la complejidad de los procesos, el tratamiento de fangos dispone de dos líneas, una para los fangos “aceitosos” y otra para los “fangos biológicos” con bajo contenido en aceites. Básicamente, ambas líneas están formadas por las siguientes etapas: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 67 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Separación o decantación de fangos, que permite reducir el volumen de fangos que definitivamente han de tratarse. − Calentamiento de fangos. − Centrifugación de los fangos calientes. Este proceso diferencia los fangos con aceites de los no aceitosos, de tal forma que existen dos tipos de centrifugación: • Centrifugación de 2 fases, donde se obtienen dos productos: agua que se reenvía a la Planta DAR y fango seco. • Centrifugación de 3 fases, donde además del agua y del fango seco se obtiene una fase de aceite que es enviada a la línea de slops, como paso previo al reproceso en las Unidades de Refinería. La fase final de este tratamiento consiste en la entrega del fango obtenido a un Gestor Autorizado. Este Gestor dispone de una instalación de tratamiento del fango dentro de la Refinería. Este sistema de operación permite: • Reducir a cero el envío de residuos al exterior. • El 85%, se recupera a través de la Planta DAR, y se incorpora al proceso y, • El 15% restante se valoriza, siendo empleado como combustible en la industria cementera. Como alternativa, la Unidad de coquización es capaz de procesar estos fangos de la Planta DAR de la Refinería de PETRONOR. Para ello, parte de los lodos biológicos y de los lodos aceitosos deben ser introducidos en el momento oportuno de la secuencia de operación del proceso de la Unidad de coquización, concretamente a la cámara de coquización, donde estos fangos son incorporados al subproducto obtenido (coque) y se igual manera que hasta ahora, son empleados como combustible en la industria cementera. Las emisiones asociadas al proceso de estos fangos cumplen las mismas restricciones de la Unidad de coquización, donde se alimentan, por lo que resulta un sistema de valorización con plenas garantías medioambientales. Para completar el ciclo de tratamiento de aguas se debe hacer mención a: • Aguas fecales, recogidas en los distintos centros de Refinería y enviadas como carga al biológico. • Aguas limpias, conjunto de corrientes procedentes de las cunetas de calles y avenidas, purgas de torres de refrigeración, purgas de calderas y aguas de neutralización, que reciben un tratamiento de decantación para separar las arenas de escorrentía. • Instalación de lavado de ruedas de camiones. Este sistema consiste en esencia en una piscina unos 3 m de ancho, 10 m de largo y 10 cm de profundidad por donde el camión circula en el camino de salida a las instalaciones y donde se lavan las ruedas de los restos de partículas de coque que hubieran podido adherirse. Periódicamente este agua será renovada, enviándose al sistema de sedimentación existente en la Unidad de coquización, de donde se recogerán las partículas de coque. El sistema de PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 68 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL sedimentación de agua de la Unidad será limpiado periódicamente y las partículas de coque serán recogidas y enviadas a los sistemas de expedición para su venta. Actualmente, Petronor desea mejorar el funcionamiento de la planta DAR actuando sobre las corrientes de aguas de proceso y aguas aceitosas para lo que está acometiendo un Proyecto de mejora de la sección de pretratamiento a fin de mejorarlo, optimizar la recuperación de las aguas, evitar la producción de olores y la contaminación de aguas subterráneas y gestionar mejor la llegada masiva de las aguas en situación de grandes tormentas. Las acciones previstas operan en varios frentes simultáneamente, concretamente son los siguientes: • Laminación de puntas de caudal de pluviales, para asegurar el mejor funcionamiento de la etapa de tratamiento biológico. • Mejora del almacenamiento de caudales pluviales y su restitución a tratamiento, mediante la instalación de un tanque de acumulación de 10.000 m3 • Mejora del pretratamiento de la corriente de aguas aceitosas (baja salinidad) mediante la incorporación de una primera etapa de separadores API cerrados. • Renovación de los separadores CPI de ambas corrientes, aguas de proceso (alta salinidad) y aguas aceitosas (baja salinidad). • Racionalización del perfil hidráulico de la instalación evitando inundaciones de la red de colectores. • Minimización de emisiones de COVs. Alcance del proyecto Las secciones que constituyen la nueva línea de tratamiento de aguas aceitosas son las siguientes: • Desbaste de sólidos gruesos. • Separadores de hidrocarburos por gravedad tipo API cerrados a atmósfera. • Separadores de emergencia, construidos con dimensiones similares a los separadores. • Bombeo de aguas a la salida del separador API. • Separador por placas coalescentes tipo CPI para las aguas de aceitosas. • Sistema de almacenamiento para alivio de tormentas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 69 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Se considera que con la construcción de un tanque con un volumen de almacenamiento de 10.000 m3 se mantiene la gestión del agua de lluvia en condiciones extraordinarias de forma segura, con una capacidad de recuperación de las aguas pluviales razonable. Características de las corrientes una vez procesadas Se determinan las condiciones de las corrientes esperadas a la salida de cada operación de esta sección. • Desbaste de gruesos: La reja de desbaste automática retira sólidos superiores a 10 mm. • Separador tipo API: El diseño garantiza la ausencia de partículas de hidrocarburo con un tamaño superior a 150 μm y con una concentración de aceites en suspensión inferior a 400 mg/l. • Bombeo de las aguas: El sistema de bombeo a los CPI,s puede alcanzar un caudal máximo de 620 m3/h a proceso, • Separador de placas coalescentes (CPI): La concentración de hidrocarburo o aceites en suspensión a la salida debe ser inferior a 50 mg/l. • El sistema de bombeo al tanque de acumulación debe disponer de una capacidad suficiente para transvasar al citado tanque hasta un máximo de 1.875 m3 /h. • Los olores se reducen al evitar la presencia de balsas de acumulacion de agua, que son sustituidos por un tanque y un separador. Los objetivos de esta mejora son: • Mejorar el rendimiento del tratamiento de las aguas, aumentando calidad y cantidad de agua recuperada. . • Evitar la posible contaminación de aguas subterráneas. • Reducir olores procedentes de las piscinas con la instalación de un tanque de acumulación de pluviales y filtros de carbón activo. • Laminar puntas de caudal con un tanque para asegurar el buen funcionamiento del tratamiento biológico. • Adecuar la capacidad por el aumento de carga de las nuevas plantas del Proyeco URF: El esquema propuesto es: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 70 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 0 – 2.000 m3/h 400 m3/h 400 – 7.800 m3/h 400 – 1.240 m3/h ACEITOSAS TANQUE ACUMULACIÓN 10.000 m3 AP1 (X2) 0-7.200 0 – 6.560 m3/h m3/h PLUVIALES DESBASTE CAMARA DISTRIBUCIÓN 400 – 620 m3/h SEPARADORES (X3) CPI A PISCINA RETENCIÓN B 0 – 5.180 m3/h POZO BOMBEO El proyecto de mejora completo se ha incluido en el Anexo XXIII. 5.4.5 Utilities 5.4.5.1 Modificación del sistema eléctrico La descripción del sistema eléctrico en la Refinería actual se recoge en el apartado II.7.3. “Descripción de la red eléctrica de PETRONOR (Refinería y Puerto)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”. PETRONOR se alimentará de una nueva Subestación de 132 kV, que recibe una línea de dos circuitos desde la subestación de IBERDROLA situada en Abanto. Esta infraestructura está actualmente en construcción y se pondrá en servicio en los próximos meses. Esta nueva Subestación tiene dos transformadores de 100 MVA que reducirán la tensión a 30 kV, que es el nivel de alimentación a las instalaciones de la Refinería. Habrá cuatro líneas subterráneas de 30 kV para sustituir las cuatro líneas aéreas que alimentan la denominada Subestación Principal de PETRONOR. Se ha procedido ya a la revisión de la potencia contratada con IBERDROLA, habiéndose previsto la instalación del Proyecto URF, por lo que no deben considerarse nuevos derechos de acometida por revisión de la potencia contratada. En la actualidad, desde la Subestación Principal se alimenta a las 5 subestaciones de proceso de la Refinería (la Subestación de Proceso nº 1 está dedicada a la Refinería 1, la de Proceso nº 2 a la Refinería 2 y Unidades HD3, H3 y S3, la de Proceso nº 3 al Área de Conversión, la de Proceso nº 4 a las Unidades H4, G3, SR4 y G4 y la nº 5 a la Unidad SR5; la Subestación de Tanques nº 2 se alimenta desde la Subestación Principal en 30 kV y distribuye al resto de Subestaciones de Tanques). Las modificaciones previstas en la infraestructura eléctrica de la Refinería son las siguientes: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 71 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Nueva Subestación de Proceso nº 6 (parcela de las nuevas Unidades de proceso) Esta Subestación, de nueva construcción, acondicionada según especificación estándar y con parque de transformadores adosado, estará dedicada a la Unidad de coquización y sus Unidades próximas, y se ubicará en el vértice NE de la parcela de las nuevas Unidades de proceso. Habrá un cuadro de 30 kV, formado por dos celdas de acometida, una de enlace, una celda para la futura alimentación a la Subestación nº 9, cuatro salidas a transformadores de potencia, dos compartimentos para transformadores de tensión de barras y otros dos para transformadores de media tensión antes de la acometida, sin transferencia automática/manual. Para los equipos de proceso, se instalarán dos transformadores de potencia (10/12,5 MVA ONAN/ONAF, relación 30/6,3 kV) con refrigeración por aceite. Para el compresor (5,7 MW) y para la bomba de agua (4,6 MW) de la Unidad de coquización, se instalarán dos transformadores de potencia de 15 MVA relación 30/11 kV dedicados al arranque y funcionamiento de sus motores. Por tanto, se requiere un cuadro de 11kV. Habrá además un cuadro de 6 kV resistente al arco interno, formado por, entre otras, dos celdas de acometida, una de enlace, cuatro salidas a transformadores de baja tensión, y 6+6 salidas a motores de potencia igual o superior a 160 kW. Se instalarán dos transformadores de distribución de 2.500 kVA ONAN, con refrigeración por aceite con radiadores y depósito de expansión. Relación 6.300/525 V. Grupo conexión DY11n. Con neutro conectado directamente a tierra. Habrá un cuadro de distribución de 500 V, formado por, entre otras, dos acometidas, 2+2 salidas a CCM y 6+5 motores de potencia superior a 90 kW. Se instalarán cuatro centros de control de motores de 500 V con la configuración habitual y 37 columnas. Además de lo anterior se instalarán en la SE 6 otros equipamientos convencionales: cuadro de distribución de 400V, cuadros de servicios auxiliares y alumbrado, generador de emergencia de 250 kVA, dos SAI de 50 kVA, sistema registrador de eventos, SCI, etc. • Nueva Subestación de Proceso nº 7 (Zona Sur de Conversión) Esta Subestación, de nueva construcción, acondicionada según especificación estándar y con parque de transformadores adosado, estará dedicada a las dos Plantas de recuperación de azufre, a la torre de refrigeración y a la cogeneración, y se ubicará próxima a la actual Subestación de Tanques nº 8. Se estudiará la posible interconexión o unión de esta nueva Subestación, con la Subestación existente de Tanques nº 8. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 72 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El transformador de 45 MVA 30/11 kV de cogeneración no va instalado en esta Subestación. Se instalará junto al generador. Se instalarán dos transformadores de potencia con refrigeración por aceite (10/12,5 MVA ONAN/ONAF, relación 30/6,3 kV). La acometida de los cables de fuerza que proceden de la Subestación de Proceso nº 3, será directa a cada transformador. Habrá un cuadro de 6 kV formado por, entre otros, dos celdas de acometida, cuatro salidas a transformadores de baja tensión, 8+9 salidas a motores de potencia igual o superior a 92 kW. Se instalarán dos transformadores de distribución de 2.500 kVA ONAN con refrigeración por aceite. Relación 6.300/525 V. Habrá un cuadro de distribución de 500 V, formado por entre otros, dos acometidas, y 2+2 salidas a CCM. Se instalarán cuatro centros de control de motores de 500 V con la configuración habitual y 21 columnas. Las cargas asociadas al tanque TK-N-03 se alimentan desde la Subestación de Proceso nº 7 en lugar de la Subestación de Tanques nº 8, para simplificar el trabajo, ya que parte del trazado de cables coincide con la bomba P-N-01 A/B Además de lo anterior, se instalarán en la Subestación de Proceso nº 7 otros equipamientos convencionales: cuadro de distribución de 400V, cuadros de servicios auxiliares y alumbrado, generador de emergencia de 145 kVA, dos SAI de 50 kVA, sistema registrador de eventos, SCI, etc. • Cambios en la Subestación 132 kV relacionados con la instalación de cinco nuevas celdas en el cuadro de 30 kV y el sistema automático de paso a “isla” para que cada generador de las dos Cogeneraciones suministre a una parte de la Refinería. − Parque intemperie 132 kV: No requiere modificación. − Cuadro 30 kV: Requiere ampliación vía instalación de cinco celdas, una por cada extremo, para alimentar a la nueva Subestación de Proceso nº 6 (coquización) y otras dos, una por cada extremo, para conectar la cogeneración actual y para recibir la nueva. − Sistema automático de paso a isla: El futuro sistema automático de paso a “isla” actuará sobre los dos interruptores de acometida y el de enlace del cuadro de 30 kV de la Subestación de 132 kV, para que cada generador suministre a una parte de la Refinería, en “doble isla”. De esta forma, la demanda a cada generador siempre será inferior a su potencia nominal, aumentando la fiabilidad de la operación. − Traslado de la conexión de la TG existente: El generador de la turbina de gas existente está conectado al parque principal de 30 kV de la Subestación denominada Principal. Para que al pasar a “isla” cada generador quede PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 73 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL suministrando energía a una parte de la Refinería, hay que trasladar su conexión a la Subestación 132 kV. − Alimentación a la nueva Subestación de Proceso nº 6 (Coquización): Desde la Subestación 132 kV se tenderán dos líneas de 30 kV hasta la nueva Subestación de Proceso nº 6. Además, se tenderán 2 cables de control para enclavamientos entre ambas subestaciones. − Otros trabajos en la Subestación 132 kV: Además de lo indicado anteriormente, habrá que instalar todos los equipos típicos para telecontrol desde IBERDROLA. • En la Subestación Principal 30 kV: Se desmantelará la parte de parque correspondiente al acoplamiento de la cogeneración actual y se trasladará la conexión de la turbina de gas existente desde la Subestación Principal a la Subestación 132 kV. • Subestación de Proceso nº 3 El cuadro existente de 30 kV tiene doble embarrado para permitir el acoplamiento del generador del turbo expansor a cualquiera de las dos acometidas. Para alimentar a la nueva Subestación de Proceso nº 7 destinada a las Plantas de azufre, a la torre de refrigeración y a la cogeneración, hay que ampliar el cuadro con una nueva cabina por cada extremo. Para habilitar espacio para esta ampliación hay que trasladar el sistema de corriente continua de la Subestación y los cuadros de transferencias de los generadores de emergencia. Estos cuadros se podrán instalar en la planta superior, sin necesidad de modificar el edificio. Desde esta Subestación de Proceso nº 3 se tenderán dos líneas de 30 kV hasta la nueva Subestación de Proceso nº 7. • Subestación de Proceso nº 4 Se ampliará una columna en el CCM de 500 V de la Unidad de hidrógeno y una reserva en el otro CCM del mismo servicio, para alimentar a los motoventiladores (15 kW) de nuevo aerorrefrigerante. Se cambiarán los fusibles y el térmico de los arrancadores actuales de las bombas de carga de nafta para adaptarlos a la potencia de los motores de las bombas sustitutas. • Subestaciones de Tanques números 3, 7, 8 y 11. Trabajos menores asociados al suministro eléctrico a nuevos agitadores, válvulas motorizadas y pequeñas bombas incluidas en el alcance del Proyecto en la zona de OffSites. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 74 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Conexión de la nueva cogeneración con la Subestación de 132 kV Para conectar el generador de la TG al cuadro de 30 KV de la Subestación de 132 kV se instalará un transformador de potencia 45/60 MVA, ONAN / ONAF, refrigerado en aceite, relación 11/30 kV dedicado exclusivamente a este servicio. Se instalará junto al generador. 5.4.5.2 Modificación en interconexiones y racks de tuberías Destaca la necesidad de instalación de nuevo rack de procesos/servicios en límites este (paralelo a calle 3) y norte (paralelo a avenida C) de la parcela de las nuevas Unidades de proceso, que atravesando por la nueva parcela de Procesos al Sur de Conversión cruza hasta calle B, donde se injerta sobre actual rack de tuberías que discurre paralelo a esta calle y que debe ser ampliado. Se instalará nuevo rack paralelo a calle 7 y cruzando la calle 7 permitirá conectar con los actuales racks de servicios y procesos de Conversión. Las nuevas líneas de antorcha asociadas a la parcela de las nuevas Unidades de proceso se llevarán independientemente, soportadas por cristos por el límite oeste del cubeto de los tanques de asfaltos, hasta sus injertos en las líneas existentes del Sistema de Antorcha 3. Entre las interconexiones con Refinería 1/2 destaca tan sólo la nueva línea de crudo reducido desde las Unidades de crudo hacia los tanques 610/611, y VB3, de 18” de diámetro, y que deberá soportarse sobre actual rack de proceso en el límite oeste de las Unidades de proceso de Refinería 1/2. 5.5 ESTUDIO GEOMÉTRICO DE ACCESOS DE CAMIONES Uno de los servicios básicos que será necesario dimensionar y satisfacer durante la fase de obra y posterior fase de funcionamiento de las nuevas unidades del Proyecto URF será condicionar la infraestructura existente al flujo de vehículos. De manera especial, se deberá asumir la llegada del material (equipos mecánicos) a montar en obra durante la fase de construcción, que vendrán desde los talleres de fabricación, en ocasiones de países extranjeros. En base a ello, se ha estudiado cuales son las áreas disponibles para ser utilizadas como áreas de almacenamiento temporal de equipos y cuál sería el mejor acceso para la flota de camiones, tratando de evitar al máximo molestias a los usuarios habituales de la red viaria. Para delimitar la mejor alternativa de ubicación, se han identificado varios condicionantes, entre los que se pueden citar: • El estudio preliminar de flujos de camiones • Condicionantes del funcionamiento habitual de la propia refinería (operación y paradas generales de mantenimiento) • Volumen del tráfico actual y del generado PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 75 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Posibilidades de mejora de acceso de camiones • Presencia del LIC “Ría del Barbadún” La opción que se ha considerado más adecuada para situar el nuevo acceso de camiones ha sido un área situada en la zona norte de la refinería, en el camino natural hacia las instalaciones portuarias desde donde se comercializarán los graneles sólidos vía marítima. La ubicación del acceso exterior es compatible con el análisis de las trayectorias de los camiones por el interior de la refinería, cumpliendo los condicionantes de seguridad de las instalaciones existentes. Este acceso ha sido aceptado por la Diputación Foral de Bizkaia (Institución responsable de su aprobación). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 76 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 5.6 IDENTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS ACCIONES SUSCEPTIBLES DE PRODUCIR IMPACTOS Las acciones que conlleva el Proyecto URF en fase de explotación se organizan en un conjunto de actividades que básicamente se pueden resumir en: − Procesos de combustión (horno de coquización, horno de HDT de nafta de coquización y cogeneración), funcionamiento de las Plantas de azufre, torre de refrigeración y de las instalaciones en general. − Proceso de transformación de electricidad / presencia de subestaciones. − Transporte de materias primas y auxiliares, productos y subproductos. − Almacenamiento de materias primas y auxiliares, productos, subproductos y residuos. − Mantenimiento de equipos e instalaciones. Las acciones que conlleva el Proyecto URF en fase de construcción se incluyen en el apartado 10.5. Asimismo, en el apartado 13.2 se identifica de forma detallada los efectos generados como consecuencia de las acciones del Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 77 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6. EXAMEN DE ALTERNATIVAS E IMPLANTACIÓN DE MTDS 6.1 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS 6.1.1 Alternativas de aprovechamiento de productos pesados de Refinería Desde el punto de vista medioambiental, este proyecto presenta la ventaja de recuperar 73.000 t/año de azufre comercial, por el cumplimiento de las especificaciones de combustibles. De otra manera se enviarían mayoritariamente a la atmósfera, por lo que se evita una emisión de hasta 146.000 t/año de SO2. Además, se evitará en buena medida la emisión a la atmósfera del azufre presente en el nuevo producto (coque), ya que dependiendo de su uso en otros sectores, es recuperado en cumplimiento de las normativas medioambientales (en el caso de centrales térmicas de combustible sólido) o por el propio proceso (en el caso de cementera, donde el producto obtenido, denominado clinker, incorpora buena parte de los compuestos de azufre). Por otra parte, el nuevo complejo presenta unos niveles de emisión gaseosa de compuestos contaminantes a la vanguardia de la tecnología actual, empleando las mejores técnicas disponibles, y por debajo de los límites de emisión de la legislación vigente. En la Tabla 10 se resumen los procesos que se pueden llevar a cabo para la conversión de productos pesados de refinería, resultando que el proceso de coquización es el que, claramente, mejor se adapta a las características actuales de la Refinería de PETRONOR y al entorno técnico y comercial actual. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 78 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PROCESO COQUIZACIÓN RETARDADA GRADO DE ADAPTACIÓN A PETRONOR Muy alto FORTALEZAS / OPORTUNIDADES Permite procesar crudos pesados, más abundantes y baratos. Tecnología madura y contrastada a nivel mundial, con dos instalaciones similares en la compañía. Tecnología propia del sector de refino. Permite incrementar la producción de destilados medios (gasóleo y queroseno). DEBILIDADES / AMENAZAS La calidad de los productos obtenidos en el proceso principal es muy baja, e implica complejos procesos de adecuación de las corrientes producidas a las especificaciones comerciales de los combustibles. Requiere una elevada inversión. Incrementa la producción de nafta, producto excedentario que se dedicará a la exportación. Produce un nuevo producto (coque) cuya demanda es muy elevada (se importa un 80% del consumo estatal). Rentabilidad al límite de lo económicamente viable. GASIFICACIÓN (Flexicoking) Alto Permite procesar crudos pesados: abundantes y baratos. Tecnología limpia. Permite incrementar ligeramente la producción de destilados medios (gasóleo y queroseno). Tecnología incipiente con muy escasas referencias vinculadas a refinerías a nivel mundial y una única instalación en España, ELCOGAS (que gasifica carbón). Tecnología propia del sector eléctrico, dado que las pocas referencias existentes están vinculadas a producir electricidad. Requiere una elevada inversión. CRAQUEO CATALÍTICO DE PRODUCTOS PESADOS Moderado HIDROCRAQUEO CATALÍTICO Bajo Producción dirigida hacia el mercado de las gasolinas. Exige disponibilidad de materia prima de media calidad (crudos medios o semipesados). El mercado europeo de las gasolinas está en recesión. Producción dirigida hacia el mercado de gasóleo, cuya demanda está en aumento a nivel europeo Exige alimentación (producto pesado) de buena calidad. Consume muy alta cantidad de hidrógeno. Muy limitada experiencia. DESULFURACIÓN DE PRODUCTOS PESADOS Bajo Requiere mercado para el fuelóleo (fuel BIA, de Bajo nivel de azufre). Consume mucho hidrógeno. Muy limitada experiencia industrial. TABLA 10. OPCIONES TÉCNICAS PARA LA CONVERSIÓN DE PRODUCTOS PESADOS A la vista de la tabla anterior, las mejores tecnologías para la conversión de productos pesados de refinería son la coquización retardada y el flexicoking. Por ello, a continuación se realiza una breve comparativa de ambos procesos desde el punto de vista medioambiental. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 79 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la siguiente tabla se presenta una comparación de consumos de auxiliares en los procesos de Coquización retardada y Flexicoking. COQUIZACIÓN RETARDADA FLEXICOKING Combustible (MJ/t) 800-1.200 - Electricidad (kWh/t) 20-30 60-140 Vapor de agua consumido (kg/t) 50-60 300-500 (MP) Vapor de agua producido (kg/t) 50-125 500-600 (AP) 6-10 20-40 3 Agua de refrigeración (m /t) FUENTE: Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries. February 2003 TABLA 11. COMPARACIÓN DE PARÁMETROS DE CONSUMO Y PRODUCCIÓN ENTRE COQUIZACIÓN RETARDADA Y FLEXICOKING Cabe destacar que la carga al reactor del flexicoking debe precalentarse a 510-540 ºC, para lo cual se requiere un horno, cuyo consumo de combustible no aparece reflejado en la tabla anterior. En el proceso de coquización retardada la carga se precalienta a una temperatura inferior (500-510 ºC), en un horno cuyo consumo de combustible ya está incluido en la tabla anterior. De esta forma, y a la vista de la tabla anterior, se pueden extraer las siguientes conclusiones: − Los consumos de combustibles son similares en ambos casos. − El consumo de electricidad es inferior en el caso de la coquización retardada. − El consumo de agua para reposición de pérdidas por evaporación es inferior en el caso de la coquización retardada. − El volumen de efluentes por purgas se estima superior en el caso del flexicoking, al tener mayor carga de refrigeración y mayor producción de vapor. Asimismo, cabe destacar otras diferencias desde el punto de vista ambiental: − En ambos procesos se produce coque, si bien en el proceso de coquización retardada se produce en torno a un 35% de coque y en el flexicoking se produce del orden del 13% de coque. Por ello, las emisiones de polvo por el manejo de coque son inferiores en el caso del flexicoking. − En el caso del flexicoking los metales pesados alcanzan una concentración elevada en el coque (del orden del 1-2%) que se extrae del proceso de flexicoking lo que puede dificultar su venta pasando en este caso a convertirse en un residuo peligroso (aproximadamente 40.000 t/año para una carga de alimentación similar a la del Proyecto URF). Además, el sector cementero, uno de los principales consumidores de coque, admite un contenido del orden del 6% de azufre en el coque producido. En el caso del PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 80 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL flexicoking se prevé que el contenido de azufre del coque podría ser del orden del 1215%, lo que contribuye igualmente a que el coque producido deba destinarse al abandono y por lo tanto se convierta en un residuo peligroso. − El gas de coquización producido en el flexicoking es una mezcla de N2, H2O, CO, CO2 más H2S, COS y NH3 obtenido cuantitativamente a partir del azufre y nitrógeno presentes por lo que deben tratarse en una compleja planta de tratamiento. Además, es un gas de bajo poder calorífico (del orden de 3 a 4 veces inferior) por lo que los equipos y sistemas de transporte y combustión son de mayor tamaño, requiriendo diseños no habituales. − La operación resulta difícil al tenerse que mantener la oxidación subestequiométrica en el gasificador. La coquización retardada presenta las siguientes ventajas: − Las trazas de inertes y el azufre no hidrogenado se quedan en el coque. Una vez en el punto de consumo (cementera) es incorporado a la materia prima del mismo, clinker, valorizando su presencia. Al no haber combustión en el proceso, el único contaminante en los propios productos es el azufre, y se elimina de los destilados obtenidos (GLP, Gasolinas y Gasoil) con procesos muy probados en unidades habituales en el sector de Refino, previa a la comercialización de los productos. El coque se transforma en un producto valioso para la alimentación como materia prima del sector del cemento, y en otras aplicaciones industriales donde se necesita grafito (sector cerámico). − La operación de la coquización retardada no difiere conceptualmente de otra planta típica de refinería como destilación a vacío, la unidad de viscorreducción etc., donde se produce un ligero craqueo de los productos pesados. La coquización retardada, además de ser el proceso definitivo y más competitivo de los distintos que se pueden llevar a cabo para la conversión de productos pesados de refinería, es un proceso del que existe una larga experiencia en refinerías, incluso del mismo grupo empresarial que PETRONOR. Pese a que requiere instalar Unidades aguas abajo para que las corrientes obtenidas en esta unidad principal cumplan las especificaciones comerciales, éstas son muy similares a las existentes en la Refinería actualmente. Ello permite alcanzar numerosas sinergias en cuanto a las instalaciones actuales, experiencia y procedimientos operativos, etc. 6.1.2 Alternativas de emplazamiento: integración del Proyecto en una zona industrial existente Se han analizado diferentes alternativas de ubicación del Proyecto en las instalaciones existentes de la Refinería de PETRONOR o bien, necesariamente, en sus proximidades, dada la dificultad técnica de transportar los productos que se manejan. Dado que no se dispone de suficiente terreno propio con la calificación urbanística de Industrial, se hace necesario ocupar todo el espacio actualmente libre y disponible en el interior de la Refinería, junto a las instalaciones de proceso existentes. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 81 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Asimismo, ante la insuficiente disponibilidad de terreno industrial y libre en el interior de la Refinería, se hace necesario optimizar al máximo la ubicación de equipos e instalaciones junto a las existentes. Los criterios empleados para decidir la implantación de las Unidades han sido el ubicar las que producirían mayor efecto sobre el entorno (ruido, partículas o emisiones) lo más en el interior posible de las instalaciones actuales, y aprovechar las sinergias con las instalaciones de almacenamiento y de Unidades y servicios auxiliares existentes. Estas consideraciones han prevalecido frente a las dificultades de construcción y montaje y las dificultades de acceso, por considerarse estas afecciones de índole temporal. Como aspectos más favorables de la alternativa seleccionada cabe mencionar los siguientes: − La nueva implantación da continuidad a las instalaciones industriales existentes. − Los terrenos son interiores, alejados del vecindario, disponen de la calificación de suelo urbanizable industrial y son propiedad de PETRONOR. − El emplazamiento se encuentra relativamente alejado de las zonas que, en el entorno próximo, presentan una fauna (principalmente avifauna acuática) de elevada calidad: las balsas de PETRONOR y, más alejadas aún, las marismas de Barbadún-Pobeña. − No presenta dificultades en su orografía, al ser terrenos ya disponibles en Refinería. Sin embargo: − La implantación del Proyecto lleva consigo cambios importantes en lo que respecta a infraestructuras actuales en la Refinería. Varias Unidades son profundamente modificadas o ampliadas, y lleva asociada la reordenación del Parque de tanques y otras infraestructuras, con acciones de elevada envergadura. − Se encuentra relativamente próxima a núcleos de población (Barrio de San Julián), por lo que, con el fin de disminuir el impacto visual y acústico, se adoptarán medidas protectoras y correctoras, tanto durante la fase construcción como durante la de funcionamiento, con objeto de reducir al máximo los posibles efectos. A la vista de este análisis, valorando las necesidades técnicas y con el fin de minimizar el impacto sobre el entorno natural y social, se ha procedido a desarrollar esta alternativa. En los Planos del Anexo III se observan los terrenos propiedad de PETRONOR en los que se ubicarán las nuevas instalaciones. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 82 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.1.3 Alternativas de selección de parcelas dentro de la Refinería Se han analizado diferentes alternativas de ubicación del Proyecto en las parcelas libres existentes de la Refinería de PETRONOR. En ese sentido, se disponía de parcelas libres al sur del Área de Conversión, así como, en la zona del parque de tanques de almacenamiento, al Oeste del tanque TK-409 existente y al norte del Tanque TK-601 y de los tanques TK-231 y TK-232. Una de las primeras restricciones a considerar es la distancia de seguridad entre las nuevas Unidades de proceso a instalaciones de almacenamiento de manera que se minimicen los riesgos. Por esa consideración, se desecha la parcela más próxima a las esferas de almacenamiento. Otro aspecto a considerar es la continuidad de las instalaciones y racks existentes de manera que se optimicen los flujos de comunicación, minimizando distancias entre instalaciones nuevas y existentes, aprovechando sinergias, lo que favorece la eficiencia energética y la seguridad de las instalaciones. Asimismo, es de sumo interés para la adecuada operación de las unidades y equipos ubicar unidades similares próximas y que la cogeneración se acople a un gran consumidor de energía eléctrica y térmica, favoreciendo la disposición en “doble isla”. Atendiendo a todos estos criterios, se construye: − El nuevo tanque de gasóleo “A” junto al resto de tanques del mismo producto, aprovechando la proximidad de estaciones de bombeo y normativa vigente de distancias (MI-IP-01). cumpliendo la − Las nuevas Plantas de recuperación de azufre se ubican lo más próximas posible a las existentes para aprovechar la presencia de una chimenea con capacidad de reserva disponible, la proximidad de las Plantas de recuperación de azufre SR3 y la campa de almacenamiento de azufre sólido. De esta manera se producen interesantes sinergias operativas y de infraestructuras. − La Unidad de cogeneración se implanta cerca de las calderas generadoras de vapor existentes, a los racks de tuberías y a los sistemas de utilities existentes. Asimismo, la disposición alejada de la Unidad de cogeneración actual permite albergar la configuración de cargas en “doble Isla”, aumentando al fiabilidad del suministro eléctrico en caso de fallo. − Las nuevas Unidades de proceso se ubican en una parcela libre. El criterio empleado para decidir la implantación de las Unidades en el interior de esa parcela ha sido ubicar las que producirían mayor efecto sobre el entorno (por ruido, partículas o emisiones) lo más en el sur posible de la citada parcela. Como aspectos favorable de la alternativa seleccionada cabe mencionar que: • Esta implantación da continuidad a las instalaciones industriales existentes, favoreciendo la configuración de las líneas e interconexiones. • Los terrenos son interiores y alejados del vecindario. • El emplazamiento se encuentra relativamente alejado de las zonas que presentan una avifauna acuática de elevada calidad (balsas de PETRONOR y, las marismas de Barbadún-Pobeña). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 83 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Las instalaciones de almacenamiento y expedición de coque se ubican al lado del actual cargadero de PETRONOR, aprovechando las instalaciones existentes, junto a la carretera y minimizando el movimiento de los graneles sólidos. Estas consideraciones han prevalecido frente a las dificultades de construcción y montaje y las dificultades de acceso a la obra, por considerarse estas afecciones de índole temporal. En los Planos del Anexo III se observan los terrenos donde se construirán estas nuevas Unidades. 6.1.4 Alternativas del sistema de refrigeración Las alternativas analizadas para el sistema de refrigeración de las nuevas Unidades de proceso han sido las siguientes: − Alternativa 1. Agua de refrigeración producida en una torre de refrigeración de agua dulce. − Alternativa 2. Agua de refrigeración producida en una torre de refrigeración de agua de mar. El agua de aporte se realizaría directamente desde el mar. Presenta las desventajas de ensuciamiento y penacho salino sobre el entorno. − Alternativa 3. Agua de refrigeración por suministro directo de agua de mar en circuito abierto. Es inviable dada la lejanía a la costa, las infraestructuras necesarias y el espacio requerido. − Otras alternativas (torre seca, aerorrefrigerador) requieren gran espacio de implantación, suponen un impacto visual, etc. Por ello, finalmente se ha seleccionado la alternativa 1, basada en torres de refrigeración, tecnología habitual en PETRONOR y de alta fiabilidad. Así, se prevé construir una torre de refrigeración de 4.500 m3/h de circulación de agua, de capacidad similar a las actualmente existentes en Refinería. 6.1.5 Alternativas de producción de vapor El proyecto es un gran generador de gas que puede ser empleado como combustible, el cual, una vez depurado, alcanza las máximas garantías medioambientales. Este gas combustible puede ser empleado en los hornos de las nuevas instalaciones, o en las existentes de PETRONOR, y debe consumirse de forma inmediata, dado que no tiene posibilidades de almacenamiento. Por otra parte, los equipos son consumidores de energía eléctrica y de vapor. Una alternativa de suministro y cierre del balance sería construir una nueva caldera de vapor, que lo suministre al proyecto, y tomar energía de la red general. Sin embargo, la opción de mayor eficiencia energética (pese al incremento adicional de inversión) es instalar una cogeneración que emplee como combustible el gas generado en el PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 84 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL propio proceso, y sea capaz de suministrar vapor y energía eléctrica a las nuevas plantas. El exceso de electricidad sería volcado a la red eléctrica exterior. Además de las ventajas por eficiencia energética y disminución de las emisiones atmosféricas y de CO2 (estimadas en unas 232.500 t CO2/año a nivel del país, se aumenta la fiabilidad de las instalaciones de la Refinería, al poder apoyarse unos a otros en caso de fallo de alguna de las calderas existentes en la Refinería o del suministro eléctrico. Para ello, las cogeneraciones (especialmente las de alta eficiencia energética, como la prevista en este proyecto) contribuyen a cumplir los compromisos de Kyoto sobre reducción de gases de efecto invernadero. En la Tabla 12 se incluyen la electricidad neta generada y el vapor producido en la cogeneración. Los valores indicados representan la producción promedio. SERVICIO UNIDAD Energía eléctrica neta generada (Nota 1) NUEVA UNIDAD DE COGENERACIÓN (VALORES MEDIOS SIN POSTCOMBUSTIÓN). PRELIMINAR kWh/h 43.370 Vapor SH (vapor de muy alta presión) (43,4.,3 kg/cm g) (Nota 2) kg/h 78.800 Vapor SM (vapor de alta presión) (18,2517,6 bar) (Nota 2) kg/h 4.750 2 PROYECTO URF. PRELIMINAR Gas de coquización producido en el Proyecto (Nota 3) kg/h 17.970 Agua bruta consumida en Proyecto m3/h 110 TABLA 12. PRODUCCIÓN DE COGENERACIÓN. PRODUCCIÓN DE GAS DE COQUIZACIÓN Y CONSUMO AGUA DEL PROYECTO Nota 1.- De esta potencia eléctrica disponible, la venta a la red externa resulta ser de aprox. 19,7 MW. El resto de la energía eléctrica se consumirá en el proyecto y en las actuales instalaciones de Refinería, ya que en la actualidad la Refinería es importador neto de energía eléctrica. Nota 2.- El vapor producido se consume en las Unidades del nuevo proyecto: inyección de vapor para reducción de NOX en Turbina de Gas, accionamiento de bombas por Turbina de Vapor, consumos de proceso, etc. Estas aplicaciones permiten un diseño respetuoso con el medio ambiente y utilizar la energía de forma eficiente utilizando energía térmica en lugar de energía eléctrica en todas las aplicaciones posibles. Nota 3.- El gas de coquización producido en el Proyecto se utiliza como energía primaria de la cogeneración y además en los distintos hornos instalados con el Proyecto. El excedente del mismo se utiliza para sustituir el fuelóleo de calderas existentes, siendo este un combustible mucho menos contaminante. Las necesidades térmicas y de energía eléctrica del Proyecto, junto con el déficit de energía eléctrica actual de la Refinería, añadido a la producción de gas de coquización como una energía residual del proceso, justifican la instalación de una nueva Unidad de cogeneración que aprovecha dicha energía residual y abastece las necesidades energéticas del Proyecto URF de una forma eficiente y respetuosa con el medio ambiente utilizando las mejores tecnologías existentes. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 85 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La alternativa sería consumir energía eléctrica de la red general de distribución de energía eléctrica e instalar una caldera de vapor de la capacidad requerida, con un consumo mayor de energía, y por tanto mayores emisiones atmosféricas. 6.1.6 Alternativas de rutas de acceso y salida de los vehículos Un análisis detallado de la comercialización de los graneles sólidos producidos en la refinería ha dterminado que se efectuar vía marítima, principalmente, por lo que se va construir un almacenamiento adecuado de gran volumen y cumpliendo todas las garantías ambienales, de seguridad y disponibilidad en el puerto. Para ello, toda la producción de graneles se transportará mediante flota dedicada de camiones de manera adecuada, en horario diurno y ocupando al mínimo las infraestructuras de uso recreativo. • Punto de acceso Se han analizado tres posibles puntos de acceso a la Refinería: − Acceso A El primer punto sería el empleado actualmente para el transporte de asfaltos. Con esta alternativa se minimiza el tráfico de camiones dentro de la Refinería. Esta solución presenta los siguientes problemas: • El tráfico de camiones se concentraría en la carretera de Muskiz, especialmente en el tramo entre el acceso a la autopista y el acceso a la Refinería afectando al tráfico a los usuarios y vecinos del entorno. • El aumento el tráfico de camiones en el acceso a asfaltos podría afectar las operaciones de carga que se producen en la actualidad. La principal amenaza sería la posible falta de espacio de aparcamiento en el acceso, así como a la formación de colas de camiones que realizaran el giro a la izquierda, invadiendo el carril contrario, en un cruce en que no existe carril de espera independiente. Estos motivos desaconsejan el uso del actual acceso de camiones para carga de asfaltos para las operaciones de expedición de coque. Sin embargo, una reordenación adecuada de la zona de asfaltos podría permitir emplear este acceso para la salida de los camiones de coque. La maniobra de salida de camiones, en dirección al puerto supondría efectuar un giro a la derecha, sin invasión del carril contrario. − Acceso B Otro posible acceso estaría en el extremo noroeste de la Refinería. Se accedería a una zona actualmente en desuso que se adecuaría como acceso de camiones. La intensidad de tráfico en la carretera y la baja velocidad del tráfico en este tramo de carretera podría permitir que esta solución no requiriese una glorieta. Una señalización adecuada podría dar capacidad suficiente al acceso a la Refinería, sobre todo ante un tráfico ordenado de los camiones, resultado de emplear una flota dedicada de camiones especialmente acondicionados, que hiciera un recorrido fijo entre refinería y las instalaciones portuarias. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 86 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Rutas de acceso y salida de los vehículos por el interior de la refinería A continuación se describen las posibles rutas analizadas que puedan realizar los vehículos desde el acceso a la Refinería al punto de expedición de coque y desde éste a la salida de la Refinería. − Itinerario Oeste Seguiría la valla exterior del oeste de la Refinería, por el interior, hasta alcanzar la zona de carga de asfaltos, donde gira a la izquierda para conectar con la zona de almacenaje de coque. (ver Figura 11). FIGURA 11. ITINERARIO OESTE (TRAZO ROJO) − Itinerario Este Seguiría el camino al este de los tanques hasta girar a la derecha de manera que el spill pond 2 quedaría a la izquierda. Se seguiría este camino bordeando el spill pond 2 y se giraría de nuevo a la izquierda quedando la balsa de aceites al norte. Finalmente se giraría a la derecha para acceder a la zona de coque. Este itinerario requeriría atravesar algunas zonas por las que no pueden circular los vehículos (balsa API de aceites y esferas de almacenamiento) debido a consideraciones de seguridad (ver Figura 12). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 87 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 12. ITINERARIO ESTE (TRAZO AZUL) En este caso se considera necesario analizar la construcción de un muro para aislar las Áreas de clasificación de acuerdo a la Normativa sobre Atmósfera Explosiva. Se ha simulado el movimiento de camiones de las características específicas para comprobar que se puede transitar con seguridad por los itinerarios anteriores. Se constata que un camión por sentido puede realizar ambos itinerarios sin plantear problemas. Sin embargo, existen varios puntos en los que invadiría el carril que pudiera haber para un vehículo en sentido contrario. Por este motivo se desaconseja el tránsito en dos sentidos en las rutas interiores a la Refinería, para evitar accidentes en el caso de que se cruzasen dos camiones. Cualquiera de los itinerarios interiores requiere adecuar el firme para cumplir las especificaciones requeridas para tráfico pesado. − Itinerario Exterior Además de estos itinerarios, se ha considerado un tercero que corresponde a la carretera de Muskiz. Los escenarios de ruta que se han contemplado son producto de combinar los itinerarios empleados como rutas de acceso y salida: − Ruta interior dos sentidos simultáneamente PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 88 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Se emplearía el Itinerario Oeste tanto para el acceso como para la salida. Como se ha comentado anteriormente, se considerea inviable esta opción, porque se carece de anchura y radio de giro suficiente. − Ruta interior sentido único En este caso se emplearía un itinerario para acceder a la zona de carga de coque y el otro para salir. Se considera más adecuado emplear el Itinerario Este para acceder al área de coque y el Itinerario Oeste para salir. La ventaja de esta ruta radica en que minimizaría el tráfico exterior al Complejo. Sin embargo, esta opción no es recomendable porque condicionaría la operación y mantenimiento de los tanques de almacenamiento durante todo el día, y tampoco es recomendable desde el punto de vista de seguridad de las instalaciones, pues no se permitiría un acceso rápido y libre de vehículos pesados en situaciones de necesidad. − Ruta exterior Estaría formada por el empleo del Itinerario Oeste, para el acceso al punto de carga y el Itinerario Exterior para la salida de la Refinería. Esta ruta minimizaría el movimiento de camiones en Refinería. El acceso tendría que realizarse por el norte del tanque Y-TK-117 (acceso B) para evitar que se requiera un tramo con dos sentidos en cualquier tramo del Itinerario Este. Se ha considerado la posibilidad de que una parte importante del transporte se realice empleando una flota de camiones dedicada. Esta situación, además de reducir el riesgo de la operación de transporte de coque, garantizando que se realizará de manera eficiente y ordenada, permitiría reducir las necesidades de zona de espera de camiones (previa a obtener la autorización de acceso) A la vista de los análisis anteriores y con objeto de minimizar el tráfico de camiones dentro de la Refinería se ha optado por la ruta exterior con acceso al norte (acceso B). En la Figura 13 se representa esta disposición. Esta alternativa requiere una reordenación del área de cargaderos de asfaltos, a fin de evitar el cruce de vehículos y facilitar la circulación. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 89 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 13. ALTERNATIVAS DE TRAYECTORIAS Cabe destacar que Petronor, consciente del efecto sobre la ocupación de la infraestructura viaria y del ruido producido por el tráfico de camiones, está analizando con todo detalle la viabilidad de que todo el tráfico se efectúe por el interior de la refinería. De eta manera, los camiones de graneles entrarían a, y saldrían de la refinería a través del nuevo acceso por la zona norte. 6.1.7 Alternativas de manejo y expedición de coque Anteriormente se han descrito junto con las MTDs, las alternativas estudiadas para el manejo y expedición de coque en el interior de la refinería, y en concreto: − Alternativas de carga de camiones de coque. − Alternativas de almacenamiento del coque. − Alternativas de transporte dentro de la refinería. − Alternativas de expedición de coque fuera de la refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 90 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2 UTILIZACIÓN DE MTDS La Ley 16/2002 de 1 de julio, de Prevención y Control Integrados de la Contaminación, tiene como objeto, entre otros, la incorporación al ordenamiento interno español de la Directiva 96/61/CE4. En el apartado ñ) del artículo 3 de esta Ley, que a su vez es una transposición del punto 11 del artículo 2 de la Directiva, se define el concepto de “Mejor Técnica Disponible” (MTD) a aplicar para el desarrollo de las actividades del anexo I de la Directiva: Mejores Técnicas Disponibles: la fase más eficaz y avanzada de desarrollo de las actividades y de sus modalidades de explotación, que demuestren la capacidad práctica de determinadas técnicas para constituir, en principio, la base de los valores límite de emisión destinados a evitar o, cuando ello no sea posible, reducir en general las emisiones y el impacto en el conjunto del medio ambiente y de la salud de las personas. Para su determinación se deberán tomar en consideración los aspectos que se enumeran en el anejo 4 de esta Ley. A estos efectos, se entenderá por: − Técnicas: la tecnología utilizada, junto con la forma en que la instalación esté diseñada, construida, mantenida, explotada o paralizada. − Disponibles: las técnicas desarrolladas a una escala que permita su aplicación en el contexto del correspondiente sector industrial, en condiciones económicas y técnicamente viables, tomando en consideración los costes y los beneficios, tanto si las técnicas se utilizan o producen en España, como si no, siempre que el titular pueda tener acceso a ellas en condiciones razonables. − Mejores: las técnicas más eficaces para alcanzar un alto nivel general de protección del medio ambiente en su conjunto y de la salud de las personas. Por otra parte, de acuerdo a la Directiva 96/61/CE se crea el organismo European Integrated Pollution Prevention and Control Bureau5 (EIPPCB). Se trata de una oficina técnica cuyo objetivo es organizar el intercambio de información entre los estados miembros de la UE sobre las técnicas para la reducción de la contaminación, para lo que generan los denominados documentos BREF (Best Available Techniques Reference Documents) de referencia para las MTDs. Para ello se han creado los TWG´s (Technical Working Group), grupos de trabajo especializados en diversos sectores de actividad industrial. Los documentos BREF tienen como objetivo ser la referencia oficial en el ámbito europeo, en cuanto a la selección de las “Mejores Técnicas Disponibles” que deben aplicarse en la industria para evitar o minimizar el impacto contaminante en diferentes sectores industriales. En el sector del refino cabe destacar la Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (en adelante Guía de MTDs del Refino) editada por el Ministerio de 4 Directiva 96/61/CE del Consejo de Europa de 24 de septiembre de 1996 relativa a la prevención y al control integrados de la contaminación. Su objeto es “...la prevención y la reducción integradas de la contaminación procedente de las actividades que figuran en el Anexo I” de dicha Directiva. 5 Oficina Europea Integrada para la Prevención y el Control de la Contaminación. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 91 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Medio Ambiente (MIMAM) en 2004, y ha sido empleada profusamente en la redacción del presente documento, y en concreto en el capítulo de MTDs. Tal y como indica la mencionada Guía de MTDs del Refino (apartado 5.6. “Estrategias para reducir las emisiones), las nuevas instalaciones proyectas en la Refinería de PETRONOR apoyan la reducción de su impacto medioambiental en tres tipos de actuaciones: − Herramientas de Gestión Ambiental Integrada mediante la implantación de un Sistema de Gestión Medioambiental, etc. − Reducción en origen de contaminantes y caudal de corrientes portadoras: desulfurando naftas, aumentando la eficiencia energética, etc. − Eliminación final de los contaminantes: Planta DAR, Plantas de recuperación de azufre, etc. En el caso del Proyecto procesos/instalaciones: URF se han analizado MTDs para los siguientes − MTDs en Coquización Retardada − MTDs en Manejo y Expedición de Coque − MTDs en Desulfuración de Naftas − MTDs en Merox de GLP − MTDs en Viscorreducción − MTDs en Hidrogenación de Butadienos − MTDs en Recuperación de Gases − MTDs en Almacenamiento y Manipulación de Productos − MTDs en Producción de Hidrógeno − MTDs en Sistemas de Refrigeración − MTDs en Sistemas de Producción de Energía − MTDs en Sistemas de Aminas − MTDs en Plantas de Azufre − MTDs en Sistemas de Antorchas − MTDs en Agotamiento de Aguas Ácidas − MTDs en Tratamiento de Aguas Residuales − MTDs en Gestión de Residuos Antes de pasar a describir las MTDs analizadas para cada uno de los procesos/instalaciones del URF, creemos conveniente hacer referencia a las herramientas de Gestión Ambiental Integrada previstas, así como las estrategias contempladas en la Guía de MTDs del Refino sobre las emisiones a la atmósfera y al agua, y sobre residuos sólidos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 92 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.1 Herramientas de Gestión Ambiental Integrada • Implantación de un Sistema de Gestión Ambiental PETRONOR, como empresa comprometida históricamente con el medio ambiente, ha sido consciente de guiar su actividad de forma que prioritariamente se ha actuado en la línea de minimización de sus impactos ambientales. Con ese estilo de actuación, en el año 2001 optó por certificar la actividad medioambiental de acuerdo a la Norma UNE-EN ISO 14001:1996. Posteriormente, en abril de 2006 obtuvo el certificado de Sistema de Gestión Ambiental según UNE-EN ISO 14001:2004. Esta herramienta ha permitido estructurar la actividad mediante la programación de la Gestión Medioambiental, planteando sus objetivos y metas y asignando recursos variables en función de los impactos. El Sistema de Gestión Medioambiental (SGMA) contiene los siguientes elementos: − El sistema asegura la mejora continua, formación en el tratamiento de las reclamaciones, información sobre las prestaciones, control de procesos, planes de mejoras, etc., y sobre todo, una actuación sistemática y una mentalización de respeto medioambiental que asegura la prevención del impacto medioambiental. − El SGMA está implicado en la Gestión de la Compañía, por tanto, en los Planes Estratégicos a corto, medio y largo plazo. Se contempla el Medio Ambiente, la Seguridad, los Consumos y Mermas, según una estrategia de Calidad, que camina hacia la Excelencia, basándose en el modelo Europeo EFQM. − Publicación de un informe mensual y anual de las prestaciones energéticas. Tal informe también permite la diseminación de las mejoras a otros y será un vehículo para el intercambio de información a otras refinerías del grupo REPSOL YPF. − Proporcionar a los accionistas un plan anual de los avances en las prestaciones medioambientales. Tal plan asegura una mejora continua. − Mejorar los controles mediante auditorias (externas o internas), y la certificación, etc. − Realizar una evaluación del impacto ambiental para las nuevas actividades relevantes. − Practicar benchmarking (pruebas patrón) sobre una base continua, incluyendo actividades de eficiencia y conservación energética, emisiones al aire (SO2, NOx, COVs y partículas), descargas al agua y generación de residuos. − Elaborar un marco de referencia medioambiental y de seguridad y una política de medio ambiente y seguridad corporativos, además del manual de sistemas de gestión de la seguridad, el medio ambiente y la calidad elaborados en PETRONOR. − Medir procesos con Indicadores para mejorar el mismo. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 93 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Las instalaciones del Proyecto URF, como parte integrante de la Refinería una vez puestas en marcha, se integrarán en el mencionado Sistema de Gestión Ambiental de la Refinería de PETRONOR. 6.2.2 Estrategias contempladas en la Guía de MTDs del Refino sobre las emisiones a la atmósfera y al agua, y sobre residuos sólidos 6.2.2.1 Estrategia sobre las emisiones a la atmósfera • Reducción de las emisiones de SO2 Como el combustible es la principal fuente de emisiones de SO2, las estrategias para su reducción contemplan necesariamente este consumo. Existen tres formas de reducir las emisiones a través del combustible: reducir los consumos mediante mejora de la eficiencia energética, reducir el contenido en azufre del combustible y desulfurar los humos de combustión. Petronor ha decidido profundizar al máximmo en los dos primeros aspectos citados: emplear combustible gaseoso exento de contaminantes y maximizar la eficiencia energética. • Reducción de las emisiones de NOx Las emisiones de NOx se producen por oxidación de nitrógeno a las altas temperaturas de la llama de combustión. Los mecanismos de reducción de NOx pertenecen a cuatro categorías: − Emplear combustibles con poco contenido de nitrógeno. − Cambiar los sistemas de combustión. La combustión tradicional en mechero produce más NOx que la turbina de gas y aún es menor en los lechos fluidos. Se trata de una solución muy difícil técnicamente en una refinería tradicional con numerosos equipos de combustión. − Primarias, precombustión. Cambios operacionales y modificaciones de la combustión. Es el método más utilizado, especialmente en pequeñas unidades de combustión. − Secundarias, postcombustión. Tratamiento de los humos o reducción de NOx. Se trata de la de mayor eficiencia, aunque es costosa y complicada. La dispersión de fuentes en PETRONOR complica, si no imposibilita totalmente, la adopción de este tipo de medida. En la refinería de PETRONOR se ha empleado la combinación de las tres primeras técnicas: emplear combustible gaseoso depurado y exento de contaminantes, instalar turbinas de gas (en vez de calderas) y además, dotadas de sistemas de enfriamiento de la combustión. • Reducción de la emisión de partículas Las partículas emitidas por las refinerías están formadas por las contenidas en los humos de combustión, especialmente cenizas y los finos del catalizador. En cuanto a los métodos propuestos para llevar a cabo esta reducción se encuentran los siguientes: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 94 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Ciclones. Se basan en la fuerza centrífuga, por medio de la cual la partícula es separada del gas portador. Los ciclones se usan para reducir la concentración de polvo, que es la solución adoptada en el FCC. − Electrofiltros. El gas se ioniza al pasar entre dos electrodos, uno de alto voltaje y otro conectado a tierra; las partículas de polvo se cargan eléctricamente y son atraídas sobre el electrodo de tierra. El polvo precipitado es eliminado mecánicamente de los electrodos, normalmente por vibración o por lavado en los denominados electrofiltros húmedos. El alto voltaje del electrofiltro introduce un nuevo riesgo de seguridad en las refinerías. − Filtración. Se realiza mediante un equipo automático de tejidos filtrantes. La vida del material filtrante es limitada y su retirada puede conllevar un problema. En el caso del Proyecto URF, la utilización de combustible gaseoso depurado hace innecesario cualquier tipo de los anteriores. 6.2.2.2 Estrategia sobre las emisiones al agua Las corrientes de agua más o menos contaminadas generadas en cualquier punto de la refinería nunca se envían directamente a los cauces públicos, sino que todas ellas son recogidas en un tratamiento común (planta DAR), cuya finalidad es acondicionar el vertido total de la refinería para adecuarlo a las especificaciones medioambientales. Las Unidades para el tratamiento de aguas contaminadas han sido descritas en el apartado 5.4.4. • Gestión Integral de las Aguas Residuales Una gestión apropiada de todas las corrientes de aguas residuales antes de su envío al tratamiento final, producirá varios efectos deseables: − Reducción del caudal final vertido − Menor consumo de agua fresca − Mejor funcionamiento de la planta DAR, permitiendo recuperar más agua para el proceso y reducir la carga contaminante del vertido, por debajo de los límites legales. El objetivo final de reducción de consumo/vertido de agua puede alcanzarse a través de diferentes actuaciones, la mayor parte de ellas complementarias y de efecto aditivo: − Diseñar un apropiado sistema de drenajes. − Gestión del agua de lluvia. − Reducir el consumo de agua fresca de los equipos. − Recuperar en lo posible las aguas usadas (Integración). − Aguas sanitarias. − Aguas contra incendios. − Aguas de deslastre. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 95 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Aguas purgadas. En el caso de PETRONOR este objetivo se consigue mediante la segregación y tratamiento diferenciado de las corrientes de Aguas de Proceso y Aguas Aceitosas con alta recuperación en Torres de Refrigeración, agua de planta y agua contra incendios. • Depuración final. Planta de Depuración de Aguas Residuales (DAR) Las Unidades de tratamiento de efluentes están diseñadas de forma que se controlen continuamente los parámetros claves (sólidos en suspensión, hidrocarburos, DQO y NH4). La planta DAR ocupa un espacio significativo en la refinería, en particular el biotratamiento debido al relativamente lento proceso de biodegradación. La planta DAR completa ocupa un espacio de 4,7 hectáreas, incluyendo la piscina de retención previa al vertido. Como se ha comentado, se ha descrito esta planta en el apartado 5.4.4 del presente Estudio. 6.2.2.3 Estrategia sobre residuos sólidos En líneas generales, la gestión de los residuos en una refinería comprende diversas operaciones: − Minimizar la generación de residuos − Almacenamiento − Pretratamiento − Eliminación − Documentación e identificación de residuos Para más detalle sobre las estrategias particulares, véanse los apartados que siguen en esta Memoria, referentes a MTDs específicas para los procesos/instalaciones anteriormente listados. 6.2.3 MTDs en Coquización Retardada 6.2.3.1.1 Vaciado de los Coke Drums Hay dos recipientes, donde se produce la transformación (conversión) de productos, llamados cámaras de coque (coke drums). Mientras uno esté en fase de carga, recibiendo la carga caliente del horno, el otro estará en la fase de vaciado del coque. Las operaciones de formación de coque y de vaciado de los coke drums se alternarán a intervalos variables de entre 16 y 24 horas. En principio, mientras una cámara estará en la fase de conversión y formación del coque (que durará una media de 20 horas) la de la otra cámara efectuará, en el mismo tiempo, operaciones de adecuación, corte y vaciado a lo largo del mismo número de horas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 96 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El coque escurrido en el pit (FOSO) durante unas horas será recogido mediante un puente grúa y se enviará a un molino para homogeneizar su tamaño. Una vez molido, se transportará al edificio de expedición y se almacenará hasta su expedición y venta. En la caída desde las cámaras se podría producir vapor de agua que podría arrastrar finos de coque. Al realizarse esta operación en un pit con paredes de 10m de altura, se evita su liberación al entorno. El agua, que arrastrará finos, se conduce mediante gravedad a una balsa de sedimentación aneja desde la que, una vez clarificada, se bombeará de nuevo al tanque de agua de corte para un nuevo uso posterior. 6.2.3.1.2 Otros procesos de craqueo térmico de alta conversión Existe otro proceso de craqueo térmico de aplicación industrial, llamado Flexicoking, basado en aumentar la temperatura y el tiempo de craqueo. (Ver 5.1.1) El Flexicoking usa tres grandes recipientes: el reactor, el calentador y el gasificador. Este proceso se distingue por transformar el coque en un gas de bajo poder calorífico, por medio de una oxidación parcial del coque con aire en el gasificador. Comparado con la coquización retardada, el Flexicoking presenta varios inconvenientes: • Los metales pesados y los contaminantes se concentran y deben ser tratados en una Planta de Gestión de residuos peligrosos. • Los gases producidos deben tratarse en una compleja planta de tratamiento para eliminar los SOx y los NOx. • Los gases del gasificador por su bajo poder calorífico son de difícil utilización. • La operación resulta difícil al tenerse que mantener la oxidación subestequiométrica en el gasificador. La coquización retardada presenta las siguientes ventajas: • Las trazas de inertes y el azufre no hidrogenado se quedan en el coque. Una vez en el punto de consumo (cementera) es incorporado a la materia prima del mismo, clinker, valorizando su presencia. Al no haber combustión en el proceso, el único contaminante en los propios productos es el azufre, y se elimina de los destilados obtenidos (GLP. Gasolinas y Gasóleos) con procesos muy probados en unidades habituales en el sector de Refino, previa a la comercialización de los productos. El coque se transforma en un producto valioso para la alimentación como materia prima del sector del cemento, y en otras aplicaciones industriales donde se necesita grafito (sector cerámico). • La operación de la coquización retardada no difiere conceptualmente de otra planta típica de Refinería como destilación a vacío, la unidad de viscorreducción etc., donde se produce un ligero craqueo de los productos pesados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 97 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.3.2 Combustión en hornos 6.2.3.2.1 Control de las emisiones de azufre Existe un monitoreo continuo de las emisiones de SO2 procedentes de la combustión del combustible gaseoso previamente depurado. El horno de la Unidad de coquización retardada es alimentado con gas de coquización generado en la propia Unidad de coquización. Los combustibles gaseosos están exentos de azufre gracias a un proceso de depuración basado en el adecuado diseño y funcionamiento de las Unidades de aminas. Para verificarlo, en cada turno se analizará el gas de salida de estas Unidades para determinar su contenido en SH2. Si llegara a resultar alto debido a algún problema en el proceso se avisaría inmediatamente al Dpto. de Programación y Optimización para que tomara las medidas necesarias para evitar la emisión de SO2 en exceso. 6.2.3.2.2 Mejora de la eficiencia energética La Unidad de coquización retardada operará con un tren de precalentamiento de la carga de entrada al horno. Los productos calientes se utilizarán para el precalentamiento de la alimentación y para la producción de vapor y con ello se logrará alcanzar una elevada recuperación energética lo que permitirá ahorro de combustible y, en consecuencia, una reducción en la emisión de CO2. El horno será tipo fuego sencillo y permitirá realizar limpieza en operación (spalling) en línea de cada paso individual o sector del horno. El decoquizado de los tubos del horno será mecánico y térmico. El horno se especificará con una eficiencia térmica al menos del 90% para lo que incluirá un recalentamiento en la zona convectiva de los vapores generados en la propia Unidad y dispondrá de sistema de precalentamiento de aire. El paso de la carga por este horno se realiza a través de varios pasos, cada uno de los cuales tiene un medidor de caudal a la entrada, un controlador, un indicador de presión y, en su salida, un indicador de temperatura. En la zona de convección podrían existir sopladores de vapor para eliminar el hollín depositado en los tubos, si se considerase. El residuo de vacío que alimenta a la Unidad, podría ingresar caliente, de forma directa (sin enfriamiento de la unidad aguas arriba) a fin de maximizar la integración energética y minimizar el calor a disipar en los aerorrefrigeradores. La eficiencia de cualquier horno de Refinería se encuentra calculada en línea mediante un procedimiento de control avanzado y almacenadas en el PI (Plant Information) para su análisis y seguimiento. El Dpto. de Servicios Técnicos realizará un seguimiento del funcionamiento y eficiencia del horno a fin de detectar causas de disminución de la misma y proponer acciones necesarias para trabajar con la mayor eficiencia posible. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 98 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.3.2.3 Utilización de combustible con bajo azufre Como se explicó anteriormente, el combustible gaseoso (gas de coquización) de uso interno se depura profundamente para cumplir con el dictamen de la legislación sobre emisión de SO2. 6.2.3.2.4 Seguimiento y Control de emisiones de NOX Existe monitorización continuo del NOx emitido. El seguimiento y control de las emisiones de NOx se realiza por el analizador instalado en las chimeneas. Existe un control del exceso de oxígeno empleado en la combustión en todos los hornos. Esta variable está relacionada con la cantidad de aire y por lo tanto con la cantidad de óxidos de nitrógeno que se generan en la combustión. El ajuste de la combustión minimiza los NOx formados. 6.2.3.2.5 Mantenimiento adecuado de los quemadores Existen rutinas de mantenimiento de quemadores, así como revisiones periódicas de todos los mecheros, quitando, cambiando y limpiando los que presenten alguna anomalía en su funcionamiento para asegurar una correcta combustión. 6.2.3.3 Sistema de blowdown Se incluye una sección de blowdown convencional de recuperación de hidrocarburos líquidos y gaseosos y vapor de agua durante las operaciones de arrastre con vapor y enfriamiento de cámaras de coquización. Los hidrocarburos pesados condensados se devuelven al proceso en la Columna de Fraccionamiento. Los vapores de agua condensados, separados de los hidrocarburos, se envían a Stripper de aguas ácidas. Los hidrocarburos ligeros se envían a la antorcha existente, donde son recuperados la mayor parte de ellos mediante un compresor de anillo líquido. Esta es la mejor alternativa disponible para recoger los gases del sistema de antorcha y devolverlos al flujo de utilización en Refinería, en concreto, al sistema de gas de refinería. 6.2.3.4 Aguas residuales El agua ácida acumulada en el acumulador de cabeza de la Columna de Fraccionamiento, y el agua ácida procedente del sistema Blowdown serán enviadas a la Unidad de tratamiento primario de aguas ácidas de la Unidad de coquización o a alguna de las Unidades similares existentes en Refinería desde donde seguirán el recorrido y depuración previsto para ésta, terminando en la Planta DAR de Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 99 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.3.5 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo” (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − VI.1.1.2. Anexo 2. Validación diaria del balance de combustibles gaseosos en el SPC-NT. − VI.1.3. Control y seguimiento de las emisiones de SO2 − VI.1.4. Control las emisiones procedentes de combustión. • Cálculo On-line de la eficiencia de hornos y calderas. • Realización de Test a Hornos. 6.2.4 MTDs en Manejo y Expedición de Coque 6.2.4.1 Introducción: Buenas prácticas de manejo y expedición de coque El proceso de manejo y expedición del coque producido en la Unidad de Coquización es conceptualmente similar al del resto de productos producidos en la refinería. El coque se presenta en fase sólida y por ello se distingue de otros productos, también producidos en la instalación, que se presentan en estado líquido. Las características del coque verde que marcarán el diseño del sistema de almacenamiento y expedición de coque son las siguientes: − Material: Coque verde − Granulometría: diámetro de 0 a 300 mm entrada a molino (o a 80 mm a la salida) − Densidad: entre 721 y 841 kg / m3 − Humedad: 8 al 15 % − Contenido de Azufre: aproximadamente 6% − Temperatura: 93 ºC después de enfriado − Abrasividad: Cema Clase 6 El coque se produce en las cámaras de coquización de la Unidad CK6. En operación normal estas cámaras trabajan con ciclos de 16 horas, quiere ello decir que se produce una descarga de coque desde las cámaras cada 16 horas. De una forma resumida, durante las 16 horas se está formando y acumulando el coque dentro de las cámaras. Una vez acabado el ciclo se produce el proceso de depuración de componentes ligeros, enfriamiento con agua y corte y descarga del coque de la cámara. El PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 100 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL proceso de descarga del coque se realiza mediante el corte del coque dentro de la cámara con agua a muy alta presión, único sistema disponible en la tecnología actual. Es por ello que en la descarga cae el coque con una cantidad muy importante de agua. El coque con el agua de corte se recoge en un foso de decantación completamente estanco denominado “pit”. En éste se produce la separación del coque del agua. Esta separación se realiza mediante la construcción de la base de dicho foso con una cierta inclinación, y además, construyendo en uno de los extremos una retícula laberíntica de canales de decantación que permite decantarse completamente los eventuales sólidos en suspensión (muy pocos) contenidos en el agua. El tiempo de residencia en el pit es aproximadamente de unas 4 horas, tiempo que sirve para que el coque se enfríe, y para que el agua drene. El agua se recupera casi al 100% y es recuperada para el proceso de corte del coque de las cámaras. Siendo el proceso de drenaje y separación del agua muy eficiente, el coque en el proceso de transporte hasta su almacenamiento contiene una humedad que oscila entre el 8 y el 15 %; este contenido de agua favorece minimizar al máximo las emisiones de polvo en todo el proceso. Antes de proceder a su transporte el coque es cribado y molido a fin de alcanzar un tamaño adecuado. El proceso de cribado y molienda se realiza en un edificio cerrado, estando únicamente abierto en el área que es necesario para realizar la descarga a la tolva de recepción del material desde el pit. En este área, aún estando abierta, se minimiza el impacto de las emisiones instalando un sistema de niebla seca, que garantiza una sobrepresión húmeda que permite confinar en el interior de la tolva cualquier emisión producida en la descarga. Este sistema está recogido dentro de las MTD referenciadas en los BREF de “Emissions from Storage”. El transporte desde el foso de recogida al edificio de almacenamiento se efectúa mediante cinta cerrada, tipo tubular o pipe-conveyor, que permite eliminar las pérdidas de sólidos en el recorrido. Además, este tipo de cinta permite efectuar curvas en su trayectoria, lo que permite eliminar una zona de transferencia por cambio de dirección, puntos donde se produce la generación de polvo. Esta tecnología es una MTD, alternativa al tráfico interno de camiones por la refinería o a cintas tradicionales de artesa que generarían partículas. Con objeto de minimizar las afecciones que puede producir el transporte del coque por camión en el entorno en el que se encuentra ubicada la refinería, se ha previsto un parque de almacenamiento cerrado, que permitirá acumular el coque producido durante los fines de semana y fiestas, de forma que en estos días no se realicen transportes por camión, y por tanto se minimicen las molestias que estos puedan provocar en las carreteras circundantes, vecinos, etc. Por otro lado, este almacenamiento garantiza la autonomía de la operación de la refinería durante 5,5 días ante cualquier contingencia en el transporte por carretera o acumulación de días festivos consecutivos. La carga y expedición del coque, desde el almacenamiento a los camiones, se realiza a través de unas tolvas de carga ubicadas sobre los camiones, que tienen una capacidad mínima para garantizar la continuidad en el proceso de carga de camiones. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 101 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.4.2 MTDs aplicadas en el Manejo, Almacenamiento y Expedición de coque En el diseño de las distintas áreas del sistema de manejo, almacenamiento y expedición de coque se han considerado todas las MTDs aplicables para nuestro caso y definidas en el BREF “Emissions from Storage” (julio 2006). Se indican a continuación algunas de las MTDs aplicadas en esta Unidad que serán descritas posteriormente con mayor detalle: − El coque se transporta hasta el almacenamiento con un grado alto de humedad con lo que se minimiza el polvo producido. − El diseño de todas las cintas y máquinas se realiza a una velocidad baja para evitar la formación de polvo. − El almacenamiento se realiza en una nave cerrada, minimizando de esta manera la producción de polvo, y además quedando el coque confinado en un edificio cerrado con lo que las emisiones son anuladas completamente. − Las cintas que trascurren por el exterior son cerradas, tipo cintas tubulares o sándwich con el objetivo de eliminar las posibles emisiones de polvo, así como reducir el impacto visual de las mismas, quedando el uso de las cintas tradicionales de artesa restringido al interior de la nave de almacenamiento. El diseño de la cinta tubular se realiza mediante una banda más flexible que las convencionales, de forma que la carga del material se ejecuta con la banda abierta y una vez hecha ésta, mediante la situación de los rodillos de forma circular, se obliga a la banda a cerrarse completamente. El transporte del material en una banda completamente cerrada permite eliminar cualquier tipo de emisión de polvo debido al viento o cualquier otra circunstancia. Además de esta cinta tubular se utiliza la cinta denominada sándwich. Esta cinta se compone de dos cintas transportadoras convencionales, que discurren paralelas y superpuestas en las zonas de ascenso, comprimiendo el material entre ambas. La fuerza de compresión del material entre ambas cintas se consigue mediante la disposición de rodillos sinusoidalmente, consistentes en un perfil de curva y contra curva que ejercen una presión radial sobre la banda. La cinta sándwich tiene grandes ventajas respecto a las convencionales, entre ellas destaca que el material va completamente cerrado por ambas bandas impidiendo la formación de polvo; además, se reduce considerablemente la longitud de cinta cuando se requiere ganar altura, con el consiguiente ahorro de espacio y eliminación de polvo a lo largo de la mayor longitud de cinta convencional. − Empleo de sistemas de detección de incendios precoces mediante detectores de infrarrojos y cables térmicos a lo largo de las cintas, así como sistemas de extinción. En todo el trazado de cintas se instalan cables térmicos que detectan tanto la temperatura como cualquier cambio en ésta; además se instalarán detectores termovelocimétricos que de forma redundante realizarían la misma vigilancia, de tal forma que de una manera muy precoz se puede realizar la extinción mediante boquillas pulverizadoras de agua. En la nave de PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 102 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL almacenamiento se prevé la instalación de detectores infrarrojos en el techo de la nave, de forma que cualquier detección de los mismos dispararían el correspondiente monitor automático autooscilante. − Construcción en edificios cerrados con envolvente acústica del área de molienda, y carga y expedición de camiones. Esta ejecución minimiza las emisiones de polvo y acústicas. − Las instalaciones se han diseñado de forma que se minimice la altura en los punto de caídas de coque, producidas en el trasvase entre cintas, en el apilado del coque en la nave de almacenamiento, en las tolvas de carga de camiones, en la carga de camiones, etc., con ello se consigue reducir la máximo el posible polvo que pudiera producirse en estos puntos. − Se ha considerado un sistema de niebla seca para minimizar las emisiones de polvo, en todos los puntos de vertido de coque, transferencia entre cintas, apilado de coque, descarga en la tolva de recepción de molienda, etc. − El sistema de niebla seca incluye la proyección, mediante boquillas especiales, de mezclas adecuadas de aire a presión y agua de modo que el efecto sobre el agua no es ya el de pulverizar sino que se alcanza un nivel de micronización o nebulización de tal modo que partículas de agua que por proyección normal se dividirían hasta las 30-50 micras, como máximo grado de subdivisión, alcanzan, mediante el sistema niebla seca, las 5 micras de diámetro medio. El agua micronizada (la niebla seca así entendida) se proyecta alrededor del foco emisor de polvo y se orienta convenientemente para formar una barrera física que favorezca que la mayor parte de la emisión de partículas pulverulentas queden confinadas dentro de la barrera que forman las distintas boquillas al efecto situadas, de forma que las partículas se mojen y acaben sedimentando. Dada la eficacia conseguida en la atomización del agua, el consumo de esta es mínimo y por tanto la humedad añadida al coque es muy reducida. Por otro lado, la velocidad del aire en escape de las boquillas arrastran las micropartículas de agua formando una barrera casi continua que impide la propagación del polvo. Esta medida, junto con la indicada anteriormente en el diseño de las instalaciones, hará que la producción de polvo en los puntos de vertido sea nula. − Sistema de aspiración y filtrado mediante filtros de mangas. Esta medida se adoptará en los puntos de carga de camiones, de forma que con ella se cree una depresión en la zona de caída del coque a los camiones que impida emitirse el más mínimo polvo. − Instalación de trompas telescópicas tipo Cleveland Cascade en la carga de camiones. La carga de camiones desde las tolvas de carga se realiza mediante cuatro puntos de carga a cada camión. La apertura y cierre de la carga se realiza mediante unas válvulas tajadera. A continuación de esta tajadera, el material llega hasta el camión a través de unas trompas telescópicas que con sensores se alargan o acortan en función de la distancia al material, minimizando así la caída del material. Además de lo anterior, el diseño Cleveland Cascade se realiza de forma que el coque en el interior de la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 103 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL manga se va deslizando formando S, evitando cualquier salto del material que pudiera formar polvo. Es por ello que este sistema de mangas telescópicas, con este diseño, permite minimizar y casi eliminar la formación de polvo en la carga. − Sistema de lavado de ruedas tipo Moby Dick o similar y caja de camiones. Después de la carga del coque en los camiones y en la misma parcela donde ésta, se someterá a todos los camiones a un proceso de lavado de ruedas y de la zona inferior de la caja de los camiones, de forma que cuando estos salgan de la refinería estén completamente limpios. − Recogida de todas las aguas del sistema de lavado de ruedas de camiones en un foso en el que tendrá una zona especialmente diseñada para la sedimentación de todos los finos recogidos en el agua. El agua del mismo será recuperada en el proceso de lavado de camiones. − La purga de este agua será utilizada en el corte del coque, reduciendo el consumo de agua. − El suelo de la nave de almacenamiento se ejecutará mediante una solera de hormigón que irá sobre una lámina geotextil además de lámina de polietileno impermeabilizante. Los posibles lixiviados que puedan recoger estas láminas se canalizarán al foso de recogida de agua de lavado de camiones, y de ahí se enviará al tanque del agua de corte para ser empleada en un nuevo uso de menores requerimientos de calidad. 6.2.4.3 Descripción de cada una de las Áreas de la Unidad y aplicación de las MTDs descritas anteriormente 6.2.4.3.1 Foso de recogida y decantación del coque y Área de molienda El coque producido en las cámaras de coquización, una vez cortado con agua, se dirige en conjunto a un foso de decantación, que permite el drenaje de la mayor parte del agua utilizada en la operación de corte a través de unos canales de sedimentación anexos a unas balsas adosadas, desde donde el agua es recogida, depurada y finalmente reciclada, siendo más tarde reenviada al tanque de agua de corte para su recuperación. El coque con un grado de humedad en torno al 10% (variando del 8% al 15%), está listo para su manejo y almacenamiento. Para ello, el material se recoge con una cuchara de una grúa pórtico del foso y se deposita en una tolva para proceder a su criba y molienda a un tamaño inferior a 80 mm. Las Mejores Técnicas Disponibles aplicadas en este proceso son las siguientes: − En primer lugar, todo el acondicionamiento del coque se realiza en un edificio cerrado para garantizar el mínimo efecto sobre el entorno, ruido y partículas. El edificio está dotado de sistemas internos de minimización de polvo, a fin de garantizar un ambiente de trabajo dentro de los más altos estándares en el interior del edificio; en concreto. en el área de trituración y en los puntos de transferencia entre cintas, se aplica el sistema de niebla seca, anteriormente indicado. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 104 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Por otra parte, como se ha comentado, el material es transportado desde el foso o pit hasta la unidad por medio de la cuchara en grúa pórtico, depositando el coque en una tolva de recepción. En este sentido, el material será depositado en el interior de la tolva, instalándose en la parte superior de la tolva el sistema de niebla seca. Este sistema genera una sobrepresión húmeda, de forma que confina cualquier pequeña generación de polvo al interior de la tolva, decantando así cualquier partícula sólida en el interior de la tolva y eliminando cualquier pequeña cantidad de polvo que pudiera generarse al depositar el material. 6.2.4.3.2 Manejo y transporte de coque De entre todas las alternativas posibles, el transporte dentro de refinería se ha seleccionado mediante cintas tubulares. Estas cintas, como se ha indicado anteriormente, presentan innumerables ventajas respecto a las cintas convencionales, y muchas más respecto a realizar el transporte de manera convencional mediante camiones realizando la carga mediante palas excavadoras. La realización de la carga y transporte manual mediante palas y camiones, requeriría de la participación de personal en las tareas de carga, exigiendo además de un mayor espacio para la realización del transporte hasta la nave de almacenamiento, quedando el área mucho menos delimitada y confinada que con la carga automática. Es por ello que de entre todas las opciones se ha elegido la más automática, y además la más limpia y favorable para reducir las emisiones y la contaminación. El sistema presenta las ventajas siguientes: − No requieren presencia de personal, el transporte se realiza de forma automática. − En el transporte del material se minimiza las caídas de nivel, que constituyen el momento de mayor posibilidad de desprendimiento de polvo. − Localización fija de todos sus elementos. Se puede definir como “estático”. − Mucho menor movimiento de personal y de movimiento de camiones a través de la refinería. − Reparto más fácil en el parque de almacenamiento al acceder a éste a la cota prevista sobre el suelo. Esto se consigue mediante un sistema de mangueras retráctiles que adaptan su longitud justo al nivel del desalojo. − Minimización de las distancias de transporte. Una vez cribado y molido el coque a un tamaño inferior a 80 mm, este es enviado hasta la nave de almacenamiento. El trasporte desde la nave de molienda hasta la nave de almacenamiento se realizará de forma automática a través de una cinta tubular. En esta cinta se han considerado los sistemas de detección y extinción de incendios indicados en las MTDs para cintas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 105 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Se contemplará en los extremos de esta cinta un sistema de recogida y drenaje de agua, para retirar cualquier pequeño vertido que pudiera recogerse en el punto de descarga de coque, desde la molienda a la cinta tubular de transporte. El agua recogida por este sistema de drenajes será enviada al pit o foso de decantación de agua del coque, desde donde será recuperada en los diferentes usos de la instalación. La cinta dispondrá de pasillos laterales de mantenimiento y de sistemas de seguridad. Tal y como se recomienda en el BREF “Emissions from Storage”, y en vista de las indudables ventajas que presenta este último sistema, se ha optado por emplear el transporte mediante cintas tubulares. 6.2.4.3.3 Parque de Almacenamiento de coque Los métodos tradicionales consisten en parques de almacenamiento sobre suelo a la intemperie, o almacenamiento en silos. El almacenamiento tradicional se realiza en intemperie, organizando las pilas ó parvas de almacenamiento independientes, de forma que pueda realizar el apile del material en una parva y la recogida del mismo en otra parva independiente. Para ello se requiere una superficie dedicada al almacenamiento muy grande. Además las emisiones de polvo debido al viento o al trasiego del material nunca quedan garantizadas. El almacenamiento en silos no siempre es posible, y depende del material que se considere. En el caso de PETRONOR, no se ha considerado recomendable por los problemas de colmatación y apelmazamiento que podrían producirse en las salidas de los silos. Además, se requeriría unos silos de gran altura con el consiguiente impacto visual. Este ha sido también un factor a tener en cuenta en la elección de la alternativa más conveniente. A la hora de elegir la alternativa para el caso de PETRONOR, se han considerado varios factores como fundamentales: − No emisiones de polvo debido al viento o al manejo del coque. − Solución que requiera el mínimo espacio, quedando la zona de almacenamiento y trasiego completamente delimitada y confinada. − Solución con menor impacto visual. − Solución con menor impacto acústico. Todos estos factores son los recomendados en el BREF “Emissions from Storage”. El almacén considerado para PETRONOR estará rodeado de muros de resistencia (hormigón) en tres de sus cuatro laterales, para aumentar el volumen de almacenamiento disponible en la menor ocupación de suelo. De no haber muros, el volumen útil se vería reducido al tenerse que considerar en toda su extensión el ángulo de rozamiento (talud natural) del coque. Además, la nave prevista es completamente cerrada, con el objeto de eliminar cualquier emisión de polvo, minimizar al máximo el ruido producido por las máquinas de apilado y PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 106 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL recogida, así como eliminar el impacto visual de las pilas de coque. Todas estas consideraciones están recogidas en las MTDs de Manejo de Sólidos. En la ejecución del suelo de la nave se ha previsto construir una solera de hormigón, por debajo de la cual se instalará una doble lámina geotextil, en medio de la cual se instalará una lámina de polietileno impermeabilizante. Las posibles recogidas de lixiviados del coque se conducirán al pozo de recogida de agua del lavado de camiones. Estas medidas también están contempladas en las MTDs. Está previsto instalar en el interior de la nave un sistema de detección y protección contra incendios, detallado anteriormente, y tal y como se recogen en las MTDs aplicables. Todas las tareas de apilado y recogida del coque que se realizan dentro de la nave de almacenamiento, se realizan de forma automática. El control y supervisión del trabajo de estas máquinas se realiza desde la sala de Control de la Unidad de Almacenamiento y Carga de Coque, de forma que los operadores no tienen que acceder al interior de la nave en su operación normal. La nave queda dividida en dos zonas de trabajo, siendo el espacio de la nave único. Es decir, la máquina apiladora trabajará en la mitad de la nave almacenando el coque, y la máquina recogedora trabajará en la otra mitad recogiendo el coque almacenado, para ser cargado a los camiones. El coque será apilado mediante una máquina apiladora que se desplazará longitudinalmente a lo largo del eje de la nave de almacenamiento. La tarea de apilado comenzará por un extremo de la nave, de forma que la máquina apiladora, mediante los sensores de proximidad instalados en su extremo, irá adecuando su altura a la altura de la pila del coque, minimizando de esta forma la altura de vertido del coque. Además, en este punto de vertido se ha contemplado la utilización del sistema de niebla seca descrito anteriormente. Tanto la máquina apiladora como la recogedora se han diseñado para que trabajen a velocidades reducidas, contribuyendo así a la no formación de polvo. Estas tres consideraciones están recogidas en las MTDs del manejo de sólidos. De la misma forma y a medida que la pila se vaya formando, la máquina mediante su movimiento de traslación se irá desplazando a lo largo de la nave de almacenamiento. La máquina apiladora, a través de sus sensores de proximidad, irá fijando en cada momento la altura y la coordenada longitudinal para ir formado la pila. La máquina recogedora de coque realizará su trabajo en la zona de trabajo de la nave que le corresponda. Esta máquina rascadora trabaja a una velocidad muy baja tanto en la recogida como en la traslación. La máquina está dotada de unos sensores de proximidad de forma que se va adaptado al perfil de la pila, y se va trasladando longitudinalmente por la pila en su zona de trabajo. Además, en los puntos de recogida del coque, está previsto la instalación de un sistema de niebla seca. Estos dos aspectos son considerados en las MTDs. El transporte del coque en el interior está previsto realizarse mediante cintas de artesa convencionales, para los trazados en los que no se requiera elevación del material. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 107 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La elevación del coque desde la cota del suelo de la nave hasta la cota de carga de las tolvas de carga de camiones, elevación de unos 12 m aproximadamente, está previsto realizarse mediante una cinta sándwich, cuyo detalle se ha descrito en el apartado de las MTDs aplicadas. Esta cinta, como se ha indicado anteriormente, presenta grandes ventajas para esta aplicación respecto a las convencionales de artesa. El cerramiento de la nave de almacenamiento se realizará utilizando chapas y lanas aislantes que minimicen el ruido en el exterior. 6.2.4.3.4 Ventilación El almacén dispone de un sistema de aireación en el cual ha sido estudiada la trayectoria de las posibles partículas de polvo producidas en la máquina apiladora y recogedora, con el objetivo de limitar la salida de las mismas al exterior. El sistema de ventilación se completa con un sistema de aspiración y captación de polvo en base a filtros. Los filtros están dotados de un sistema de limpieza mediante aire comprimido que descarga el posible polvo de coque recogido sobre la tolva de carga a camiones. 6.2.4.3.5 Área de carga de camiones Para proceder a la expedición del coque fuera de la refinería es necesario proveer a la misma de un sistema de carga de camiones con remolques tipo bañera especialmente acondicionados para transporte de coque, reduciendo al máximo el efecto sobre el entorno. La opción de una línea de ferrocarril que llegue hasta la refinería no es viable, dado que presentaría grandes problemas medioambientales para definir su trazado por la imposibilidad del trayecto. También se ha estudiado la posibilidad de definir una cinta que llevase el coque directamente al puerto para desde allí realizar su carga y expedición. Esta opción se ha desechado por la dificultad técnica y medioambiental que entrañaría la definición del trazado de la misma, dado que estamos en un valle con grandes dificultades orográficas, y además situado al lado de importantes vías de comunicación y de la costa. Es por ello, que de entre todas las alternativas la que menor impacto ambiental tiene es la expedición del coque de la refinería mediante camión. Para la carga de camiones existen dos alternativas: − El uso de tolvas de carga cerradas situadas a una altura tal que permitan la carga de los camiones por gravedad, de manera que se minimice al máximo la emisión de partículas al exterior. − El uso de excavadoras cuyas palas recogerían el coque del parque y lo depositarían sobre los remolques tipo bañera cubierta. En este caso, PETRONOR ha optado por el primero por sus ventajas ambientales. El sistema de carga de camiones consta de cuatro tolvas, utilizándose tres de ellas en operación normal y quedando la cuarta de reserva, teniendo estas tolvas la capacidad mínima para garantizar un pulmón de carga de unos 5 camiones. Debajo de estas tolvas se PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 108 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL instalarán unas básculas que controlarán el peso de coque cargado, sobre las que se situarán los camiones. El proceso de carga de coque de los camiones es completamente automático, estando supervisado por un operador que realizará su misión desde la sala de Control de la Unidad. Todo el proceso de entrada, posicionamiento, carga, lavado de ruedas y salida de camiones es automático, estando el conductor del camión asistido por un sistema de semáforos y células de posicionamiento del camión, que garantizan la posición óptima antes del comienzo de la operación de carga del mismo. Todas estas instalaciones tendrán una envolvente que minimice el ruido en el exterior. Las tolvas de carga serán completamente herméticas, de forma que en la parte superior se instalarán unos filtros de mangas que recojan y filtren el aire que vaya desplazando el coque acumulado. Estos filtros de mangas tendrán un sistema de limpieza mediante aire comprimido, cayendo en el interior de las tolvas de carga a camiones los sólidos recogidos en los mismos. El volumen de aire filtrado por estos será bastante pequeño. Este aspecto está recogido en las MTDs. La carga a cada camión desde la tolva se realizará mediante cuatro puntos de carga. En cada punto de carga se instalarán cuatro mangas telescópicas, (tipo Cleveland Cascade, que a través de un diseño especial de embudos, garantizan la no formación de polvo en la caída), y 2 válvulas tajaderas por manga. El llenado de camiones se realiza automáticamente, mediante la señal del peso proporcionada por la báscula, que actúa sobre la apertura-cierre de las válvulas tajadera. Además, a medida que el camión se va llenando, las mangas telescópicas van subiendo y adaptándose al montón, a través de los sensores de proximidad instalados en el sistema. Además y como medida de seguridad, en los extremos de las mangas telescópicas se instalará el sistema de niebla seca de forma que el punto de descarga de cada una de ellas quede confinado por la misma. Estas técnicas y diseños están consideradas en las MTDs de Manejo de Sólidos. Una vez cargado el camión, y nada más abandonar la báscula de pesaje situada debajo de las tolvas de carga, el camión pasa por un sistema de lavado de ruedas. Este sistema, consiste en un túnel de agua a presión, cuyo drenaje es recogido y canalizado a un pozo, en el que mediante un diseño especial, en una zona se van decantando los finos recogidos en el lavado, y en otra zona el agua clara es de nuevo bombeada para el sistema de lavado. Estas técnicas también están recogidas en las MTDs. Cada cierto tiempo, que podemos considerar de unos pocos días, el agua de este pozo es bombeado al foso de decantación de coque, “pit” donde de nuevo es recuperado para realizar el corte del coque de las cámaras. 6.2.4.4 Documentación de referencia • Material Handling. Raymond Kulwiec. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 109 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Reference Document on Best Available Techniques on Emissions from Storage. European Commission. Julio 2006. • Conveyors. James M. Cahill. • Storage Systems. Charles E. Manley. • Organización del almacenamiento y expedición de coque en las refinerías de La Coruña y Puertollano. 6.2.5 MTDs en Desulfuración de Naftas Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a la nueva Unidad de HDT de la nafta de coquización (ver apartado 5.4.1.2.2 del presente documento) son las siguientes (incluidos en el apartado 4.3.4 “Hidrodesulfuración e hidrotramiento” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones atmosféricas por la combustión en horno. − Aguas residuales. − Fugas, derrames y escapes de polvo de catalizador. − Producción de catalizador gastado − Gases que contienen SH2 que es enviada a la planta de recuperación de azufre. A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. Estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. 6.2.5.1 Emisiones atmosféricas por la combustión en horno 6.2.5.1.1 Realización del balance de azufre Según se indica en la Guía de MTDs del Refino, el BREF sobre refino considera explicíticamente MTD para el SO2 el seguimiento del azufre en la Refinería mediante un balance de masa. En lo que respecta al horno de HDT de nafta de coquización, existirá un monitoreo continuo de las emisiones de SO2. Las emisiones de SO2 se calcularán como la media ponderada de la masa contaminante emitida por todas las Unidades de combustión respecto a la suma del volumen de efluentes gaseosos, referidos éstos en las mismas condiciones que se fijan en el R.D. 430/2004. Por lo tanto lo dicho aquí es aplicable a todas las Unidades donde se queme combustible. El horno de la Unidad de HDT de nafta de coquización será alimentado con gas de coquización. Los combustibles gaseosos resultan exentos de azufre gracias al adecuado diseño y funcionamiento de la nueva Unidad de regeneración de aminas. Para verificarlo, en cada turno se analizará el gas de salida de esta Unidad para determinar su contenido en PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 110 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL SH2. Si llegara a resultar alto debido a algún problema en el proceso se avisaría inmediatamente al Dpto. de Programación y Optimización para que tomara las medidas necesarias para evitar la emisión de SO2 en exceso, alcanzando valores muy inferiores a los límites. 6.2.5.1.2 Mejora de la eficiencia energética La Unidad de desulfuración de nafta de coquización operará con un horno de precalentamiento de la carga de entrada a los reactores. La temperatura de entrada al horno de precalentamiento se controla bypasando parte del efluente caliente de reacción a los intercambiadores previos al horno y de esta forma se garantiza que la temperatura de entrada se encuentre por encima de la de rocío, con el fin de evitar corrosión. Por otra parte, la recuperación de calor del efluente se controla para que sea máxima y por lo tanto la aportación de calor al horno mínima. El paso de la carga por este horno se realiza a través de varios pasos, cada uno de los cuales tiene un medidor de caudal a la entrada, un controlador, un indicador de presión y, en su salida, un indicador de temperatura. En la zona de convección podrían existir sopladores de vapor para eliminar el hollín depositado en los tubos, si se considerase. Tanto la nafta que ingresa a la Unidad de desulfuración como el producto desulfurado que pasa a los tanques de almacenamiento, ingresa a la Unidad de forma directa (sin calentamiento) a fin de maximizar la integración energética y minimizar el calor a disipar en los aerorrefrigeradores. Las eficiencias de los hornos se encuentran calculadas en línea mediante un procedimiento de control avanzado y almacenadas en el PI (Plant Information) para su análisis y seguimiento. El Departamento de Servicios Técnicos realiza un seguimiento del funcionamiento y eficiencia de los hornos a fin de detectar causas de disminución de la misma y proponer acciones necesarias para trabajar con la mayor eficiencia posible. 6.2.5.1.3 Utilización de combustible con bajo azufre Como medida preventiva, el combustible gaseoso (gas de coquización) se depura para cumplir con el dictamen de la legislación sobre emisión de SO2. 6.2.5.1.4 Desulfuración de los gases de combustión Como se ha indicado anteriormente, el combustible gaseoso (gas de coquización) se depura para cumplir con el dictamen de la legislación sobre emisión de SO2. Esto hace que no sea necesaria la desulfuración de los gases de combustión. 6.2.5.1.5 Seguimiento y Control de emisiones de NOx Existe un monitoreo continuo del NOx emitido. El seguimiento y control de las emisiones de NOx se realiza por el analizador instalado en la chimenea. Existe un control del exceso de oxígeno empleado en la combustión en todos los hornos. Esta variable está relacionada con PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 111 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL la cantidad de aire y por lo tanto con la cantidad de óxidos de nitrógeno que se generan en la combustión. El ajuste de la combustión minimiza los NOx formados. 6.2.5.1.6 Mantenimiento adecuado de los quemadores Existen rutinas de mantenimiento de quemadores, así como revisiones periódicas de todos los mecheros, quitando y limpiando los que presenten alguna anomalía en su funcionamiento para asegurar una correcta combustión. 6.2.5.2 Aguas residuales El agua ácida acumulada en los separadores NC6-D-2 con tetón diseñado para ese fin es enviada al tratamiento de aguas ácidas de la Unidad de coquización o la existente en Refinería (TC6) desde donde sigue el recorrido previsto para ésta, terminando en la Planta DAR. 6.2.5.3 Fugas, derrames y escapes de polvo de catalizador La empresa contratada realiza la carga y descarga del catalizador con procedimientos adecuados y con buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento, bajo la supervisión de personal técnico de PETRONOR. 6.2.5.3.1 Descarga a contenedores La descarga del catalizador se puede hacer mediante la utilización de un equipo de vacío o por gravedad. La descarga por gravedad se utiliza, fundamentalmente, con lechos inferiores o cuando todo el lecho o lechos catalíticos son del mismo tipo de catalizador y no hay interés en separarlos. Por el contrario, la descarga por vacío se utiliza cuando interesa separar físicamente diferentes lechos catalíticos superiores, o cuando teniendo el reactor varios lechos, no exista comunicación entre ellos. En este caso concreto, la Unidad consta de dos reactores. El primero con un lecho único de canalización (NiMo) para la hidrogenación de olefinas. El segundo catalizador consta de un primer lecho con bed-grading y trampa de silicio. Los lechos 2º y 3º cargan catalizador de desulfuración. 6.2.5.3.2 Regeneración ex - situ Los catalizadores regenerables se envían a la Planta de Regeneración de la empresa, homologada y autorizada, contratada a tal efecto (actualmente EURECAT, en Francia). La empresa contratada se encarga del envío de los camiones necesarios para el traslado de Mercancías Peligrosas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 112 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.5.3.3 Carga del Catalizador Si el reactor ha precisado de inspección, la carga de los catalizadores puede realizarse en atmósfera normal, pues se encuentra abierto a atmósfera. Por el contrario, si el reactor no ha necesitado ser inspeccionado, la carga de los catalizadores se efectuará en condiciones de atmósfera inerte. En ambas situaciones será necesaria la utilización de equipos especiales, también empleados durante la descarga. 6.2.5.4 Catalizador gastado El catalizador gastado se envía (si es posible) a regenerar ex situ de la Refinería como se ha comentado en el apartado anterior. En caso contrario, en el siguiente ciclo, se procede a su tratamiento como residuo a través de Gestor Autorizado. 6.2.5.5 Envío de los gases que contienen SH2 a las Unidades de aminas La fase vapor proveniente de los separadores de alta presión se envía a la Unidad de aminas bajo control de presión, en concreto al scrubber de alta presión. El gas limpio obtenido se emplea como reciclo. De la cabeza del stripper se envía a un sistema de aminas de baja presión, donde se depura el gas y es enviado al sistema de gas de coquización para su utilización como combustible en los hornos. 6.2.5.6 Documentación de referencia: • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo” (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.4.1. Descripción de la Unidad N1. − II.3.4.2. Descripción de la Unidad N2. − VI.1.1.2. Anexo 2. Validación diaria del balance de combustibles gaseosos en el SPC-NT. − VI.1.3. Control y seguimiento de las emisiones de SO2 (Efecto Burbuja). − VI.1.4. Control las emisiones procedentes de combustión. • Cálculo On-line de la eficiencia de hornos y calderas. • Procedimiento para el cambio de catalizadores en una Unidad de hidrodesulfuración. • Realización de Test a Hornos. 6.2.6 MTDs en Merox de GLP Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a la nueva Unidad Merox de GLP asociada a la Unidad de coquización retardada (ver apartado 5.4.1.1 del PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 113 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL presente documento) son las siguientes (incluidas en el apartado 4.3.5 “Tratamiento de productos” de la Guía de MTDs del Refino). − Purga de aire en el separador de disulfuros − Fugas de COVs − Cáustico gastado − Corriente de disulfuros A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.6.1 Purga de aire en el separador de disulfuros Del separador de disulfuros se separa una corriente gaseosa que es una mezcla de arrastres de GLP, disulfuros gaseosos y aire. Esta corriente se mezcla con gas de coquización para bajar la concentración de oxígeno y así estar por debajo de su límite inferior de explosividad. La mezcla junto con el gas de coquización de dilución se envía al equipo de combustión de la Planta de recuperación de azufre. 6.2.6.2 Fugas de COVs Las bombas de esta Unidad constan de doble cierre mecánico, ya que las especificaciones de diseño de PETRONOR establecen que todas las bombas que trabajen con hidrocarburos ligeros (pentano e inferiores) deberán contar con doble cierre mecánico y alarma de fallo con conexión de recogida de fugas a sistema de antorchas o zona segura (en ausencia de aquella). El personal de la Unidad realizará inspecciones periódicas de diferentes zonas de la Unidad para comprobar el buen estado de la misma verificando, entre otras cosas, que las válvulas del conjunto estén operativas y sin fugas apreciables por prensas o bridas; que estén todos los tapones colocados en venteos y drenajes existentes, etc. y en general, asegurar que no haya escapes por aquellos puntos identificados como críticos en cuantos a fugas. Además, el Departamento de Inspección Estática tiene como rutina la comprobación de que las válvulas de seguridad estén correctamente identificadas, con precinto y sin fugas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 114 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.6.3 Cáustico gastado 6.2.6.3.1 Recuperación al máximo • Prelavador : Sosa 10ºBé El sulfuro sódico, producto de la reacción entre SH2 y NaOH, queda en la solución de sosa, degradándola progresivamente y obligando a cambiarla periódicamente o cuando se detecte SH2 en la corriente de salida del recipiente prelavador. Periódicamente se envía sosa al Laboratorio para controlar principalmente el % de sosa gastada. La sosa se considera gastada cuando el valor de dicho parámetro es 12-15%. La sosa gastada se drena por el fondo y al no ser regenerable, se envía al tanque de sosa gastada de la Unidad. • Extractor de Mercaptanos/Sedimentador: Sosa 20ºBé La sosa de este sistema no se drena rutinariamente. Se realiza cuando las pérdidas del sistema lo aconsejan (pérdida de nivel: sello en la torre) ó cuando la calidad de la carga (altos contenidos en mercaptanos) lo aconseje. La sosa se regenera en la Unidad mediante un oxidador y un separador de disulfuros y un lavado con nafta. La sosa regenerada se recircula al Extractor. 6.2.6.3.2 Inyección en desaladores El tanque M6-TK-2 se destina para almacenar la sosa gastada procedente del Extractor cuyo consumo se realizará, básicamente, en las Unidades de crudo como inyección previa al desalador para controlar el pH de cabeza de la fraccionadora y evitar la corrosión. 6.2.6.3.3 Gestión como agua residual o residuo La sosa gastada que es inyectada a la Unidades de crudo es arrastrada por el agua que se separa en los desaladores y en el botellón de cabeza y sigue el camino correspondiente a la misma, que implica ser tratada en la Planta DAR como agua residual que será recuperada. 6.2.6.4 Corriente de disulfuros: reciclado Los disulfuros, separados junto a la nafta, salen por la parte superior del separador de disulfuros y se envían a la Unidad de HDT de nafta de coquización, donde se depura la nafta (y se devuelve al sistema) transformando los disulfuros en GLP y gas SH2. Este último es enviado a la Unidad de recuperación de azufre SR6 donde es transformado en un producto comercial. 6.2.6.5 Documentación de referencia: • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 115 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.5.1. Descripción de la Unidad de M1. − II.3.5.2. Descripción de la Unidad de M3. 6.2.7 MTDs en Viscorreducción Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a la Unidad reductora de viscosidad existente que será modificada con el Proyecto URF (ver apartado 5.4.1.3.1 del presente documento) son las siguientes (incluidas en el apartado 4.3.7 “Viscorreducción” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones atmosféricas por la combustión en horno. − Fugas y limpiezas − Aguas ácidas − Residuos − Utilizar técnicas de alta conversión térmica A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.7.1 Emisiones atmosféricas por la combustión en horno 6.2.7.1.1 Realización del balance de azufre Existe un monitoreo continuo de las emisiones de SO2. Las emisiones de SO2 se calculan como la media ponderada de la masa contaminante emitida por todas las Unidades de combustión respecto a la suma del volumen de efluentes gaseosos, referidos éstos en las mismas condiciones que se fijan en el R.D. 430/2004. Por lo tanto lo dicho aquí es aplicable a todas las Unidades donde se queme combustible. Los hornos de las Unidades de viscorreducción pueden ser alimentados con combustible líquido y gas de Refinería. El fuelóleo se formula y almacena en el tanque definido para el caso. El sistema de formulación y distribución de fuelóleo acondiciona el combustible para alimentar a las calderas y hornos de la Refinería. El fuelóleo preparado se elabora con las mezclas de crudos adecuados para ajustar entre otros parámetros el contenido de azufre, cumpliendo, de este modo, los límites de SO2 establecidos. Para realizar el balance de combustible y azufre se utilizan las cantidades de combustible interno consumidas validadas por el Dpto. de Energías y Efluentes y los datos de laboratorio (al menos una vez por día se analiza el % de S del tanque de FO). Los combustibles gaseosos resultan exentos de azufre gracias al adecuado funcionamiento de las Unidades de aminas. Para verificarlo, en cada turno se analiza el gas de salida de estas Unidades para determinar su contenido en SH2. Si llegara a resultar alto debido a algún problema en el proceso se avisaría inmediatamente al PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 116 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Dpto. de Programación y Optimización para que tomara las medidas necesarias para evitar la emisión de SO2 en exceso. La red de gas combustible dispone de un aporte adicional de propano exento de azufre para complementar las necesidades de combustible, en el caso que sea necesario, para ajustar el porcentaje de azufre medio equivalente del combustible total. El Dpto. de Calidad y Medio Ambiente asesora la gestión de la formulación y control del combustible en materia de contaminación atmosférica, vigila y controla los resultados de las concentraciones de SO2 y elabora los Informes y Registros Medioambientales. Petronor está llevando a cabo un programa de progresiva sustitución de combustible líquido por gas natural y otros combustibles gaseosos que permitirían reducir sustancialmente las emisiones de azufre. 6.2.7.1.2 Mejora de la eficiencia energética La carga se controla a la entrada de cada uno de los hornos con las válvulas de carga, diversificándose por cada uno de los dos pasos de que dispone cada horno. Existe una aplicación para distribuir automáticamente el flujo por cada uno de los pasos, en función de las temperaturas de salida del producto por cada uno de ellos. La sección de convección de ambos hornos, se utiliza además de para precalentar la carga, para recalentar el vapor de 250# generado en las calderetas de la Unidad. Este vapor, después de recalentado, se emplea como vapor de stripping en la torre fraccionadora y la torre agotadora. El exceso se aporta al colector de 250# de la Unidad. Cada uno de los hornos dispone también de un serpentín por donde circula agua de alimentación de calderas. En la zona convectiva de cada horno van situadas tres filas de sopladores, cada una de ellas con 10 sopladores (30 sopladores por horno). El objeto de estos sopladores es el de arrastrar el hollín depositado en la pared externa de los tubos, manteniendo así una transferencia eficaz de calor. Para aprovechar el calor residual de los gases de combustión a la salida de las zonas de convección, ambos hornos disponen de un sistema común de precalentamiento del aire necesario para la combustión. El sistema consta de una soplante de aire de tiro forzado y una extractora de humos de tiro inducido. 6.2.7.1.3 Utilización de combustible con bajo azufre Como se explicó anteriormente, el combustible líquido (fuelóleo) de uso interno se formula para cumplir con el dictamen de la legislación sobre emisión de SO2. Está prevista la progresiva sustitución del combustible líquido por gaseoso. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 117 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.7.1.4 Desulfuración de los gases de combustión Como se explicó anteriormente, el combustible líquido (fuelóleo) de uso interno se formula para cumplir con el dictamen de la legislación sobre emisión de SO2. Esto hace que no sea necesaria la desulfuración de los gases de combustión. 6.2.7.1.5 Empleo de tecnología en el control de la combustión El aire de combustión se controla mediante una soplante, que dispone de un damper en la succión. La extractora de humos lleva en la succión un damper de persiana que actúa con la señal que recibe del controlador de presión. Este controlador de presión toma la señal más baja del tiro existente en el techo de radiación de cada cámara. Existe una aplicación en panel de control que establece las temperaturas de operación en los hornos están en función de la cantidad de carga y del contenido de insolubles en Heptano existente en la misma (parámetro de caracterización de la carga). 6.2.7.1.6 Mantenimiento adecuado de los quemadores Existe un procedimiento en PETRONOR que indica como debe utilizarse la curva Consumo fuelóleo/presión de Trabajo para obtener el valor óptimo de presión a la que deberían quemar los mecheros si estuvieran limpios. La diferencia entre esta presión óptima y la real de ese momento indica el grado de ensuciamiento de los mecheros. Se identifican los mecheros que producen una mala combustión y se limpian, arreglan o cambian si fuera necesario. Esta práctica unida a las limpiezas rutinarias da como resultado un perfecto estado de funcionamiento de los mecheros. 6.2.7.1.7 Combustibles con bajo nitrógeno Actualmente no se realiza ningún análisis (aunque las bases de datos de los crudos empleados en la formulación del fuelóleo planta proporcionan datos experimentales) de N del combustible quemado, pero se sabe que no es una variable crítica en la emisión de NOx monitoreada. 6.2.7.1.8 Seguimiento y Control de emisiones de NOx Existe un monitoreo continuo del NOx emitido. El seguimiento y control de las emisiones de NOx se realizan por los analizadores instalados en las diferentes chimeneas. Existe un control del exceso de oxígeno empleado en la combustión en todos los hornos. Esta variable está relacionada con la cantidad de aire y por lo tanto con la cantidad de óxidos de nitrógeno que se generan en la combustión. El ajuste de la combustión minimiza los NOx formados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 118 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.7.2 Fugas y limpiezas. Buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento La Unidad dispone de un tren de cambiadores de calor carga/fondo en paralelo y cada uno de ellos está compuesto a su vez por intercambiadores en serie. En caso de ser necesario, uno de los cuatro trenes se encuentra de reserva o en fase de limpieza (ya que se requiere un mantenimiento frecuente en estos equipos) para mantener la eficiencia del servicio. Las líneas que llevan la corriente de fondo disponen de orificios de restricción para evitar su atascamiento cuando no estén en servicio. 6.2.7.3 Aguas ácidas: planta tratamiento aguas ácidas y recirculación a desalador Por cabeza de la torre fraccionadora se obtiene una mezcla de gases, nafta sin estabilizar y vapor de agua. Este último, tras condensar, es enviado en control de nivel a cualquiera de los strippers de aguas ácidas (TF3/TV3/TH3). Una vez eliminado el NH3 se envía a la Planta DAR y/o a los Desaladores de Crudo 1/2. 6.2.7.4 Residuos • Reducción de la formación de carbón en tubos del horno mediante el control del contenido de sodio de la carga o el empleo de aditivos Las características de la carga procesada en esta Unidad supone que tengan propensión a la formación de una capa indeseada de carbón (coque) sobre la superficie interna de los tubos, lo que provoca ineficiencia energética y hasta fallo del material. Los hornos están dispuestos de forma conveniente, para proceder a su decoquización térmica o mecánica, con el equipamiento auxiliar necesario. Asimismo los residuos generados en esta operación puntual de decoquizado (limpieza de tubos) son tratados por gestores. 6.2.7.5 Utilizar técnicas de alta conversión térmica Cada horno de conversión dispone de dos cámaras, pasando la carga en primer lugar por la zona de convección común, tomando el calor de los gases de combustión y posteriormente por la zona de radiación de la cámara "Heater", continuando por la zona de radiación de la cámara "Soaker", siendo en ambos casos, sus flujos en sentido ascendente. Existe una entrada de vapor de 600# a los serpentines de los hornos, con flujo controlado, que se puede utilizar en el caso de que el flujo de alimentación a los hornos disminuya por debajo de un mínimo de su capacidad normal, con objeto de regular la velocidad del flujo y como consecuencia, el tiempo de residencia, obteniendo los productos adecuados. 6.2.7.6 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 119 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.6.1. Descripción de la Unidad de VB3. − VI.1.1.1. Anexo 1. Validación diaria del balance de Fuelóleo planta en el SPCNT. − VI.1.1.2. Anexo 2. Validación diaria del balance de combustibles gaseosos en el SPC-NT. − VI.1.3. Control y seguimiento de las emisiones de SO2 (Efecto Burbuja). − VI.1.4. Control las emisiones procedentes de combustión. • Cálculo On-line de la eficiencia de hornos y calderas. • Generalidades sobre Hornos. Manual de Montaje, Operación y Mantenimiento de Quemadores de Hornos de Proceso. Diagnostico de Problemas de la Combustión. • Realización de Test a Hornos. 6.2.8 MTDs en Hidrogenación de Butadienos Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a la nueva Unidad de hidrogenación selectiva de la fracción C4 (ver apartado 5.4.1.2.1 del presente documento) son las siguientes (incluidos en el apartado 4.3.4 “Hidrodesulfuración e hidrotramiento” de la Guía de MTDs del Refino): − Fugas, derrames y escapes de polvo de catalizador. − Producción de catalizador gastado − Emisiones de COVs A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.8.1 Fugas, derrames y escapes de polvo de catalizador Previo a la carga, los bidones se almacenan en posición vertical, en un lugar protegido del sol, lluvia y humedad y en un espacio suficientemente amplio alrededor de los Reactores (acceso fácil y manejo cómodo del Catalizador). Se prevé el equipo necesario para proteger el Catalizador de la lluvia en la etapa de llenado. Es obligatorio el uso de gafas y mascarilla durante las operaciones de carga/descarga para proteger del polvo, ojos y pulmones. Se bajan las bolas de alúmina, hasta la rejilla soporte del fondo del Reactor, se descargan y nivelan manualmente. Se comienza a meter Catalizador, mediante tolva y manguera flexible de carga (para evitar el deterioro del Catalizador). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 120 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La descarga del catalizador gastado se realiza por gravedad. La descarga por gravedad se utiliza, fundamentalmente, con lechos inferiores o cuando todo el lecho o lechos catalíticos son del mismo tipo de catalizador y no hay interés en separarlos. La empresa contratada realiza la carga y descarga del catalizador con procedimientos adecuados y con buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento, bajo la supervisión de Personal Técnico de PETRONOR. 6.2.8.2 Catalizador gastado El catalizador utilizado es a base de paladio. La forma activa del paladio es su forma reducida. Por lo tanto, será necesaria la reducción del catalizador en cada arranque de la Unidad con catalizador nuevo o regenerado. Por otro lado, cuando se aprecia que el catalizador no es eficiente porque el producto no cumple especificaciones, no alcanzando los fines que su diseño busca, aún con la máxima temperatura de entrada, se hace necesario someterlo a un procedimiento de reactivación, para eliminar los inhibidores temporales que hayan podido ser arrastrados en la alimentación de carga, o el propio hidrógeno de aporte. Tanto en uno como otro caso, a fin de regenerar el catalizador, la Unidad dispone de las necesarias aportaciones de N2 e H2, controladas y un calentador con vapor de 250#, hasta que el fluido circulante alcance los 150ºC, que aproximadamente se requieren para este proceso. Una vez que la actividad del catalizador no es recuperable, se procede al envío del catalizador gastado a una empresa de recuperación del Paladio para su reutilización en la fabricación de catalizador fresco. 6.2.8.3 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponsibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − Carga de catalizador en los reactores de la Unidad BD6 − Procedimiento para el cambio de catalizadores en una Unidad de hidrodesulfuración. 6.2.9 MTDs en Recuperación de Gases Las emisiones al aire asociadas a la nueva Unidad de recuperación de gases asociada a la Unidad de coquización retardada (ver apartado 5.4.1.1 del presente documento) son las siguientes (incluidos en el apartado 4.3.14 “Procesos de separación de gases” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones de COVs PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 121 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.9.1 Técnicas y operaciones para minimizar la emisión de COVs La salida de gases por control de operación es la que se realiza en el acumulador de carga y los acumuladores de cabeza de la desetanizadora y despropanizadora. Sin embargo, el alivio de la presión se realiza al sistema de gas de coquización. No existen venteos a atmósfera. El propano y butano que se obtienen como producto se almacenan en esferas previo paso por la Unidad de desulfuración de GLP. Esta Unidad posee una sección de recuperación de gases que consta de dos absorbedores. Los gases entran al absorbedor primario por su parte inferior en contracorriente con el líquido absorbente, Nafta pobre de fondo del Stripper de Naftas. Los gases de cabeza, cuyo contenido en butano ya es pequeño, constituyen la alimentación al absorber secundario. En el absorbedor secundario se aumenta la recuperación de propano y butano, así como también se retira de la corriente gaseosa componentes como pentanos y hexanos procedentes del arrastre de nafta del absorbedor primario. Los gases provenientes de la cabeza del absorbedor primario entran como carga por la parte inferior de la torre en contracorriente con el líquido absorbente que es gasóleo de la propia Unidad de coquización. Los gases de cabeza, de los que se ha eliminado la mayor parte del propano, salen bajo control de presión a gas de coquización. Las bombas de esta Unidad constan de doble cierre mecánico ya que las especificaciones de diseño de PETRONOR establecen que todas las bombas que trabajen con hidrocarburos ligeros (C5 e inferiores) deberán contar con doble cierre mecánico y alarma de fallo con conexión de recogida de fugas a sistema de antorchas o zona segura (en ausencia de aquella). El personal de la Unidad realizará inspecciones periódicas de diferentes zonas de la Unidad para comprobar el buen estado de la misma verificando, entre otras cosas, que las válvulas del conjunto estén operativas y sin fugas apreciables por prensas o bridas; que estén todos los tapones colocados en venteos y drenajes existentes, etc. y en general, asegurar que no haya escapes por aquellos puntos identificados como críticos en cuantos a fugas. Además, el Departamento de Inspección Estática tiene un programa para la comprobación de que las válvulas de seguridad estén correctamente identificadas, con precinto y sin fugas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 122 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.9.2 Integración térmica con otras Unidades de proceso La carga a la Unidad se hace de forma directa desde otras Unidades de proceso, es decir, en caliente. El accionamiento del compresor dispone de un sistema de velocidad variable que permite ajustar el gas bombeado a las Unidades reales del proceso sin consumo energético adicional. El sistema alternativo habitual consistiría en laminar el gas comprimido desde la impulsión a la aspiración. Asimismo, este gas laminado es enfriado en un cambiador mediante agua de refrigeración. 6.2.9.3 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.11.2. Descripción de la Unidad B2. 6.2.10 MTDs en Almacenamiento y Manipulación de Productos Las potenciales emisiones al aire, al agua y al suelo y la producción de residuos procedentes del parque de tanques asociado al URF (ver apartado 5.4.2.1.2 del presente documento) son las siguientes (incluidos en el apartado 4.4.1 “Almacenado y manipulación de productos en refinerías” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones de COVs − Fugas líquidas − Lodos A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. El tratamiento y manejo de productos almacenados en el Proyecto URF es idéntico a los de Refinería. En el apartado V.21. “MTDs en Almacenamiento y Manipulación de Productos” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se analizan estas MTDs. Cabe destacar, no obstante, que en los nuevos tanques se usará inertización por nitrógeno para evitar la degradación por polimerización de los productos almacenados procedentes de la Unidad de coquización sin haber recibido tratamiento previo. El sistema consiste en mantener una atmósfera de nitrógeno entre la superficie de líquido almacenado y el techo del tanque. Se inyecta nitrógeno a una presión reducida. El consumo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 123 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL se produce por las variaciones de nivel del tanque en las operaciones de vaciado/llenado y en las compensaciones de dilatación del producto por temperatura. El tanque dispone de válvulas de seguridad y dispositivos de control de buen funcionamiento. 6.2.10.1 Emisiones de COVs 6.2.10.1.1 Minimizar el número y volumen de tanques: mezclado en línea, integración de proceso, cooperación con otras industrias La refinería cuenta con tanques de productos intermedios para poder tener flexibilidad en la programación pero todas las Unidades están preparadas para recibir la carga en caliente procedente de las Unidades aguas arriba de forma que se minimiza la utilización de tanques de productos intermedios para alimentación a Unidades. 6.2.10.1.2 Programa de mantenimiento preventivo de todos los equipos El Plan de Mantenimiento Preventivo establecido en PETRONOR (ver Anexo IV) se basa en los estudios realizados tendentes a determinar las necesidades de los equipos en su contexto operativo. Aplica a equipos dinámicos, eléctricos, instrumentación y estáticos. Específicamente, en el parque de tanques existe un calendario anual de mantenimiento que implica una revisión de todos los tanques y reparación (fuera de servicio) de los establecidos por el calendario. 6.2.10.1.3 Control avanzado de procesos, alarmas de llenado, etc. Existe un software para controlar el llenado y vaciado de tanques. En refinería todos los tanques tienen un sistema de medición automático de nivel con lectura local y en la Sala de Control de tanques y están dotados de Indicadores de Temperatura Local y de una Sonda de Temperatura que envía la lectura al sistema informático S.D.M. del TDC-3000 de la Sala de Control de Tanques y Terminal Marítima. En todos los tanques y esferas existe: − medición del nivel actual − alarma de bajo nivel − alarma de muy bajo nivel − señal de nivel máximo de operación − alarma de alto nivel − alarma de muy alto nivel independiente y digital − paro por alto nivel − paro por bajo nivel PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 124 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.10.1.4 Programa de detección y reparación de fugas (LDAR) Todos los tanques de techo flotante disponen de un Sistema de Espuma de Contra Incendios que se distribuye a la zona del sello del tanque y un Detector de Fuegos. Para evitar sobrellenados y reboses, todos los tanques y esferas disponen de Alarma de Alto Nivel (LAH) y de Muy Alto Nivel (LAHH). En la vertical y envolvente de las esferas se encuentran instalados unos sensores de Gas y de Fuego. Los sensores de fuego son de tipo termovelocimétricos. Existe una red de piezómetros que permite detectar si se producen fugas de líquido de los tanques en alguna zona de la refinería. Los últimos tanques instalados se construyeron según la nueva legislación y por lo tanto poseen drenajes en el asiento que permiten detectar la salida de producto debido a alguna fuga del fondo del tanque. El Departamento de Tanques realiza un seguimiento exhaustivo de los niveles de los tanques para detectar aquellos que se modifican sin razón y que puedan estar indicando posibles fugas. 6.2.10.1.5 Elección de válvulas y accesorios de bajo nivel de fugas El diseño de las válvulas de seguridad se realiza de acuerdo al API-RP-520 y 521 (API-RP American Petroleum Institute Recommended Practices) y el tarado de la presión de disparo, nivel de fugas admisible, mantenimiento, inspección y reparación de acuerdo al API std 510 (American Petroleum Institute Standard). Se dispone de un software de desarrollo propio para controlar el funcionamiento de las válvulas de seguridad en el que se establecen: − Ciclos de inspección − Registro de disparos cuando se desmontan − Nivel de fugas En función de los resultados y seguimiento se revisan los programas de inspección y las frecuencias, y se inician estudios de mejora. El Departamento de Inspección revisa con la planta en operación, el nivel de fugas de las válvulas de seguridad, de acuerdo a un programa. 6.2.10.1.6 Eliminar completamente venteos y purgas a la atmósfera (deben de ir al sistema de antorcha) El Sistema de Antorchas se ha diseñado con el fin de poder recibir los caudales de hidrocarburos, tanto líquidos como gases, que puedan ser liberados en cualquier circunstancia de proceso, normal o de emergencia y a su vez, quemar los gases en PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 125 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL condiciones seguras, tanto de las instalaciones, como del entorno. No existe venteo de hidrocarburos a atmósfera salvo en el caso de esferas que por reglamento están diseñadas para evacuar a atmósfera como medida de seguridad frente a incendios. 6.2.10.1.7 Adecuación de los tanques a los productos, según su presión de vapor, etc. (materia legislada) Los criterios constructivos de los tanques de almacenamiento vienen definidos por el producto a almacenar y por las presiones que estos depósitos tienen que soportar en su funcionamiento normal. Está establecido en el Reglamento del Complejo que los productos se almacenen en tanques de acuerdo a su presión de vapor, por lo tanto, existen esferas para almacenar propano, butano y propileno; tanques de techo flotante para Gasolinas, Naftas, Disolventes, Alquilato, MTBE, Metanol, Tolueno, Crudos y sus mezclas, Queroseno y Jet-Fuel y tanques de techo fijo para aquellos productos poco volátiles como el Fueloil, Diesel y Gasoil. La clasificación según la Presión de vapor es la siguiente: PRESIÓN DE VAPOR PRODUCTO TIPOS DE TANQUE EMPLEADOS Siempre que sea: Propano Esferas Propileno Cilindros 2 > 1 kg/cm Butano Menor de 1 kg/cm2 Crudo Techo Flotante y Gasolinas Techo Flotante Interno Mayor de 0 kg/cm2 Naftas Queroseno Despreciable (Prácticamente 0 kg/cm2) Gasoil Techo Fijo Fueloil (algunas veces calorifugados y aislados) Asfaltos 6.2.10.1.8 Dobles techos en los tanques de techo flotante y sellado de alta eficiencia Existe doble sello en algunos tanques de techo flotante y tanques con techo flotante interno para evitar el paso de agua al producto y la pérdida de producto por evaporación. 6.2.10.1.9 Carga y descarga de los tanques por el fondo Los tanques se diseñan para que sean cargados y descargados por el fondo y sólo en el caso de tanques de crudo el nivel de succión de las bombas puede ser modificado para evitar la succión de agua hacia el proceso. 6.2.10.2 Fugas líquidas: adecuado mantenimiento y operación Todos los tanques se encuentran ubicados dentro de grandes taludes, llamados cubetos de contención, los cuales, en caso se producirse derrames o fugas de producto, permiten su PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 126 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL confinación y recuperación, para su posterior tratamiento en el Planta DAR, haciendo posible su reprocesamiento. 6.2.10.3 Lodos: gestor autorizado Todas las salidas de residuo se producen a través de un gestor autorizado. 6.2.11 MTDs en Producción de Hidrógeno Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a la Unidad de producción de hidrógeno (H4) existente que será modificada con el Proyecto URF (ver apartado 5.4.2.2.1 del presente documento) son las siguientes (incluidas en el apartado 4.4.2 “Producción de hidrógeno” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones atmosféricas por la combustión en horno − Catalizador gastado − Purga del proceso de PSA En el apartado V.22. “MTDs en Producción de Hidrógeno” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se analizan estas MTDs. Debe indicarse, no obstante, que el aumento de capacidad de producción en base a nuevo reactor en serie con el actual es, en sí mismo, una MTD frente a otros métodos de incremento de producción de hidrógeno en una Unidad existente. 6.2.11.1 Combustión en hornos 6.2.11.1.1 Mejora de la eficiencia energética La reacción de reformado se lleva a cabo en la sección de radiación del Horno H4-H-1, en donde la mezcla de gas y de vapor pasa en circulación descendente a través de 104 tubos rellenos de un catalizador de níquel. El horno consta de 40 mecheros que quemarán FuelGas y Gas de purga (este último procedente de la propia unidad) situados en la parte superior de la zona de radiación, y cuya llama está dirigida verticalmente hacia abajo, paralela a los tubos del catalizador. El calor de los gases de combustión que abandonan la zona radiante, es recuperado en la zona convectiva del horno en diferentes etapas de intercambio térmico; el recalentador de la alimentación, el precalentador de la alimentación, la caldera de vapor, el precalentador de alimentación al primer reactor y finalmente los dos precalentadores de aire de combustión, con un economizador entre ellos. Con ello se consigue mejorar la transferencia de calor para los precalentadores de aire y permitir una temperatura aceptable a la salida de la chimenea. El gas de combustión es descargado a la atmósfera mediante el extractor de gases de combustión del horno de reformado por la chimenea de salida del horno. El tiro de la zona radiante del horno se mantiene mediante el extractor de gases de combustión, controlado por medio del damper o persianas de control. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 127 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La cantidad de aire de combustión se controla a efectos de asegurar que no haya inquemados, evitando una combustión subestequimétrica. El aire en exceso es por diseño el 10% del estequiométrico. El oxígeno no utilizado se puede medir en el analizador en el gas de combustión. La presión del aire de combustión se obtiene mediante la soplante de aire de combustión. 6.2.11.1.2 Control Avanzado de la Combustión En la Unidad H4 el horno cuenta con un sistema avanzado de control de tecnología DMC (Dynamic Matrix Control) que controla la temperatura de salida de los mismos regulando la presión de Fuel-Gas a los mecheros. El otro combustible (gas de purga) procede de la etapa de purificación de hidrógeno de la misma Unidad. 6.2.11.1.3 Seguimiento y Control de emisiones de NOx Existe un monitoreo continuo del NOx emitido. El seguimiento y Control de las emisiones de NOx se realizan por los analizadores instalados en la chimenea existente. Existe un control del exceso de oxígeno empleado en la combustión en todos los hornos. Esta variable está relacionada con la cantidad de aire y por lo tanto con la cantidad de óxidos de nitrógeno que se generan en la combustión. El ajuste de la combustión minimiza los NOx formados. 6.2.11.1.4 Mantenimiento adecuado de los quemadores Existen rutinas de mantenimiento de quemadores, así como revisiones periódicas de todos los mecheros, quitando y limpiando los que presenten alguna anomalía en su funcionamiento para asegurar una correcta combustión. 6.2.11.2 Catalizador gastado: gestor de residuos autorizado (cada 4-5 años) Las modificaciones debidas al Proyecto URF sobre la Unidad de hidrógeno H4 no suponen un cambio en el tipo de catalizador. La Unidad trabaja con los mismos tipos de catalizadores que hasta ahora. Tan sólo hay un incremento en el inventario del catalizador de reformado. Para la eliminación de azufre y olefinas de la carga, las Unidades cuentan con un reactor de dos lechos. El lecho superior contiene un catalizador de Cobalto-Molibdeno, que convierte los sulfuros orgánicos en SH2, en presencia del H2. En el lecho catalítico inferior, a base de óxido de cinc, el SH2 se transforma en sulfuro de cinc. El catalizador a base de níquel de los tubos de los hornos de reformado, una vez gastado, es gestionado por una empresa autorizada que se encarga de recuperar el níquel del mismo. En los Convertidores de Alta Temperatura el catalizador es de oxido de hierro, y en ellos se lleva a cabo la mayor parte de la conversión. En los segundos reactores, se transforma el CO residual en CO2, en presencia de un catalizador a base de óxidos de cobre y cinc. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 128 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL También en este caso es una empresa autorizada la que se encarga de gestionar el catalizador gastado como residuo. La empresa contratada realiza la carga y descarga del catalizador con procedimientos adecuados y con buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento, bajo la supervisión de Personal Técnico de PETRONOR. 6.2.11.3 Recuperación de la purga del proceso de PSA como gas combustible La tecnología de PSA se utiliza para eliminar las impurezas del gas del reformador. Esto se consigue mediante tamices moleculares y carbón activo que absorben los contaminantes en la matriz del lecho de carbón, y permiten el paso del hidrógeno. Con el fin de regenerar el lecho, el absorbedor se despresuriza. Esto libera los contaminantes absorbidos en la matriz del lecho. Una vez presurizado el absorbedor se halla en condiciones de ser nuevamente utilizado. Los contaminantes liberados a baja presión son recogidos en el tanque pulmón y son utilizados como parte del combustible necesario para el horno de reformado H4-H-01. 6.2.12 MTDs en Sistemas de Refrigeración 6.2.12.1 Reducción de las necesidades globales de enfriamiento mediante un estudio de optimización de calor (integración térmica) Las unidades de la refinería afectadas por este Proyecto (nuevas y modificadas) se han diseñado maximizando la integración energética dentro de la unidad y con las Unidades anejas que las suceden. La integración energética es un objetivo estratégico de PETRONOR, dado su compromiso con la eficiencia energética y el Medio Ambiente. Por ello, PETRONOR, dentro de su programa anual de inversiones, realiza continuamente estudios de ahorro energético e inversiones que tiene como fin un mejor aprovechamiento del calor entregado a las corrientes de proceso con el fin de minimizar el consumo de combustible en hornos y calderas. Algunos ejemplos de estas técnicas son: 6.2.12.1.1 Condiciones generales de diseño Se han realizado mejoras de control del proceso en el tren de precalentamiento de todas las Unidades para mejorar la recuperación de calor. 6.2.12.1.2 Unidades nuevas: ejemplos particulares Se ha realizado un estudio de viabilidad técnico-económico para la recuperación de la entalpía de los humos, concluyendo en la incorporación de una etapa de generación de vapor de agua de 250# en la sección convectiva del horno de la Unidad de coquización, y deun precalentador del aire de combustión. Sin embargo, el reducido tamaño del horno de naftas imposibilita la adopción de estas sinergias. En la Unidad de coquización se ha diseñado el tren de intercambio y precalentamiento de carga basándose en el máximo área de intercambio de los casos de funcionamiento previsto. Así se recupera la mayor parte del contenido térmico de las corrientes de proceso. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 129 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Los reboiler de las Unidades de coquización son de tipo “dual”. El aporte principal procede de corrientes de proceso, y se emplea el vapor como fluido calefactor de apoyo. Se ha instalado un equipo calentador de agua de alimentación a calderas utilizando el gasóleo pesado producto, un equipo generador de vapor de media presión con la corriente pump around de la misma corriente y un equipo para generar vapor de 50# con la corriente de gasóleo ligero. Se ha considerado la recuperación de calor del gas de cola de las Plantas de recuperación de azufre SR6 A/B. 6.2.12.1.3 Unidades modificadas Se ha realizado un profundo estudio de integración energética en la modificación de la Unidad VB3, que se ha materializado en: 1. La optimización del tren de precalentamiento de carga, disponiendo de un tren completo en stand-by, que se podrá limpiar sin necesidad de parar la Unidad. 2. Reutilizar un cambiador existente, que permite generar vapor de 250# recuperando así el calor de la corriente que iría a tanques de almacenamiento o a la Unidad aguas abajo (FCC). A continuación, el exceso de energía es emitido al ambiente vía etapas de refrigeración, hasta ajustar la temperatura a los valores adecuados. 3. La Unidad VB3 emplea un escalón adicional de refrigeración de corriente de hidrocarburos viscosos (agua atemperada) que optimiza los sistemas de refrigeración actuales. La alternativa al empleo de un circuito cerrado de agua atemperada es un sistema de aerorefrigeradores con inyección de VAPOR, para calentar el aire que se incorpora a la entrada al aerorrefrigerador y que enfría el producto. Este circuito de agua se ha incrementado respecto al sistema actualmente existente y se emplea en la corriente de “excesos de carga” y en las corrientes de gasóleos (ligero y pesado) de salida de la Unidad de coquización. Este sistema de agua atemperada debe emplearse en corriente de hidrocarburos con viscosidad alta a baja temperatura, debido a las dificultades de homogeneización de flujo en el equipo. Las modificaciones de la Unidad productora de hidrógeno H4 está orientada a aprovechar al máximo el calor del gas de proceso (salida del reformador) para incrementar la producción del 25% adicional de hidrógeno a costa de generar vapor. Ahora se ha optimizado y reducido la producción de vapor. 6.2.12.2 Potenciar el aprovechamiento de calor mediante esquemas de utilización de fluidos de más bajo nivel de temperatura En general se utiliza la fuente de calor mínima requerida para lograr el objetivo de la Unidad, sin embargo, al igual que en el punto anterior, se han realizado estudios para analizar la posibilidad de utilizar vapor de 50# en equipos que operan habitualmente con vapor de 250#, como por ejemplo, en la Unidad de coquización, el reboiler de la torre de destilación PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 130 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de las Unidades de concentración de gases. En ese sentido, el reboiler de la regeneradora de aminas emplea vapor de 50#. 6.2.12.3 En el diseño, considerar el máximo de refrigeración por aire Se encuentra incluido en las bases de diseño de los nuevos proyectos de construcción de plantas de proceso. La temperatura de referencia a la salida de los aerorefrigeradores, en condiciones de diseño, es de 48ºC o de 51ºC, según sea requerido o no un enfriador con agua de refrigeración. El valor final de temperatura de salida es el resultado de una optimización técnica y económica, basada en minimizar la refrigeración por agua. A fin de optimizar la eficiencia energética, en general los ventiladores de los aerorrefrigeradores y de las torres de refrigeración disponen de variadores de velocidad (variador eléctrico de frecuencia). En particular, y como ejemplo, los aerorrefrigeradores del sistema de Blow down de la Unidad de coquización son de tipo ON/OFF (adaptándose aún más al modo de operación de esta sección) o la mitad del grupo de ventiladores son ON/OFF y la mitad disponen de variadores de frecuencia. 6.2.12.4 Minimizar todo tipo de fugas y derrames, mediante adecuado mantenimiento y operación Para detectar las posibles fugas de hidrocarburos de las Unidades que utilizan agua de refrigeración, todas las torres de refrigeración disponen de detectores de atmósfera inflamable con salida de alarma a la Sala de Control. 6.2.12.5 Segregar las aguas residuales de refrigeración de las de proceso En la Refinería de PETRONOR se encuentran segregadas los circuitos de aguas de procesos y aguas aceitosas, estas últimas (una vez tratadas en la DAR) son recuperadas en las torres de refrigeración. 6.2.12.6 Lodos: gestión por gestor autorizado Los lodos procedentes de las limpiezas de las celdas de las torres de refrigeración son tratados como residuos peligrosos y gestionados por una empresa autorizada. Este proceso se lleva a cabo con frecuencia anual si fuera necesario. 6.2.12.7 Eliminar (si existiera) la inyección directa No existe inyección directa. 6.2.12.8 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 131 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.4.3. Sistemas de refrigeración 6.2.13 MTDs en Sistemas de Producción de Energía Las emisiones al aire (incluidas en el apartado 4.4.4 “Sistemas de energía” de la Guía de MTDs del Refino) son las emisiones más abundantes asociadas a los Sistemas de Producción de Energía (ver apartado 5.4.2.4 del presente documento). A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.13.1 Sistema de gestión energética como parte del sistema de gestión medioambiental 6.2.13.1.1 Elaboración de informes sobre la eficiencia energética y los planes para su incremento. Se realizan informes mensuales del consumo y balance de: agua, condensado, vapor de 600#, vapor de 250#, vapor de 50#, gas de refinería, fuelóleo y energía eléctrica de toda la Refinería y de cada unidad, que se extenderán a las nuevas unidades de refinería. Se realiza un informe mensual de consumos y mermas donde se presentan, entre otras cosas, los índices de intensidad energética, los ahorros y su evolución en el tiempo. Existen informes de cada inversión que se realiza en la Refinería para incrementar la eficiencia energética, y a su vez, se realizan informes de seguimiento de las inversiones que se encuentran en fase operativa, de ejecución, pendientes y en estudio para analizar las mejoras u ahorros que se logran a partir de ellas. Existe además un Comité de Control donde se efectúa el seguimiento de inversiones y de acciones encaminadas a mejorar la eficiencia. 6.2.13.1.2 Participación en estudios de intercomparación acerca del consumo energético y benchmarking A nivel global, PETRONOR participa de los estudios de benchmarking internacional SOLOMON donde se refleja, entre otros índices, el índice de intensidad energética (IIE) del complejo y de las diferentes Unidades por separado. En ocasiones se ha contratado a empresas especializadas para realizar estudios energéticos en la Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 132 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL A nivel de REPSOL YPF existe una Comunidad de Práctica, enmarcada en el Proyecto de Gestión del Conocimiento, especializada en Hornos y Calderas y Consumos y Mermas. Esto implica que existe un grupo de personas que trabajan en un área de especialización u objetivo común, y se comunican con el motivo de colaborar, aprender, mejorar prácticas, encontrar y crear nuevos conocimientos en un área de negocio/servicio. Este grupo de personas trabaja en Red y poseen una herramienta de soporte para trabajar en equipo e intercambiar experiencias. 6.2.13.2 Mejora de la eficiencia energética 6.2.13.2.1 Aplicación de técnicas de producción eficiente de energía En PETRONOR opera una Unidad de cogeneración. El sistema de cogeneración es un ciclo simple, consistente en una turbina de gas-generador eléctrico con una potencia nominal de 38 MW, y una caldera de recuperación que en condiciones normales de operación, 15 ºC de temperatura ambiente y la turbina en carga base, es capaz de producir 86,4 t/h de vapor. Si la caldera trabaja en estas mismas condiciones pero con postcombustión, el vapor generado es de 141,7 t/h. Se va a instalar una nueva Unidad de cogeneración que empleará como combustible el gas procedente de la Unidad de coquización. Consiste en una turbina de gas y generador eléctrico de unos 40 MWe y una caldera de recuperación que producirá unas 80 t/h de vapor. La caldera dispondrá de la posibilidad de trabajar sola, para lo cual se instalará una soplante de aire y un divertir. También podrá trabajar con post-combustión. En la Unidad de FCC se ha instalado un Turbo-Expansor (F3-G-1), que es una máquina diseñada para producir energía eléctrica, aprovechando la presión y temperatura de los gases procedentes del Regenerador. Los hornos de toda la Refinería están diseñados de forma adecuada para producir energía de forma eficiente. Los nuevos hornos que se van a instalar emplearán gas de coquización como combustible, alcanzando la máxima eficiencia energética. Donde sea económicamente rentable se instalarán sistemas de precalentamiento de aire de combustión o sistemas de generación de vapor a partir de los gases de escape. 6.2.13.2.2 Sistemas de control automatizados Todos los hornos y calderas están controlados desde la sala de control y algunos de ellos poseen sistemas DMC (Control Matricial Dinámico) para maximizar la eficiencia energética. En la cogeneración todas las señales tienen indicación en el panel de control del Sistema de Control distribuido. 6.2.13.2.3 Utilización de calderas de calor residual En la Unidad de viscorreducción (VB3) el sistema de generación de vapor de baja presión (50#) está constituido por un grupo de cambiadores con circulación de la corriente de fondo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 133 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de la Unidad, con circulación de gasóleo producto. El agua es de alimentación de calderas y el vapor generado se incorpora al colector general de la Unidad de baja presión (50#). En las Plantas de recuperación de azufre SR4, SR5 y la futura SR6, se dispone de una caldera de recuperación de calor de los gases de salida del equipo de combustión, que genera vapor de media presión. 6.2.13.2.4 Optimización de las redes de vapor En el año 2005 se ha instalado en la Refinería un Optimizador de Energías en el área de Utilities. Se trata de un software de seguimiento y simulación on-line de las redes de Utilities cuyo objetivo es que, frente a un panorama de operación de dichas redes (agua de alimentación a calderas, combustibles, vapor y electricidad), efectúe recomendaciones de operación de manera que se optimice el consumo de los Utilities y maximice el ahorro económico - energético en la Refinería. 6.2.13.3 Utilización, en la medida de lo posible, de gas de coquización En la nueva cogeneración proyectada, vinculada a las Unidades de coquización, se empleará gas de coquización, que ha sido previamente depurado en la Unidad de aminas asociada. El combustible alternativo es gas natural (procedente de la red de gaseoductos exteriores) y el combustible de emergencia es el propano, almacenado en las esferas. Todos los combustibles están disponibles en cantidades importantes para suministrar en solitario y a plena carga a la turbina. La post-combustión de la caldera de recuperación empleará gas de coquización como gas principal y gas natural como combustible alternativo. Los nuevos hornos de Refinería emplearán exclusivamente gas de coquización. En el conjunto de la Refinería se utiliza fuelóleo planta (sometido a un plan de sustitución por combustible gaseoso en los próximos años) y gas de refinería y se lleva un estricto control de las emisiones a atmósfera de manera que no se excedan los límites establecidos por la legislación. La reducción de emisiones se explica en apartados siguientes. 6.2.13.4 Reducción de las emisiones de CO2 6.2.13.4.1 Mejora de la eficiencia energética Todas las inversiones realizadas para reducir el consumo de combustible gracias al intercambio de calor entre corrientes de proceso reducen las emisiones de CO2. Así lo hace también la utilización de precalentadores de aire en unidades como V-3, VB-3, C-2, y N-2 y H-4, y en el nuevo horno de la unidad de coquización CK-6. En los apartados de cada unidad se describen las mejoras de la eficiencia energética de cada horno de la refinería. Pero en general, poseen una sección de convección donde se utiliza el calor de los humos para precalentar las corrientes de entrada y para la producción PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 134 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de vapor. Esta sección es soplada con vapor para eliminar el hollín depositado en la cara externa de los tubos. Se controla el exceso de aire de tal forma que sea el exceso óptimo para una combustión eficiente. En particular, el horno de coquización dispone de una sección de convección donde se precaliente la carga a la unidad, y se produce vapor. Al emplear fuel gas como combustible, no hay necesidad de emplear sopladores en la sección convectiva. 6.2.13.4.2 Uso de combustibles con altos ratios H/C (por ejemplo, combustibles gaseosos) A lo largo del tiempo se ha producido un incremento de la utilización de combustibles gaseosos en detrimento del Fueloil Planta. Además, los nuevos hornos a construir sólo emplean combustible gaseoso producido en la unidad de coquización. 6.2.13.5 Reducción de las emisiones de CO mediante el uso de técnicas de combustión eficientes En todos los hornos y calderas de la refinería se controla que exista un exceso de oxígeno óptimo a los mecheros para asegurar una combustión eficiente y evitar la formación de CO. Puede considerarse que el CO generado es menor al 0,1% de CO2 emitido a atmósfera. En los nuevos hornos, como emplean combustibles gaseosos, el exceso de oxígeno es inferior y la presencia de inquemados (CO) es muy pequeña, resultando una elevada eficiencia. 6.2.13.6 Reducción de las emisiones de NOx 6.2.13.6.1 Reducción del consumo de combustible Todas las unidades están diseñadas de forma tal que se optimice el intercambio energético entre las corrientes de proceso a fin de minimizar el calor necesario a entregar tanto en hornos como en forma de vapor generado en calderas. A su vez, continuamente se estudia la forma de continuar optimizando todo el sistema energético de la refinería para minimizar el combustible consumido. 6.2.13.6.2 Utilización de combustibles con bajo contenido en nitrógeno (en el caso de combustibles gaseosos) Existe un monitoreo continuo del NOx emitido. El seguimiento y Control de las emisiones de NOx se realizan por los analizadores instalados en las diferentes Chimeneas y los valores obtenidos indican que las emisiones se encuentran por debajo de los límites establecidos por la legislación. Existe un control del exceso de oxígeno empleado en la combustión en todos los hornos. Esta variable está relacionada con la cantidad de aire y por lo tanto con la cantidad de óxidos de nitrógeno que se generan en la combustión. El ajuste de la combustión minimiza los NOx formados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 135 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.13.6.3 Utilización de técnicas de recirculación de gases y de post-combustión − La unidad de cogeneración posee una post-combustión que tiene lugar en la caldera. El vapor generado, si se utiliza la post-combustión, es un 64% más que si no se utiliza esta. − La nueva unidad de cogeneración también dispone de post-combustión en la caldera, aumentando el vapor generado y la eficiencia energética global. − Existen precalentadores de aire en V-3,VB-3, C-2, N-2 y H-4 que utilizan el calor de los humos de salida de los hornos para calentar el aire de entrada a los mismos. Se encuentra en estudio la instalación de un precalentador de aire en la unidad de Crudo 1. En la unidad de coquización, CK-6, también está prevista la instalación de precalentadores de aire. 6.2.13.6.4 En turbinas de gas, inyección de diluyentes y quemadores “secos” de bajo NOx En las unidades de cogeneración el sistema de inyección de vapor proporciona el caudal de vapor necesario al sistema de combustión de la turbina de gas para limitar las emisiones de óxidos de nitrógeno, y como consecuencia, además, aumentará la potencia generada. Los quemadores de Bajo NOx son quemadores de dos etapas con premezcla diseñados para trabajar con gas de coquización y gas natural. Están provisto de cuatro partes principales; Sistema de inyección de combustible, venturi, ensamblaje y alineador. Puede operar en cuatro distintos modos: − Primario: Combustible a las boquillas primarias. Existe llama sólo en la primera etapa. Este modo de operación es utilizado sólo en ignición, para acelerar y operar la máquina desde bajas a medias cargas hasta alcanzar temperaturas de referencia de combustión. − Pobre-Pobre: Combustible tanto a las boquillas primarias y secundarias. La llama está en las dos etapas. Este modo de operación se utiliza para cargas intermitentes entre dos temperaturas de referencia de combustión predefinidas. − Secundario: Combustible sólo a la boquilla secundaria. La llama está sólo en el lado secundario. Se utiliza en el modo de transición entre la etapa pobrepobre y la premezcla. Este modo es necesario para extinguir la llama en la zona primaria antes de que el combustible se reintroduzca dentro de lo que empiece a ser la zona primaria. − Premezcla: Combustible tanto a la zona primaria como a la secundaria. La llama está solamente en el lado secundario. Este modo de operación se alcanza cerca del punto de combustión definido en el diseño. Las emisiones óptimas se generan en este modo de operación. Se adjunta figura con la descripción de un quemador típico de dos etapas y con emisión de bajo NOx. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 136 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 14. DESCRIPCIÓN DE UN QUEMADOR TÍPICO DE DOS ETAPAS 6.2.13.7 Reducción de las emisiones de partículas sólidas 6.2.13.7.1 Potenciar el máximo uso de combustibles gaseosos y combustibles líquidos con bajo contenido de ceniza En la actualidad el Fueloil planta que se produce se obtiene del fondo de las torres de destilación atmosférica y no de corrientes craqueadas. Las últimas instalaciones de combustión (hornos y cogeneración), emplean exclusivamente gas combustible. 6.2.13.7.2 Atomización con vapor en el caso de combustibles líquidos Todos los hornos donde se utiliza Fueloil Planta para la combustión poseen una inyección de vapor a los mecheros para lograr la atomización del combustible, que permite una optimización de la combustión. 6.2.13.7.3 Cuando no hay otras alternativas, utilización de filtros o precipitadores electrostáticos No se requiere la instalación de esta tecnología, ya que el monitoreo de la opacidad de los humos de todas las chimeneas indica que se cumple con los valores establecidos por la legislación. Cada chimenea tiene su opacímetro con indicación en el sistema de control de la refinería, y que permite la lectura remota desde el organismo competente del Gobierno Vasco, en tiempo real. Los datos de los opacímetros de las chimeneas se encuentran asimismo en tiempo real en la red informática en la aplicación de refinería (Aplicación informática P.I.) y se puede consultar su tendencia por todos los usuarios con acceso a la misma. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 137 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.13.8 Reducción de las emisiones de SO2 6.2.13.8.1 Incremento de la proporción de combustibles limpios (bajo azufre) Los hornos de todas las unidades pueden ser alimentados con Fueloil planta, Fuel-Gas de refinería o ambos. Los hornos de las unidades de coquización tan solo emplean combustible gaseoso. El fueloil se formula y almacena en el tanque definido para el caso. El sistema de formulación y distribución de Fueloil acondiciona el combustible para alimentar a las calderas y hornos de la refinería. El Fueloil preparado se elabora con las mezclas de crudos adecuados para ajustar entre otros parámetros el contenido de azufre, cumpliendo, de este modo, los límites de SO2 establecidos. A lo largo del tiempo se ha producido un incremento del uso de combustibles limpios como el Fuel-Gas y Gas Natural, proceso que continúa incrementándose con los últimos proyectos. 6.2.13.8.2 Monitoreo del contenido de azufre del gas de refinería En cada una de las redes de Fuel-Gas de la refinería (Planta 1, 2 y 3) se realizan análisis diarios del SH2 presente en el gas y se comprueba que su valor se encuentra siempre por debajo de 50 ppm. 6.2.13.8.3 Desulfuración de los gases residuales cuando sea necesario Como ya se ha explicado, se toman todas las medidas necesarias para que la combustión produzca humos con un contenido de azufre por debajo de los parámetros que marca la legislación. Se utiliza Fueloil planta con una cantidad de azufre preestablecida y totalmente conocida y Fuel-Gas que ha sido desulfurado en las unidades de aminas para resultar casi exento de SH2, como se describe en el Apdo. 7.2.14 (MTD’s en Sistemas de Aminas) del presente documento. 6.2.13.9 Reducción del consumo de agua 6.2.13.9.1 Recuperación del agua condensada Existen dos tanques que almacenan el condensado generado tras el enfriamiento del vapor recogido en las redes de condensado (red de alta presión y red de baja presión) para ser recuperado en las calderas previo paso por los desaireadores. El agua condensada recogida en las nuevas plantas se envía e integra en el sistema existente en la refinería. 6.2.13.9.2 Precalentamiento del agua de alimentación a calderas con calor residual El condensado recirculado que alimenta los tres desaireadores de la refinería intercambia calor con corrientes de proceso con exceso de energía en intercambiadores como el G-E-9, G2-E9, V3-E-12 y a su vez el agua fría tratada que también alimentará las calderas se precalienta en los cambiadores F3.E.31 y 32 del FCC. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 138 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.13.10 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.1.3 Descripción de la Unidad V3 − II.3.6.1. Descripción de la Unidad VB3 − II.3.7.1. Descripción Unidad de craqueo catalítico (FCC) − II.4.4.5. Descripción de la Unidad de cogeneración − VI.1.1.1. Anexo 1. Validación diaria del balance de Fuelóleo planta en el SPCNT. − VI.1.1.2. Anexo 2. Validación diaria del balance de combustibles gaseosos en el SPC-NT. − VI.1.3. Control y seguimiento de las emisiones de SO2 (Efecto Burbuja). − VI.1.4. Control las emisiones procedentes de combustión. 6.2.14 MTDS en Sistemas de Aminas Las emisiones al agua son las principales emisiones asociadas a la nueva Unidad de regeneración de aminas (ver apartado 5.4.3.1 del presente documento) (incluidas en el apartado 4.5.1 “Reducción de azufre” de la Guía de MTDs del Refino). A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. Todas las Unidades de aminas tienen el mismo esquema de operación, variando el tipo de amina empleado (MEA, DEA o MDEA), lo que tan sólo afecta a parámetros operativos, como consumos específicos de energía o caudal circulante de amina. 6.2.14.1 Emisiones al agua 6.2.14.1.1 Conducción del agua residual a la Planta DAR. Control de la generación del agua residual para evitar problemas en el tratamiento biológico de la Planta DAR En estas Unidades no se genera una purga constante de agua que deba enviarse a la Planta DAR. El agua de salida del acumulador de cabeza de la torre regeneradora de aminas se recircula a la torre y se repone su nivel cuando sea necesario. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 139 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.14.1.2 Reutilización al máximo de las soluciones de aminas En todas las Unidades de aminas de la Refinería existe una sección de regeneración de la amina utilizada en los absorbedores a fin de utilizarla al máximo. Asimismo, se dispone de filtros donde se recuperan las eventuales sales producidas por la degradación de la amina. 6.2.14.1.3 Pureza de un gas combustible con bajo contenido en contaminantes Una vez por turno se verificará que la corriente de gases de salida del absorbedor, corriente que destina a gas de coquización, no contenga más de 50 ppm de SH2. 6.2.14.1.4 Capacidad suficiente para permitir las actividades de mantenimiento y averías Existe una interconexión entre las Unidades de aminas de Plantas 1 y 2 (S1 y S2) que permiten procesar los gases provenientes de una Unidad en la Unidad de aminas de la otra. Las Unidades HD-3, G-3 y FCC tienen, cada una de ellas, su propia Unidad de aminas, por lo que siempre que se debe disminuir la capacidad de estas Unidades se procesan crudos de bajo contenido de azufre para obtener, en todo momento, gas de refinería exento de SH2. La planta de coquización también dispone de una planta, similar a las demás. 6.2.14.2 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.3.4.5. Descripción de la Unidad G3. − II.5.1. Descripción del sistema de aminas. − II.5.2. Descripción del sistema de aminas 3. 6.2.15 MTDS en Plantas de Azufre Las emisiones al aire, al agua y la producción de residuos asociados a las nuevas Unidades de recuperación de azufre (ver apartado 5.4.3.2 del presente documento) son las siguientes (incluidas en el apartado 4.5.1 “Reducción de azufre” de la Guía de MTDs del Refino): − Emisiones atmosféricas del gas de cola − Purga − Catalizador gastado A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones y residuos. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 140 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.15.1 Emisiones atmosféricas 6.2.15.1.1 Conducción del gas de cola a antorcha (diseño anticorrosivo) El gas de cola procedente del condensador final de la Unidad de recuperación de azufre se quemará en la cámara de combustión de un equipo de combustión de tiro forzado. Un quemador de gas de coquización mantendrá una temperatura de 815 ºC en la cámara. Una soplante de aire de combustión suministrará aire atmosférico para la combustión con un exceso de caudal del 50%. El gas de cola se mantendrá en estas condiciones durante 2 segundos asegurando un nivel elevado de destrucción del sulfuro de hidrógeno residual, del disulfuro de carbono, del sulfuro de carbonilo, del azufre elemental, del monóxido de carbono, del hidrógeno y de los compuestos hidrocarbonados presentes en el gas de cola de la Unidad de Claus. Los productos de la combustión serán dióxido de azufre, dióxido de carbono y agua. El gas de combustión se conducirá a la chimenea nº 3 existente en Planta. 6.2.15.1.2 Rendimiento en azufre La nuevas Plantas de recuperación de azufre garantizarán una recuperación muy superior al 98,5 % exigida por la legislación vigente, llegando a alcanzar el 99,5% de recuperación del total de azufre presente en los gases de alimentación. El azufre comercial se obtendrá habitualmente con una pureza superior al 99,5 % peso. La recuperación de azufre garantizada para la sección de Claus es de 96,0%. El tratador de gas de cola Sulfreen proporcionará una tercera etapa catalítica diseñada para operar a una temperatura inferior al punto de rocío del azufre. Esta sección incluirá dos (2) reactores catalíticos en paralelo, un condensador de azufre, y un sistema asociado de regeneración del catalizador, que permitirá a los reactores operar en ciclos alternos entre adsorción en frío y regeneración en caliente, La sección Sulfreen incrementará el total de azufre recuperado en toda la Unidad al 99,5% del total. Periódicamente se contrata a una empresa especializada (Sulphur Experts, Canadá) para realizar test de comprobación de rendimiento a las plantas, la destrucción de amoníaco y la comprobación del funcionamiento de los analizadores, aunque existirá para estos una rutina de revisión en la Refinería. 6.2.15.1.3 Sistema de monitoreo en continuo del gas de cola con acceso directo a la sala de control Se trabaja de igual forma en todas las Unidades. El aire necesario para oxidar y quemar el SH2, NH3 e hidrocarburos de cada una de las corrientes alimentadas al reactor térmico, será proporcionado por unas soplantes. Un ratio relaciona el aire necesario para cada corriente de gas de proceso, en función de la cantidad de éstos, buscando una relación SH2 / SO2 = 2, lo que es lo mismo 2SO2 – SH2 = 0, en el analizador instalado en la corriente de gas de cola. Existirá un sistema de control "fino" del PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 141 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL aire necesario, actuando mediante estos analizadores que tendrán salida directa al Sistema de Control Distribuido. 6.2.15.1.4 Máxima destrucción del amoníaco El proceso deberá asegurar la Máxima destrucción del amoníaco. Se trabajará de igual forma que en todas las Unidades actualmente existentes en la Refinería. La presencia de NH3 en el gas de alimentación requerirá de una disposición especial en estas plantas para que la oxidación de cada una de las corrientes se produzca en la forma adecuada, evitando la creación de una atmósfera reductora, inapropiada para la oxidación del NH3. Para evitar esto, el reactor térmico constará de cámaras de combustión por etapas. Con el método cámara frontal modo oxidante, el gas ácido amoniacal y una parte del gas ácido de aminas se quemarán mediante todo el aire de combustión en la primera cámara (frontal) del reactor térmico. La zona de combustión será rica en oxígeno (oxidante) y el amoníaco será oxidado eficazmente a nitrógeno libre y agua. El sulfuro de hidrógeno presente en la primera cámara se oxidará totalmente a dióxido de azufre y agua. El resto de la corriente de alimentación de gas ácido de aminas se alimentará a la segunda cámara del reactor térmico. La combustión del sulfuro de hidrógeno y de los hidrocarburos continúará hasta que se consuma el resto del oxígeno que esté presente en la cámara de combustión. El producto final de combustión que abandonará la segunda cámara estará compuesto de monóxido de carbono, agua, nitrógeno y sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre en la relación volumétrica 2 a 1. Todo el amoníaco se transformará a nitrógeno y agua. 6.2.15.2 Agua residual Cada una de las corrientes de alimentación, gas ácido (procedente de la sección de Aminas) y gas amoniacal (procedente de los agotadores de aguas ácidas) dispondrán de unos separadores de gotas. El condensado e hidrocarburos separados de ambas corrientes de gases serán enviados a la corriente de carga de aguas ácidas. Desde aquí el agua seguirá el recorrido establecido que implica terminar en la Planta DAR. Las purgas de los depósitos de agotamiento de gas ácido de aminas y de gas amoniacal se enviarán periódicamente al sistema de recogida y tratamiento de aguas ácidas de la Refinería, strippers de aguas ácidas. Como en el resto de las Unidades, el azufre líquido se enviará a las cintas solidificadoras, donde por medio de aportación de agua de refrigeración mediante rociadores a lo largo de toda la cinta metálica, solidificará. El agua de refrigeración se tomará de un poceto al que retornará una vez utilizada en las cintas. 6.2.15.3 Catalizador gastado: envío a regeneración o gestor de residuos autorizado El convertidor catalítico tendrá una capa de catalizador de alúmina, y otra de catalizador de titanio. El catalizador de alúmina promoverá la reacción del SO2 con H2S. El catalizador de PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 142 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL titanio, adicionalmente a la reacción anterior, promoverá la hidrólisis del COS y del CS2. El segundo lecho catalítico contendrá únicamente catalizador de alúmina, promotor de la reacción del H2S con SO2. En todas las Unidades de recuperación de azufre será una empresa autorizada la que se encarga de la gestión del catalizador desactivado. La empresa contratada realiza la carga y descargará del catalizador con procedimientos adecuados y con buenas prácticas de funcionamiento y mantenimiento, bajo la supervisión de Personal Técnico de PETRONOR, como se está realizando en la actualidad. 6.2.15.4 Disponer de suficiente capacidad para cubrir las variaciones del gas ácido de entrada Las plantas SR4, SR5 y las nuevas Plantas de recuperación de azufre tienen diseños paralelos, es decir, que pueden ser alimentadas con las mismas corrientes. Opera una u otra dependiendo de la necesidad de recuperación de azufre. Las plantas SR3 A y B pueden ser alimentadas con las corrientes gaseosas de Refinerías 1 y 2. Por lo tanto puede decirse que la interrelación entre Unidades permite cubrir variaciones de cargas de entrada y operaciones de mantenimiento sin perder capacidad de recuperación de azufre. 6.2.15.5 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.5.3. Descripción de la planta de azufre SR3 A y B. − II.5.4. Descripción de la planta de azufre SR4. − II.5.5. Descripción de la planta de azufre SR5. 6.2.16 MTDs en Sistemas de Antorchas Las emisiones al aire son las principales emisiones asociadas a los Sistemas de Antorchas (incluidas en el apartado 4.5.2 “Reducción de la emisión de COV – Sistema de antorchas” de la Guía de MTDs del Refino): A continuación se indican las MTDs que se utilizarán para reducir estas emisiones. La mayor parte de estas MTDs están referenciadas en el apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino, así como en el apartado 6.2.2 del presente documento. Otras son tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR que persiguen la reducción de emisiones y residuos. 6.2.16.1 Utilizar antorchas como sistema de seguridad El Sistema de Antorchas se ha diseñado con el fin de poder recibir los caudales de hidrocarburos, tanto líquidos como gases, que puedan ser liberados en cualquier circunstancia de proceso (normal o de emergencia). A su vez, el sistema debe quemar los PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 143 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL gases en condiciones seguras, tanto de las instalaciones, como del entorno, mientras que los hidrocarburos líquidos son acumulados en recipientes de considerable capacidad, de donde se extraen con bombas hacia un tanque de slops (reproceso), desde el cual son introducidos nuevamente al proceso. 6.2.16.2 Asegurar la combustión sin humo en las condiciones habituales En todas las antorchas el tip (quemador principal) dispondrá de un distribuidor del que salen múltiples quemadores convenientemente dispuestos de forma que la llama de cada uno pueda incidir sobre la del adyacente y así sucesivamente, garantizando de este modo su permanente encendido ante cualquier eventualidad que pudiera apagarlos. Los pilotos se mantendrán encendidos de continuo, mediante una aportación de gas de refinería ajustada según medidor. Cada piloto dispondrá de un termopar. Existen unos termopares que indicarán la temperatura en su zona interior central cuya señal de temperatura se enviará al panel de control, así como un detector de llama (cámara de infrarrojos colocada en la base de la antorcha) que avisaría en caso de un apagado accidental. Exteriormente, el tip estará rodeado de un distribuidor con sus correspondientes boquillas, por el que se inyectará vapor de 50 # en planta 1 y 2 y vapor de 250# en planta 3, con la función de mejorar la combustión de la llama (efecto anti-humo). 6.2.16.3 Reducir la cantidad de gas conducido a la antorcha 6.2.16.3.1 Adecuadas prácticas de mantenimiento y operación El Departamento de Inspección Estática tiene un programa para la comprobación de que las válvulas de seguridad estén correctamente identificadas, con precinto y sin fugas. Se dispondrá de medidores de gas a antorcha, de forma que se pueda cuantificar el volumen enviado. 6.2.16.3.2 Instalación de sistemas de recuperación de gas Existe una instalación cuyo objetivo es recuperar parte de los gases descargados al sistema de antorcha de Planta-1/2, y se va a incorporar una similar para las nuevas Unidades de conversión y de URF. El compresor (tipo anillo líquido) aspirará el gas procedente del colector dulce de Antorcha. El gas comprimido y el agua de salida del anillo líquido pasarán mezclados al separador. El gas saldrá del recipiente separador a través de un tubo secundario provisto de demister o separador de gotas, y se enviará directamente la red de gas combustible. Los hidrocarburos líquidos se separarán en la primera cámara del recipiente separador, situándose sobre la superficie del agua por diferencia de densidades; cuando se vayan acumulando estos hidrocarburos rebosarán directamente en la cubeta, donde, gracias a la diferencia de presión serán enviados a slops (reproceso). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 144 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.16.3.3 Control avanzado de proceso En las Unidades existentes de refinería controladas con sistemas de control avanzado tipo DMC (Dynamic Matrix Control) como por ejemplo, Crudo 1, Crudo 2 y el FCC se encuentra minimizado el envío de gases a antorcha como variable de control de estas Unidades. En las demás secciones o Unidades donde el control de presión del proceso se realiza mediante una válvula de control de presión, el envío de gases a antorcha se realizará como última medida de control para mantener el funcionamiento de la Unidad en los parámetros adecuados. Además, existirán controles o enclavamientos en las Unidades que provocan el corte de energía para calentamiento de fondo de torres (aportación de vapor, etc.), evitando de esta forma que por sobrepresiones se disparen sus correspondientes PSV's y los eventuales incrementos de las aportaciones de gases a los colectores de antorcha. 6.2.16.3.4 Válvula de bajo nivel de fugas (high-integrity relief valves) El diseño de las válvulas de seguridad de descarga al colector de antorcha hecho de acuerdo al API-RP-520 y 521 (API-RP American Petroleum Institute Recommended Practices) y el tarado de la presión de disparo, nivel de fugas admisible, mantenimiento, inspección y reparación de acuerdo al API std 510 (American Petroleum Institute Standard). Se dispone de un software de desarrollo propio para controlar el funcionamiento de las válvulas de seguridad en el que se establecen: − Ciclos de inspección − Registro de disparos cuando se desmontan − Nivel de fugas En función de los resultados y seguimiento de cada válvula se revisarán los programas de inspección y las frecuencias, y se iniciarán estudios de mejora cuando inicien su funcionamiento las unidades del proyecto URF, al igual que se hace actualmente en la Refinería. El Departamento de Inspección revisa (con la planta en operación) el nivel de fugas de las válvulas de seguridad a antorcha, de acuerdo al programa establecido. Las válvulas de control de proceso que pueden verter gases a antorcha en circunstancias excepcionales se seleccionan como Clase V, de acuerdo a ANSI B16, que son válvulas con un nivel de fugas extraordinariamente bajo. 6.2.16.4 Documentación de referencia • Guía de mejores técnicas disponibles en España del sector refino de petróleo (MIMAM, 2004). • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.5.6. Descripción del Sistema de Antorchas 1 y 2 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 145 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − II.5.7. Operación del sistema de compresión para la recuperación de gases de Antorcha-1 − II.5.8. Descripción Sistema de Antorcha 3 6.2.17 MTDS en Agotamiento de Aguas Ácidas En el apartado 5.4.4.1 del presente documento se describe la nueva Unidad de stripping de aguas (incluidas en el apartado 4.6.1 “Unidad de tratamiento de aguas ácidas” de la Guía de MTDs del Refino): A continuación se indican las tecnologías propias de la Refinería de PETRONOR en el agotamiento de aguas ácidas. 6.2.17.1 Agua residual agotada: recuperación en procesos de refinería El agua de aportación a los desaladores de las dos Unidades de crudo procede del agua tratada en los strippers de agua. En función de las necesidades y disponibilidades de los strippers de agua, los desaladores pueden recibir agua de los strippers de las Unidades de crudo, de la Unidad TG3 y de las Unidades de aguas de Planta 3, así como de la nueva Unidad de stripping de aguas (tratamiento primario de agua ácida). La nueva Unidad está plenamente interconectada con el resto de las Unidades del mismo tipo existentes en Refinería, tanto en las alimentaciones como en los productos obtenidos. De esta forma, se garantiza la disponibilidad del tratamiento primario de agua y su recuperación, aún en el caso de fallo o parada por mantenimiento de cualquiera de estos equipos. Como novedad tecnológica, se va a emplear una evolución del sistema de condensación de la torre principal, que se basa en el enfriamiento del reflujo lateral en vez de la condensación de los vapores de cabeza de la torre. Esto redunda en una especificación más relajada de los materiales del aerocondensador de cabeza, así como un claro aumento de la fiabilidad y disponibilidad de la Unidad, por reducción de los problemas de corrosión y ensuciamiento producidos en este equipo. Además, y de acuerdo a la especificación general de diseño, la mitad de los ventiladores de los aerorrefrigeradores tendrán variación de velocidad. Otra mejora tecnológica consistirá en dotar de inertizado mediante nitrógeno en el tanque de acumulación de aguas, lo que redunda en menores problemas operativos. 6.2.17.2 Documentación de referencia • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.6.1. Descripción de las Unidades de aguas ácidas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 146 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.18 MTDs en Tratamiento de Aguas Residuales En este capítulo se analizan las siguientes MTDs aplicadas en la Refinería de PETRONOR (apartado 5.6 “Estrategia para reducir las emisiones” de la Guía de MTDs del Refino y el apartado 6.2.2 del presente documento): − MTDs para la reducción de emisiones a la atmósfera procedentes de las aguas residuales. − MTDs en la gestión integral de las aguas residuales. − MTDs en depuración de aguas residuales. 6.2.18.1 MTDs para la reducción de emisiones a la atmósfera procedentes de las aguas residuales Con objeto de reducir las emisiones de COVs procedentes de las aguas residuales de la Refinería se llevan a cabo las MTDs que se indican a continuación. 6.2.18.1.1 Minimización del volumen y grado de contaminación de las aguas residuales La Refinería dispone de objetivos cuantificados en la reducción del volumen de agua vertida. En los útimos años el 30 % del agua utilizada en la Refinería es recuperada y proviene del agua tratada en la Planta DAR. Esta reducción del volumen de agua vertida, manteniendo la calidad del vertido, exigió (ya en el año 1999) una importante inversión económica que incrementó la capacidad de tratamiento. Petronor está llevando a cabo en la actualidad un proyecto de mejora de la Planta DAR con importantes ventajas para la recuperación de azufre y reducción de olores, entre otros objetivos (ver Anexo XXIII). Las nuevas instalaciones asociadas al Proyecto URF asumen los mismos compromisos de la Refinería en la que se integran, en cuanto a la reducción del consumo de agua y la protección del medio ambiente. 6.2.18.1.2 Acondicionamiento de la red de recogida de aguas con sellos sifónicos en los drenajes Toda la red de recogida de aguas, que requiere ser tratada, es cerrada y todas las corrientes de aguas aceitosas y agua de proceso se envían a la Planta DAR de Refinería a través de colectores cerrados. Asimismo, todas las descargas abiertas a los colectores de recogida de aguas, drenajes de equipos, recogidas de goteos en arquetas y sumideros disponen de protección de sellos sifónicos, que evitan la emisión de COVs. El nuevo proyecto dispondrá de una amplia red de drenajes que reducirá al mínimo el contacto de hidrocarburos con la atmósfera, ya desde el punto de generación. Todas estas aguas hidrocarburadas se vehiculan, por tubería cerrada, al punto de tratamiento, evitando la emisión de gases a la atmósfera mediante la incorporación de trampas sifónicas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 147 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.18.1.3 Cubrimiento de las cajas de unión de los sistemas de drenaje. Minimización del tiempo de exposición al aire de los hidrocarburos separados de las aguas residuales. Utilización de cubiertas fijas o móviles Para evitar la exposición al aire de los hidrocarburos se ha incidido en la mejora de los sistemas de separación (agua / hidrocarburo) en los propios tanques de separación. Los procesos de decantación, que eran controlados de forma manual, se han automatizado mediante equipos detectores de agua aceite. Este nuevo sistema: − Mejora la calidad del decantado (agua). − Reduce la salida de hidrocarburos a la atmósfera. − Reduce el volumen total de aguas influentes en la Planta DAR. La existencia y utilización de separadores compactos (CPIs) de agua / aceite reduce el espacio de tratamiento frente a los separadores gravimétricos convencionales (APIs). Además, la disponibilidad de almacenamiento de los hidrocarburos separados en depósitos cerrados (tanques con techo flotante) reduce, hasta casi eliminar, las emisiones de COVs. 6.2.18.2 MTDs en la gestión integral de las aguas residuales Durante el proceso completo de tratamiento del crudo se utilizan grandes cantidades de agua de una u otra forma en la práctica totalidad de las Unidades de proceso, incluidas las nuevas Unidades vinculadas al Proyecto URF. Las corrientes acuosas más o menos contaminadas generadas en cualquier punto de la Refinería nunca se envían directamente a vertido al mar, sino que todas ellas son recogidas en un tratamiento común – la Planta DAR– que tiene como finalidad acondicionar el vertido total de la Refinería para adecuarlo a las especificaciones medioambientales. La purga de torres de refrigeración y calderas de generación de vapor no requieren tratamiento complejo, por lo que son enviadas al punto adecuado dentro del sistema de tratamiento. A efectos de la reglamentación medioambiental, los vertidos acuosos de la Refinería se tratan con el criterio “Burbuja”. En el caso de la Refinería de PETRONOR está vigente una autorización que incluye aguas de deslastres y que fija las condiciones a cumplir. El agua procedente de las nuevas Unidades asociadas al Proyecto URF se integrará en el sistema de depuración y gestión de aguas de la Refinería. La Planta DAR tiene una importancia decisiva en el acondicionamiento final de los vertidos, pero las actuaciones no se limitan a garantizar su correcto funcionamiento. Una gestión apropiada de todas las corrientes de aguas residuales antes de su envío al tratamiento final producirá varios efectos deseables: − Reducción del caudal final vertido. Reduce el tamaño de la Planta de tratamiento de efluentes, la cantidad de energía y productos químicos usados y la cantidad de contaminantes descargados al medio ambiente. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 148 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Menor consumo de agua fresca, particularmente la de alta calidad. Donde se emplea agua de menor calidad, el tratamiento hasta normas aceptables requiere consumir energía y productos químicos. − Mejor funcionamiento de la Planta DAR. El objetivo final de reducción de consumo / vertido de agua puede alcanzarse a través de diferentes actuaciones, la mayor parte de ellas complementarias y de efecto aditivo: • Sistema de agua y drenaje En el caso de PETRONOR se realiza la segregación y tratamiento diferenciado de las corrientes de Aguas de Proceso y Aguas Aceitosas, con alta recuperación en torres de refrigeración, agua de planta y agua contra incendios. • Agua de lluvia La extensión de la segregación de las aguas de procesos y pluviales varía según zonas de la Refinería. Esas corrientes son dirigidas al sistema de tratamiento de forma separada. Los criterios aplicables al agua de lluvia en PETRONOR son: − El agua de lluvia puede ser segregada y dirigida al vertido final. − El agua de lluvia sobre superficies potencialmente contaminadas origina efluentes que serán tratados en CPI/API. − El agua de lluvia es una fuente útil de agua bruta para la preparación de agua de procesos y refrigeración. Las condiciones geográficas y locales han sido utilizadas para el diseño de la planta de tratamiento de agua. • Reducción de los consumos de agua La Planta DAR consta de dos tratamientos paralelos que permiten recuperar el agua del sistema de aceitosas, lo que posibilita una reducción muy importante del consumo de agua. • Integración de corrientes acuosas El propósito de la integración de corrientes acuosas es minimizar el agua de procesos enviada al tratamiento final, previo a la descarga, para ahorrar costes de operación. En PETRONOR han sido ya implantadas diversas opciones en alguna extensión, en el diseño original o por reforma: − Se han realizado estudios para la optimización del agua. − En la Refinería se generan diversas corrientes de condensado limpio a partir de vapor que no han estado en contacto con productos. Esos condensados son apropiados para la recuperación directa como agua de alimentación a calderas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 149 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Se trata agua residual que pueda ser recuperada como agua de alimentación en procesos y bombas de refrigeración, lavado de planta y agua contra incendios. Algunos ejemplos pueden ser: • • La primera etapa en cualquier estudio de integración acuosa consiste en utilizar como agua de lavado diferentes corrientes presentes en toda Refinería. El consumo de agua de un desalador es 2-8 % del crudo, dependiendo de la calidad del mismo y el nivel de desalación requerido. En la cabeza de la torre de crudo, la producción de agua aceitosa como consecuencia de la condensación del vapor representa 2–3% del crudo alimentado. Este agua no requiere agotamiento, por lo que puede ser enviada directamente al desalador. Uso del agua sanitaria residual Esta corriente es pequeña comparada con el total del agua residual de la Refinería, y contiene suficientes nutrientes (micronutrientes y fósforo) necesarios en el biotratamiento industrial cuando es combinada satisfactoriamente con el agua de procesos en la Planta DAR. • Agua de deslastre El agua de deslastre se descarga habitualmente con gran rapidez, provocando la generación de puntas de alto volumen de agua residual que contiene altas concentraciones salinas (agua de mar), y están fuertemente contaminadas con aceite. Fácilmente pueden provocar incidentes en los sistemas de tratamiento existentes. Por tanto, el uso de tanques para el agua de deslastre es una importante herramienta de equilibrado para alimentar en forma controlada a los sistemas de aguas de procesos. Por esto (y debido a que los amortiguamientos son a menudo remotos) el agua de deslastre es tratada en una planta especializada separada, situada en el puerto. A medida que los barcos de crudo son equipados con doble casco, los problemas del agua de deslastre van reduciéndose lentamente. • Agua contra incendios La alimentación del agua contra incendios es la piscina de retención previa al vertido al mar. 6.2.18.3 MTDs en depuración de aguas residuales La autorización de vertido de agua al exterior contempla un protocolo de requisitos de control del agua vertida y comunicación a la Administración. En PETRONOR los niveles se controlan según el procedimiento de “Control del envío de agua depurada al exterior” (ver apartado VI.2.3. de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”) que extrae las exigencias operativas de la Autorización de Vertido Tierra-Mar” de PETRONOR. El nuevo Proyecto URF se configura de tal forma que queda integrado plenamente en la Refinería. La gestión de sus aguas se debe considerar como una línea de aportación más y su gestión no debe entenderse como diferente a la que ya se viene haciendo con otras corrientes de otras Unidades. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 150 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Actualmente, la Planta DAR dispone de una unidad de tratamiento integral de lodos. Los lodos, extraídos en cada uno de los equipos de tratamiento de la Planta DAR, son concentrados por medio de espesadores. Los concentrados se envían a sistemas de centrifugación de tres fases: agua, aceite y lodos. Las fases líquidas se reincorporan al proceso más adecuado de la planta de tratamiento (Planta DAR) o de la refinería, para la recuperación de aceites. Con la colaboración de un Gestor Autorizado, el producto procedente de la centrifugación, llamado “Sedimentos de Centrifugación” es valorizado dentro de las instalaciones de PETRONOR mediante un proceso de secado térmico para obtener un combustible útil para las Cementeras. Por tanto, se puede afirmar que el lodo producido en la Planta DAR tiene un tratamiento integral que permite valorizarlo. El proceso de coquización del Proyecto URF dispone de las características adecuadas, que posibilitan el tratamiento integral de los lodos de la Planta DAR, cumpliendo las máximas garantías medioambientales de manera que es un proceso de revalorización alternativa al tratamiento integral citado anteriormente. En ese sentido, las características de los procesos de coquización permiten la incorporación de materias primas con altos contenidos de humedad a las cámaras de coquización, siempre y cuando la materia seca disponga de un suficiente poder calorífico para ser incorporado al producto comercial final obtenido, coque. La posibilidad de realizar el secado térmico de los Sedimentos de Centrifugación, en las cámaras de coque de forma tal que el producto “valorizable” procedente de esos Sedimentos de Centrifugación se vea incorporado al coque producido, permitiría a PETRONOR dar un paso más en su objetivo último para cerrar el ciclo del tratamiento de las aguas depuradas en PETRONOR: minimización hasta alcanzar RESIDUO CERO. El coque producido (producto comercial al que se incorpora) deberá cumplir cuantas especificaciones determine el mercado de venta de este producto. Estas especificaciones están basadas en el Poder calorífico, dureza, tamaño de partículas, contenido de ciertos componentes, etc. En la Condición OCTAVA de la autorización de vertido tierra-mar (ver apartado VIII.14 “Autorización de Vertido tierra-mar en Punta Lucero (Zierbena)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”) se fijan los límites de vertido”. 6.2.18.4 Documentación de referencia • Documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”: − II.6. Unidades para el tratamiento de aguas contaminadas − VI.2.3. Control del envío de agua depurada al exterior PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 151 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 6.2.19 MTDs en Gestión de Residuos 6.2.19.1 Implantación de un sistema de gestión de residuos, como parte del sistema de gestión ambiental PETRONOR dispone de un Sistema de Gestión Medioambiental certificado en ISO 14001:1996, desde el año 2001, y certificado en ISO 14001:2004 desde abril de 2006. Como gran empresa, históricamente ha sido consciente de guiar su actividad de forma que prioritariamente se ha actuado en la línea de minimización de sus impactos ambientales. Con ese estilo de actuación, el año 2001 se opta por certificar la actividad Medioambiental de acuerdo a la ISO 14001. Esta herramienta ha permitido estructurar la actividad, mediante la programación de la Gestión Medioambiental, planteando sus objetivos y metas y asignando recursos variables en función de los impactos. Tal y como se indica en el Programa de gestión medioambiental, las diferentes actuaciones medioambientales se estructurarán en: − Estratégicas: aquéllas que garantizan medioambientales claves de la Empresa. la consecución de objetivos − Operacionales: aquéllas ligadas a la gestión del aire, agua, residuos etc. − De Gestión Medioambiental: aquéllas ligadas a favorecer la implantación del Sistema de Gestión Medioambiental. Esta información está integrada en el Programa de Gestión Medioambiental de PETRONOR (apartado VIII.5.1.2. de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las Instalaciones de PETRONOR”). 6.2.19.2 Informe anual de residuos PETRONOR, de acuerdo a la legislación vigente y con los medios que la Administración ha proporcionado, viene preparando los correspondientes informes anuales de Producción y Gestión de Residuos Peligrosos. Desde el año 2004, con la implementación del Sistema IKS-L03 del Departamento de Ordenación del Territorio y Medio Ambiente del Gobierno Vasco, se han enviado los datos referentes a los Residuos Peligrosos e inertes gestionados. Del mismo modo se procederá con la puesta en marcha de las Nuevas unidades del Proyecto URF. 6.2.19.3 Plan de minimización Las políticas medioambientales inicialmente planteaban únicamente el control de las emisiones como el modo de resolver o limitar los problemas de contaminación, evolucionando posteriormente a la introducción e implantación de los conceptos de reducción, recuperación, reciclaje y valorización, que en el caso de los residuos conlleva la minimización de los abandonados en el medio natural, o acumulados en vertederos y depósitos controlados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 152 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En este sentido, el Real Decreto 952/1997, de 20 de junio, modifica el Reglamento de la Ley 20/1986 de 14 de mayo para adoptar los requerimientos de la Directiva 91/689/CEE, y en él se especifica la necesidad, para los productores de residuos y peligrosos, de ejecutar un estudio de minimización de dichos residuos por unidad producida, con una periodicidad cuatrienal, comprometiéndose a su reducción en la medida de lo posible. Con tal motivo, en junio de 2001 PETRONOR presentó un balance de sus residuos y sus compromisos de reducción para el año 2004. En fecha de 2005, PETRONOR ha presentado sus resultados y nuevos compromisos alcanzables en su labor de minimización de Residuos. Ambos documentos se pueden consultar en el apartado IV.3.2. “Estudio de minimización de residuos tóxicos y peligrosos” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las Instalaciones de PETRONOR”. Históricamente, la Industria del Refino ha sabido reciclar y revalorizar determinadas corrientes de sus procesos que, de no haber sido así, se hubieran convertido en residuos, como es el caso de los denominados slops, que son corrientes fuera de especificaciones y por tanto, sin posibilidad de mercado. Por otro lado, el capítulo más importante de los residuos producidos en una Refinería es el de los fangos de la Planta DAR. La continua ampliación de las instalaciones de la Refinería, no para aumento de capacidad sino para mejorar la calidad ambiental de sus productos, lleva a la consiguiente potenciación de la Planta DAR, lo que unido a la más exigente calidad del vertido o a la recuperación del agua depurada abocan a un casi continuo incremento de los fangos en ella producidos. Igualmente, otro residuo importante como los catalizadores gastados, por la misma razón de incremento de Unidades y de mayores severidades para obtener productos de más calidad, lleva también a un aumento de la cantidad de catalizadores usados y a una reducción de su vida activa, con el consiguiente aumento de residuos producidos por unidad de carga a Unidades. Es por ello que en la industria del refino, y PETRONOR en particular, además de buscar una reducción de la cantidad de residuos producidos, se impulsan las otras alternativas de recuperación, reciclaje y valorización, que en cualquier caso, tendrán el efecto positivo de disminuir los residuos sacados al exterior. Bajo el mismo protocolo de actuación se integran las nuevas Unidades de proceso del Proyecto URF. El Proyecto URF va a permitir dar un destino alternativo a los fangos, incorporándolos al proceso de manera que se va a reducir sustancialmente la alimentación a la planta de tratamiento de fangos. 6.2.19.4 Gestión de residuos La gestión de los residuos generados por el Proyecto URF una vez que sus unidades de proceso entren en funcionamiento, seguirá los procedimientos actualmente existentes en PETRONOR, dado que el Proyecto URF no generará residuos distintos de los que se producen en Refinería, y que los procesos y unidades son similares a los existentes actualmente. El único cambio se dará en las cantidades producidas, cuyo aumento será proporcional al incremento de inventario de catalizadores, aceite lubricante, etc. de los nuevos procesos o equipos. En la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 153 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Ambiental Integrada de las Instalaciones de PETRONOR”, se puede encontrar información relacionada con los residuos producidos y su gestión en los siguientes apartados, fundamentalmente: − IV.3.1. Catálogo interno de residuos − IV.3.2. Estudio de minimización de residuos tóxicos y peligrosos − V.32. MTDs en gestión de residuos − VIII.9.4. Gestión de residuos − VIII.9.5. Gestión de aceites usados − VIII.12. Autorización de Productor de Residuos Peligrosos PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 154 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 7. UTILIZACIÓN Y CONSUMO DE RECURSOS Y ENERGÍA 7.1 CONSUMO ENERGÉTICO La principal fuente de energía eléctrica asociada al Proyecto URF es una cogeneración de una potencia eléctrica estimada de 43,37 MWe. La descripción del sistema eléctrico de la cogeneración y del Proyecto en general, se incluye en los apartados 5.4.2.4.2 y 5.4.5.1, respectivamente, del presente documento. Las instalaciones de combustión asociadas al Proyecto y la potencia térmica instalada en cada una de ellas son las siguientes: − Cogeneración (ver apartados 5.4.2.4.2 y 8.1): 144,8 MWth con postcombustión. − Horno de coquización (ver apartados 5.4.1.1 y 8.1): 83,46 MWth (60 Gcal/h) (fase preliminar de Ingeniería). − Horno de HDT de nafta de coquización (ver apartados 5.4.1.2.2 y 8.1): 2,1 MWth (1,2 Gcal/h) (fase preliminar de Ingeniería). − Equipos de combustión de las Plantas de azufre (ver apartados 5.4.3.2 y 8.1): 12,5 MWth (los dos equipos de combustión). Asimismo, existe una variación casi inapreciable en las emisiones del foco vinculado a la Unidad H4 para la producción de hidrógeno. En la Tabla 13 se incluyen los consumos de servicios auxiliares globales del Proyecto URF, considerando tanto las Unidades nuevas como las existentes que sufren modificaciones, así como los consumos asociados a almacenamiento e infraestructura de servicios auxiliares relativos a la instalación de cogeneración. Las cifras representan la suma de consumos normales promedio (suma de consumos continuos y consumos intermitentes prorrateados considerando tiempo de utilización). Los valores positivos indican nuevos consumos o pérdida de producción respecto a la situación actual y los negativos incremento de la producción o reducción de consumo respecto a la situación actual. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 155 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL SERVICIO UNIDAD CONSUMO GLOBAL NUEVA UNIDAD DE COGENERACIÓN BALANCE NETO 1. ENERGÍA ELÉCTRICA Energía eléctrica (Nota 1) kWh/h 14.469 -43.375 -28.906 Vapor SH (vapor de muy alta presión) (43,4 kg/cm2g) kg/h 88.860 -88.860 0 Vapor SM (vapor de alta presión) (18,2 bar) kg/h -24.365 -6.633 -30.998 Vapor SL (vapor de baja presión) (3,0 kg/cm2g) kg/h 6.068 - 6.068 Condensado de inyección a tratamiento kg/h 38.990 - 38.990 Condensado limpio (Nota 2) kg/h -74.164 Agua de refrigeración (caudal circulante) (Nota 3) m3/h 2.867 - 2.867 Agua bruta del exterior m3/h 110 - 110 Nm3/h 282 - 282 2. VAPOR de Agua 3. CONDENSADO -74.164 4. AGUA 5. NITRÓGENO Nitrógeno 6. AIRE Aire de Planta Nm3/h 258 - 258 Aire de Instrumentos Nm3/h 557 33 590 Gas de coquización producido kg/h -18.145 - -18.145 Gas de coquización consumido Nuevas Unidades de proceso kg/h 5.708 11.235 16.943 Fueloil (Nota 4) kg/h -1.379 - -1.379 7. COMBUSTIBLES TABLA 13. BALANCE GLOBAL DEL PROYECTO Nota 1.- De esta potencia eléctrica disponible en el balance neto (28,9 MWe), la venta a la red externa resulta ser de aprox. 17,9 MW. El resto de la energía eléctrica se consumirá en las actuales instalaciones de refinería, ya que en la actualidad la refinería es importador neto de energía eléctrica, por lo que el 58,7% se destina a autoconsumo6. Nota 2.- Se estima un 10% de pérdidas en la recuperación de condensado. 6 Valores preliminares PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 156 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Nota 3: Indica el efecto neto sobre las instalaciones actuales ya que la nueva torre (dimensionada para 4.500 m3/h) va a asumir además el caudal de agua de refrigeración de las Unidades VB3 y NF3 existentes en la refinería. Nota 4: Algunas Unidades de Planta 3, que actualmente se encuentran alimentadas con vapor de las calderas auxiliares, pasarán a alimentarse por la nueva Cogeneración. Esta modificación minimiza la producción en las calderas auxiliares y el consumo de combustible líquido, que Petronor tiene intención de ir sustituyendo progresivamente por combustible gaseoso. El balance anterior pone de manifiesto que a la necesidad de instalar una generación de vapor asociada al Proyecto, se añade la importante disponibilidad de gas de coquización excedentario en las nuevas Unidades de proceso a instalar, lo que justifica la instalación de una nueva Unidad de cogeneración que además produce energía disponible para su uso en las nuevas Unidades asociadas al Proyecto URF, mientras que el excedente será empleado en las instalaciones actuales de Refinería (en su condición de importador neto), e incluso permitirá la venta a la red eléctrica exterior. A continuación se indican los consumos actuales de Refinería más los previstos tras la puesta en marcha del Proyecto URF. 7.1.1 Medidas adoptadas para potenciar el ahorro y la eficiencia energética Las principales medidas adoptadas para potenciar el ahorro y la eficiencia energética del Proyecto URF son las siguientes: − Empleo de instalaciones existentes. − Instalación de una cogeneración en lugar de una nueva caldera de vapor. − Empleo del combustible (gas de coquización) generado en el proceso de coquización para realimentar al propio proceso, así como al resto de instalaciones de combustión del Proyecto. − Mantenimiento predictivo de grandes consumidores de energía (bombas, compresores, etc.), que consiste en medir la evolución de ciertos parámetros (vibraciones, etc.) de forma que se pueda prever cuándo se va a llegar al final de vida de ciertos elementos (rodamientos, cojinetes, etc.) de manera que se anticipe su sustitución, evitando paradas innecesarias o fallos por rotura súbita. − Análisis de la eficiencia energética y el control de ensuciamiento mediante aplicación informática específica, con la que se hace un seguimiento de equipos (tales como compresores, etc.) o de la sección de convección de hornos industriales o de grandes cambiadores de calor. − Existencia de grupos multidisciplinares de trabajo (mantenimiento, ingeniería, operaciones) desde los que se busca, de forma continua, la eficiencia energética. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 157 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Se ha cuidado desde la fase de diseño la integración entre Unidades de proceso (almacenamiento y carga caliente de alimentación a Unidad), así como la optimización de trenes de intercambio de calor de entrada a hornos o torres de destilación. Se ha diseñado el horno de coquización con precalentamiento de aire a quemadores. 7.1.2 Consumo de combustibles En la actualidad, el aporte calórico necesario para llevar a cabo los distintos procesos de la Refinería se obtiene mediante la combustión de fuelóleo planta y gas de refinería (gas dulce, exento de azufre). Las necesidades energéticas globales son cubiertas en la medida de lo posible por gas de refinería. El calor restante es aportado por el fuelóleo planta, denominación que recibe el fuelóleo que en cada momento se está formulando, en función de las exigencias del mercado, y que pasa a formar parte del sistema de combustible líquido de Refinería, donde es acondicionado a las necesidades de combustión en los hornos. Los combustibles a emplear en las instalaciones de combustión asociadas al Proyecto URF serán gas de coquización como combustible habitual, gas natural o una mezcla de gas de coquización y gas natural como combustible de reserva, y propano como combustible de emergencia. En la Tabla 14 se muestran las variaciones en el balance de combustibles de la Refinería tras la puesta en marcha del Proyecto URF. Los valores positivos indican nuevos consumos respecto a la situación actual y los negativos un incremento de la producción respecto a la situación actual. SERVICIO UNIDAD CONSUMO GLOBAL DEL PROYECTO URF PROMEDIO PUNTA Gas de coquización producido kg/h -18.145 -18.145 Gas de coquización consumido en nuevas Unidades kg/h 5.708 9.569 Consumo gas de coquización en la nueva Cogeneración kg/h 11.235 12.579 Consumo de gas de coquización (en lugar de fueloil) en calderas Planta 3 kg/h 1.202 (Fueloil que deja de consumirse en calderas actuales de Planta 3) -1.379 Según balance TABLA 14. BALANCE DE COMBUSTIBLES Como se manifiesta en la tabla anterior el balance promedio de las nuevas Unidades resulta ser claramente excedentario para el gas de coquización, más aún cuando se considera que el excedente de vapor disponible en la nueva Unidad de cogeneración permitirá reducir la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 158 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL producción de vapor en calderas y, por tanto, disminuir el consumo de combustible en las mismas. Esta situación se mantiene, aunque con una menor reducción del consumo de gas natural de la Refinería, en el caso de consumos punta. En el caso del fuelóleo de Planta, el Proyecto URF no incluye nuevos usuarios de este combustible. Por ello, debido al excedente de generación de gas combustible (que no puede almacenarse) en el ajuste diario del balance de combustibles de la Refinería, el gas de coquización siempre desplazaría al consumo de fuelóleo (reduciéndolo en 250 kg/h). Además, la refinería está planteándose la sustitución progresiva al combustible líquido por gaseoso. El propano se consume en situaciones exclusivamente de emergencia. El consumo normal es nulo. 7.1.2.1 Modificaciones previstas en los sistemas de combustibles de Refinería A continuación se indican las modificaciones previstas en los sistemas de combustibles empleados en la Refinería tras la puesta en marcha del Proyecto URF. • Gas de refinería El consumo de gas de refinería (en el que se incluye el gas de coquización) con el Proyecto URF (5,5 t/h) se incrementaría el 12%. • Gas natural La ERM existente, así como la línea de interconexión actual hasta la Unidad H4, no necesitan modificaciones en el Proyecto URF, que tan sólo incluye en su alcance la prolongación de este circuito hasta la nueva cogeneración, como combustible alternativo. • Fuelóleo El Proyecto URF no altera significativamente la actual situación de consumo de fuelóleo en Refinería (dado que supone una reducción de unos 250 kg/h), ni incluye nuevos usuarios de este combustible. No se prevé por tanto ninguna modificación asociada a este sistema de combustible por efecto del Proyecto URF. • Propano Este combustible se empleará exclusivamente como combustible de emergencia en la instalación de cogeneración. Para ello se ampliará el sistema actualmente existente, prolongando una línea hasta la nueva instalación. 7.1.2.2 Composición prevista de los combustibles a emplear en las instalaciones de combustión del Proyecto URF A continuación se indica la composición prevista de cada uno de los combustibles. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 159 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Gas de coquización7 Media (%mol) H2 11 CH4 53 C2H6 27 C2H4 4 C3H8 2 C3H6 2 H2O 1 Presión: 3,5 kg/cm2g Temperatura: 38 ºC • Gas natural (típica) (% mol) Media N2 Límites 1,5 0—3 CH4 87 83—91 C2H6 7,8 5—12 C3H8 2,4 1—3 C4H10 0,7 0—1 C5H12 0--0,2 CO2 0,6 0--1 Presión: 55 kg/cm2g Temperatura: ambiente • Propano (%vol) Media Límites C3H8 91,1 90,3--98 C3H6 5,4 0--9,1 C4H10 3,5 1--9,5 7 El gas de coquización tendrá un contenido máximo de componentes de azufre de 50 ppp (0,005%) en peso. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 160 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 7.1.2.3 Almacenamientos previstos para cada tipo de combustible El gas de coquización no puede almacenarse debido a su composición basada en hidrógeno, metano y etano. Por ello, según se va generando en los procesos de craqueo y coquización, se consumirá en las instalaciones de la Refinería. El gas natural procede de la red exterior de suministro. La infraestructura actualmente existente en la Refinería es suficiente, por lo que únicamente se debe extender la red interior hasta este nuevo punto de consumo. El propano, combustible empleado exclusivamente en situaciones de emergencia en la instalación de cogeneración, es almacenado en las instalaciones ya existentes en la Refinería, sin que sea necesario efectuar ninguna modificación, aparte de la línea necesaria para el suministro. Se empleará toda la Normativa nacional de aplicación (en particular la MI-IP-01) así como criterios internacionales de seguridad, incluyendo normativa corporativa del Grupo REPSOLYPF, así como las mejores prácticas recopiladas a lo largo de la dilatada experiencia operando productos combustibles de todo tipo. 7.2 CONSUMO DE AGUA El consumo de agua necesario para el adecuado funcionamiento de la Refinería de PETRONOR varía en función de muchos parámetros, siendo 795 m3/h el consumo medio8 de la Refinería. Entre estos parámetros destaca la recuperación de agua que se logra, ya que PETRONOR dispone de un completo sistema de recuperación de agua que permite recuperar buena parte del agua consumida, llegando en la actualidad a niveles del 30% de recuperación, con un plan continuo de incremento de la cantidad de agua recuperada. Como medidas preventivas, el nuevo Proyecto incorpora un diseño de las instalaciones para facilitar e incrementar el reciclado y la recuperación de agua, de manera que se requiere incrementar el consumo actual de agua de la Refinería en un 110,6 m3/h para el nuevo Proyecto). Este agua procederá del actual sistema de recuperación de agua de Refinería, que tiene previsto un plan de potenciación en curso (ver Anexo XXIII) y del Consorcio de Aguas del Gran Bilbao, el suministrador actual. En la Figura 15 y en la Tabla 15 se incluye el balance de agua del Proyecto URF. 8 Basado en datos de 2005 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 161 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 117 NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL OIL AGUA PERDIDA EN LAVADO RUEDAS AL6 BALANCE DE AGUA HUMEDAD DE PRODUCTO EVAPORACIÓN 11851 4938 31900 42721 CK6 1654 SC6 TC6 AGUA TRATADA M6 47770 4100 NC6 434 949 BD6 851 EVAPORACIÓN 250 4653 SR6 5976 SW existentes 5976 TF3, TV3, TH3 VB3 H4 -7438 4951 AGUA MATERIA PRIMA EVAPORACIÓN 1500 21846 1260 CG6 8769 LAVADOS REGENERACION AGUA BRUTA 110611 EVAPORACIÓN PISCINA DECANTACIÓN 65964 153219 TORRE DE REFRIGERACION AGUA RECUPERADA 31870 23260 42608 LÍNEA ACEITOSAS AGUAS PLUVIALES 30000 VÍA ACEITOSAS LÍNEA PROCESO VÍA PROCESO: 0 Todas las unidades son kg/h PLANTA DAR FIGURA 15. BALANCE DE AGUA URF PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 162 10652 51291 MAR PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CÓQUER + GASCON Horno F-101. Vapor aceleración API/BIO sludge (Y-PN-03) Steamout to Fractionator Steamout to Blowdown Purga generadores vapor Vapor a Strippers de LCGO/HCGO Block and bleed Bottom Unheading device Evaporación Agua de lavado aeros Quench de Vapor Agua con coque Agua de lavado de rueda recuperada ALMACENAMIENTO DE CÓQUER Agua de lavado de rueda perdida AMINAS SWS LPG MEROX NAFTA HDS HTBD TOTAL AZUFRE TREN A/B VB3 (existente) INCREMENTO EN TORRES DE REFRIGERACIÓN DE REFINERÍA (5) E-302. Reboiler de Regeneradora (1) Traceado de vapor (pérdidas purgadores) E-02. Rehervidor Stripper (1) Traceado de vapor (pérdidas purgadores) Reposición de agua para lavado de MDEA, discontinuo E-104. Stripper Reboiler (1) Agua de lavado Agua de lavado URF SW kg/h Sistema TF3-TV3TH3 INCREMENTO URF Y DESTINO SW EFLUENTES kg/h 3.473 3.473 2588,4(5) 2588,4(5 ) 141 567 10322(5) 3.958 2.722 360 141 567 10322(5) 3.958 2.722 360 4.938 6.350 21.600 11.851 3.550 Piscina decant. (kg/h) 4.938 11.851 3.550 117 117 904 750 904 750 551 300 551 300 1.400 1.400 434 4.100 4.100 949 949 4.653 -7.438 5.976 434 2.939 4.653 -7.438 0 4.938 CALDERINES DE VAPOR FLASH CONDENSADO TOTAL 13.367 5.976 31.870 Evaporación TOTAL H4 (existente) HD3+S3 (existente) TTO AGUAS PROC ESO kg/h 6.350 21.600 47.770 Blowdown Drum Blow down Agua a tratamiento primario SW Purga DAR (kg/h) ATMÓSFE RA kg/h 65.964 5.976 0 4.951 0 -2.785 31.870 65.964 0 4.951 0 Lavado filtros y regeneración de cadenas 8.769 Purga 1.260 Purga 1.500 0 0 Total 5.976 47.770 SW recuperada en Cóquer (para Corte y Quench) 31.900 SW a DAR(4) 21.846 Total incremento efluentes acuosos continuos a DAR por URF Incremento recogida aguas pluviales (vía aceitosas) por URF (2) Total incremento efluentes acuosos incluyendo aguas pluviales APORTE TOTAL AGUA BRUTA CONSIDERANDO RECUPERACIÓN SW A SERVICIOS 1.260 8.769 1.500 4.951 1.414 40.639 72.402 18.318 21.846 23.260 30.000 53.260 40.639 72.402 153.219 18.318 kg/h SW: Aguas Ácidas TABLA 15. BALANCE DE AGUA URF PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 163 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL NOTAS: (1) Estimado como el 10% de pérdidas en purgadores. (2) Incremento asociado al Proyecto URF en la recogida de aguas pluviales de las áreas pavimentadas en el interior de unidades, y que por ser susceptibles de tener arrastres de hidrocarburos son recogidas en colector cerrado vía aguas aceitosas y enviadas a la DAR. Corresponden a las áreas de ubicación de la Torre de Refrigeración, Unidad de Cogeneración y Unidad de Azufre en zona sur de Conversión (zona actualmente no pavimentada). Se considera también el incremento en la recogida de aguas pluviales en la zona de Unidades de Coquización por pavimentación del área. (3) No afecta significativamente a la capacidad de proceso de la planta de tratamiento de agua ya que las balsas de acumulación a la entrada de la Planta tienen una capacidad máxima de 5.354 m3/h. con el proyecto de potenciación de la Planta DAR (Ver Anexo XXIII) se va construir un tanque de acumulación de 10.000 m3 para almacenar aguas pluviales. La línea de aceitosas de la Planta DAR tiene una capacidad de 600 m3/h, según diseño (sin tener en cuenta la línea que trata agua de desaladores y drenajes de tanques de crudo) (4) Corrientes intermitentes. 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Refinería (año 2004) + URF URF Utilizada (m3) 6.582.1467.306.0167.718.6547.668.204 7.887.1627.268.1527.084.2397.685.1768.185.4067.997.207 8.680.0441.225.600 9.411.012 Del exterior (m3) 6.248.5787.159.4246.666.7975.861.900 5.994.0005.134.4825.167.1005.608.0005.768.5506.944.750 7.707.600 884.888 6.653.438 Recuperada (m3) 333.568 146.5921.051.8571.806.304 1.893.1622.133.6701.917.1392.077.1762.416.8561.052.457 972.444 340.864 2.757.720 3.869.8784.519.1273.877.3783.090.713 3.211.1802.581.7902.534.9002.908.2012.950.5603.770.752 4.020.614 410.328 3.360.888 Tratada en DAR (m3) incluido aguas 4.203.4464.665.7194.929.2354.897.017 5.104.3424.715.4604.452.0394.985.3775.367.4164.823.209 4.993.062 426.080 pluviales vía aceitosas 5.793.496 Vertida (m3) % Vertida sobre tratada en DAR 92,1 96,9 78,7 63,1 62,9 54,8 56,9 58,3 55 78,2 80,5 96,3 58,0 % Recuperada sobre tratada en DAR 7,9 3,1 21,3 36,9 37,1 45,2 43,1 41,7 45 21,8 19,5 80,0 47,6 % Recuperada sobre utilizada 5,1 2 13,6 23,6 24 29,4 27,1 27 29,5 13,2 11,2 27,8 29,3 % Del Exterior sobre utilizada 94,9 98 86,4 76,4 76 70,6 72,9 73 70,5 86,8 88,8 72,2 70,7 Se ha tomado el año 2004 como referencia para comparar el balance del Proyecto URF debido a que los años 2005 y 2006 no se consideran representativos de la capacidad de recuperación real de la Planta DAR de la refinería de PETRONOR. Se consideran 8.000h/año TABLA 16. BALANCE DE AGUA DE REFINERÍA + URF Una parte del agua tratada en la planta de Depuración de Aguas de Refinería es vertida a mar abierto y otra parte es recuperada en la propia instalación. Todo ello requiere cumplir las estrictas restricciones del vertido impuestas en la autorización de vertido de la Refinería, así como las especificaciones de los procesos donde se recupera el agua. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 164 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Como puede observarse, se espera que tras la puesta en marcha del Proyecto URF los valores de recuperación de agua se mantengan en torno al 30%, en línea con los años anteriores. En la actualidad, la refinería está promoviendo un Proyecto de Potenciación del Tratamiento de Aguas para mejorar su recuperación que posibilitará cumplir este objetivo, incluso tras la puesta en marcha de las nuevas unidades de proceso asociadas al Proyecto URF. El alcance del citado proyecto de mejora de la Planta DAR de Petronor se ha incluido en el Anexo XXIII de este Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. El caudal normal de efluentes líquidos continuos se incrementará en 23,2 m3/h en la línea de aguas aceitosas procedentes de las nuevas unidades y en 30 m3/h (valor medio estimado) que corresponde al caudal de aguas de lluvia recogidas sobre la nueva superficie pavimentada del interior de las unidades de proceso. La planta incorpora un completo tratamiento de agua que permite su recuperación en las etapas posteriores. A fin de diseñar y optimizar los procesos de depuración más adecuados a las características de las corrientes, se dispone de dos sistemas totalmente separados para el proceso de las citadas corrientes (aguas de proceso y aguas aceitosas). Inicialmente se somete a una fase de pretratamiento que actualmente está en fase de potenciación (ver Anexo XXIII) con una capacidad de 600 m3/h en la línea de aceitosas y 300 m3/h en la línea de aguas de proceso. A continuación se somete a un tratamiento biológico independiente para cada una de las corrientes que tiene la misma capacidad para cada una de las líneas de agua aceitosa y de proceso (Ver Figura 10). El caudal aportado por las corrientes de agua del Proyecto URF de PETRONOR supone un reducido incremento de la capacidad de diseño de la Planta DAR, del 8,8%. Para procesar las aguas pluviales se ha previsto la construcción de un tanque de 10.000 m3 que permite acumular la citada agua y procesarla a un ritmo constante de 30 m3/h, dándole una autonomía de casi 2 semanas. La planta DAR presenta una ocupación media en la actualidad inferior a diseño, que posibilita procesar tanto el caudal de agua de la corriente de aceitosas de las unidades (incremento esperado del 3,8%) como de las aguas pluviales (incremento esperado del 5%). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 165 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 7.3 MATERIAS PRIMAS Y AUXILIARES: ALMACENAMIENTO, UTILIZACIÓN Y CONSUMO 7.3.1 Materias primas y auxiliares A continuación se relacionan las materias primas y auxiliares que se utilizarán en las instalaciones del Proyecto URF. CÓDIGO CPA2002 MATERIA PRIMA CONSUMO OPERACIÓN DEL PROCESO EN QUE SE UTILIZA 23.20.4. Productos pesados de la Unidad existente de vacío 250.000 kg/h Unidad de Coquización Retardada Valor estimado 625 kg/h Unidad de Coquización Retardada Lodos acuosos de los separadores de hidrocarburos API de PETRONOR Fangos del tratamiento biológico existentes en la Planta de Depuración de Aguas de PETRONOR Lodos aceitosos acumulados en los fondos de tanques de almacenamiento de productos de PETRONOR Valor dependiente de las necesidades del mantenimiento de los tanques Unidad de Coquización Retardada Estimado 100 t/año 23.20.40 Hasta un 10% en peso de Aceite Decantado en campañas esporádicas, corriente obtenida en la Unidad de Proceso de FCC de PETRONOR. <200.000 t/año Unidad de Coquización Retardada Fondo atmosférico o Crudo reducido 229.310 kg/h Unidad de VB3 23.20.4. FUNCIÓN Y CARACTERÍSTICAS Materia prima principal Viscosidad a 100ºC: 37.479 cSt Contenido en S: 5,13% peso Densidad (15ºC): 3 1.065 kg/m Materia prima Contenido en agua: 77% peso Contenido en aceite: 8% peso Sedimentos: 15% en peso Materia prima Contenido agua: 97,7% peso Contenido en aceite: 0,5% peso Sedimentos: 2,3% en peso Materia prima alternativa Contenido en agua: 15% peso Contenido en aceite: 70% peso Sedimentos: 15% en peso Materia prima alternativa Viscosidad a 50ºC: 485 cSt Contenido en S: 2,1% peso Densidad (15ºC): 1,09 3 kg/m Materia prima principal: caso alto azufre Viscosidad a 50ºC: 3.845 cSt Contenido en S: 3,12% peso Densidad (15ºC): 989 3 kg/m TABLA 17. MATERIAS PRIMAS PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 166 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CÓDIGO CPA2002 MATERIA PRIMA Biodispersante antiincrustante Inhibidor de corrosión CONSUMO OPERACIÓN DEL PROCESO EN QUE SE UTILIZA 5.000 kg/año Tratamiento de estabilización para el agua de la torre de refrigeración 25.000 kg/año 24.13.1 Ácido sulfúrico Según necesidad Sales de bromo 4.000 kg/año Tratamiento biológico para el agua de la torre de refrigeración Según necesidad Tratamiento biológico para el agua de la torre de refrigeración 5.000 kg/año Tratamiento de ajuste de pH del agua de aporte a la cogeneración 24.13.1 24.13.2. Hipoclorito sódico Compuesto alcalinizante Carbohidracina 23.20.2. 23.20.21. 11.10.2. 24.11.11 Tratamiento Contra la Corrosión para el agua de la torre de refrigeración Tratamiento de ajuste de pH para el agua de la torre de refrigeración Según necesidad Gas de coquización <19.317 kg/h Propano 10.450 kg/h Gas natural 10.230-12.188 kg/h Hidrógeno 2628,9 kg/h Tratamiento de desoxigenante del agua de aporte a la Cogeneración Unidades de combustión Unidad de Cogeneración Unidad de Cogeneración Hidrodesulfuradora de Naftas FUNCIÓN Evita la incrustación y el ensuciamiento por deposición de los sólidos en suspensión y de la materia orgánica Inhibidor de corrosión Evitar la formación de incrustaciones Lucha contra el biofouling y la corrosión bacteriana Lucha contra el biofouling y la corrosión bacteriana Evitar la aceleración de la corrosión (producto filmante y neutralizante) Compuesto secuestrador de oxígeno para evitar la corrosión Combustible principal Combustible alternativo Combustible alternativo TABLA 18. MATERIAS AUXILIARES En el apartado III.6.8 de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se recoge un listado de los productos químicos en almacén de la Refinería entre los años 2003-2005. 7.3.1.1 Materias primas y auxiliares cuyo uso pueda emitir CO2 u otros GEIs Las emisiones de GEIs asociadas al Proyecto URF procederán mayoritariamente del uso de combustibles. El Proyecto también incluye unas 20 celdas de SF6 correspondientes a los interruptores de Alta Tensión, si bien la emisión de SF6 únicamente tendría lugar en el caso improbable de rotura del contenedor. 7.3.1.2 Consumo de las materias primas con influencia sobre las emisiones a la atmósfera Las emisiones a la atmósfera asociadas al Proyecto URF tendrán lugar con motivo de la combustión en el horno de coquización, horno de HDT de nafta de coquización, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 167 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL equipos de combustión de las Plantas de recuperación de azufre, turbina de gas y caldera de recuperación de la cogeneración. 7.3.1.3 Fichas de seguridad de las sustancias peligrosas empleadas En los apartados III.6.6. “Fichas de Datos de Seguridad (FDS)” y III.6.7. “Fichas Internas de Seguridad (FIS)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se recogen las fichas de seguridad de los productos químicos empleados en la Refinería. El Proyecto URF no precisa el empleo de sustancias peligrosas distintas a las empleadas en Refinería. 7.3.1.4 Aplicación del Real Decreto 117/2003 No se utilizarán disolventes en el nuevo proyecto. El Real Decreto 117/2003 (Anexo I “Ámbito de aplicación) no es de aplicación a las instalaciones objeto del presente documento. 7.3.1.5 Almacenamiento y operaciones de carga, descarga y transporte interno de materias primas y auxiliares Las operaciones de carga y descarga del exterior a Refinería de materias primas se realizan a través de oleoducto. Las materias auxiliares como compuestos químicos de dosificación química se realizarán a través de transporte rodado (camiones). Las operaciones de carga de las materias primas desde los almacenamientos a las distintas Unidades se realizarán a través de tuberías. En el apartado II.4.1. “Almacenamiento y manipulación de los productos de la Refinería” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se incluye la descripción detallada de los distintos tipos de almacenamientos existentes en la Refinería. Por otra parte, en el apartado III.6. “Almacenamiento de Productos Químicos” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se recoge la siguiente documentación: − Apartado III.6.1. “Certificados de Autorización de Instalaciones APQ “(Almacenamiento de Productos Químicos). − Apartado III.6.2. “Notificación de instalación con Sustancias Peligrosas”. − Apartado III.6.4. “Identificación, manipulación y documentación de productos peligrosos”. En los Planos del Anexo III aparecen representados los almacenamientos de materias primas y auxiliares relacionados con el Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 168 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 7.3.2 Productos y subproductos almacenamiento del Proyecto URF: producción y A continuación se indica la producción de los productos y subproductos esperados en la Refinería tras la puesta en marcha de las nuevas Unidades de proceso. PRODUCCIÓN (t/año) PRODUCTO / SUBPRODUCTO Gases licuados Código CPA Total con Con Proyecto URF Promedio de los últimos años Adicional URF Reducción en refinería URF 2002 2003 2004 2005 2006 23.20.21 152.257 170.394 232.561 160.829 143.324 171.873 99.456 0 271.329 - 268.229 337.910 378.376 370.956 526.297 376.354 146.680 0 523.034 Gas de refinería (actualmente gas de conversión o gas de refinería; en Proyecto URF gas de coquización) (considerando promedios) Gasolinas 23.20.11 1.676.480 1.892.646 2.013.865 1.940.163 2.102.415 1.925.114 0 0 1.925.114 Queroseno 23.20.14 71.369 49.836 68.122 112.283 87.027 77.727 0 0 77.727 Gasoil 23.20.15 3.194.273 4.114.053 4.343.055 4.017.019 3.909.962 3.915.672 1.378.752 1.172.424 4.122.000 Fueloil 23.20.17 1.618.330 1.916.838 2.208.212 2.188.747 2.673.995 2.121.224 0 1.300.000 821.224 Materia petroquímica y naftas 23.20.13 397.862 517.735 612.939 466.577 461.144 491.251 137.992 0 629.243 Disolventes 23.20.13 3.600 4.509 1.278 2.794 1.640 2.764 0 0 2.764 Asfaltos 23.20.32 302.259 338.761 332.865 313.721 377.344 332.990 0 0 332.990 Azufre 23.20.40 42.242 54.294 65.763 59.476 76.599 59.675 73.328 0 133.003 Coque - Propileno 23.20.22 Otros productos (CO2, Alquilatos) Consumos propios y mermas - - - - - - 702.250 0 702.250 85.237 91.682 103.978 85.898 103.144 93.988 0 0 93.988 7.599 13.066 22.831 22.238 27.891 18.725 0 0 18.725 707.590 747.626 750.864 678.882 749.504 726.893 153.440 0 880.333 TABLA 19. PRODUCTOS Y SUBPRODUCTOS En cuanto al almacenamiento de los productos y subproductos de las nuevas Unidades de proceso cabe indicar lo siguiente: • Gas de coquización: el gas de coquización no puede almacenarse debido a su composición basada en hidrógeno, metano y etano. Por ello, según se va generando se consumirá en el horno de coquización, el horno de HDT de nafta de coquización, en la cogeneración y en los dos equipos de combustión de las plantas de recuperación de azufre. • Propano y Butano: estos combustibles se almacenarán en las instalaciones ya existentes en la Refinería (ver apartado II.4.1.2. “Descripción del área de esferas” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 169 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Nafta: se almacenarán en las instalaciones ya existentes en la Refinería Y-TK-403, Y-TK-404, Y-TK-405, Y-TK-407 y Y-TK-408 (ver apartado 5.4.2.1 del presente documento). • Gasóleo: la descripción de los tanques de gasóleo asociados al Proyecto URF se ha incluido en el apartado 5.4.2.1 del presente documento. • Coque: el almacenamiento y manejo del coque se describe en el apartado 5.4.2.1.3 del presente documento. • Azufre: el almacenamiento y manejo del azufre se describe en el apartado 5.4.2.1.4 del presente documento. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 170 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 8. DESCRIPCIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE EMISIONES 8.1 EMISIONES AL AIRE Las emisiones gaseosas a la atmósfera debidas al Proyecto URF pueden clasificarse en emisiones continuas y emisiones discontinuas. Las principales emisiones continuas a través de focos puntuales son los gases de combustión de la nueva cogeneración, del horno de coquización y del horno de hidrotratamiento de nafta de coquización, así como los gases de salida de los equipos de combustión de las dos nuevas plantas de recuperación de azufre, que se evacuarán a través de una de las chimeneas existentes en la refinería actual (U3-STK01). Además se producirán pequeños cambios en las emisiones de la chimenea H4STK-01, como consecuencia del Revamping previsto en la actual Unidad de Hidrógeno H4. La potencia térmica de cada uno los focos asociados a las unidades antes señaladas y el combustible empleado en cada una de ellas puede verse en la Tabla 20. POTENCIA TÉRMICA (MW) UNIDADES Horno de la Unidad de Coquización Horno de la Unidad de HDT de Nafta de Coquización COMBUSTIBLE 83,46 Gas de coquización 2,1 Gas de coquización Nueva Cogeneración con Postcombustión 144,83 Gas de coquización /Gas Natural Nuevas Plantas de recuperación de azufre 12,46 Gas de coquización /Gas Natural Unidad H4 (tras revamping) 64,06 Fuel gas TABLA 20. FOCOS PUNTUALES DEL PROYECTO URF En la Tabla 21 se muestra la identificación asignada a cada uno de los focos de emisión, así como las coordenadas UTM y las alturas de las chimeneas correspondientes a dichos focos. En el caso de las nuevas chimeneas estas alturas han sido seleccionadas a partir de las modelizaciones de dispersión que se incluyen en el Anexo IX. En el Anexo III se ha incluido un plano de la Refinería en el que puede observarse la localización de todos los focos (existentes y proyectados). UNIDAD CHIMENEA Horno de la Unidad de Coquización CK6-STK-01 UTM X UTM Y (km) (km) ALTURA (m) 491,246 4797,47 80 Horno HDT de Nafta de Coquización NC6-STK-01 491,111 4797,57 60 Nueva Cogeneración CG6-STK-01 490,769 4797,37 65 Nuevas Plantas de Azufre U3-STK-01 490,609 4797,51 222 Revamping de la Unidad H4 H4-STK-01 490,689 4797,41 60 TABLA 21. COORDENADAS DE LOS FOCOS PUNTUALES DEL PROYECTO URF PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 171 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En el Apartado 8.1.1 se detallan las condiciones de emisión de cada uno de los focos puntuales asociados al proyecto URF. Las principales emisiones de carácter discontinuo que se originarán como consecuencia del Proyecto URF, serán las que se produzcan a través de las antorchas, y las debidas al transporte y manipulación del coque. La descripción de estas emisiones se ha incluido en el Apartado 8.1.2. 8.1.1 Emisiones procedentes de procesos de combustión y de las plantas de azufre 8.1.1.1 Emisiones de la nueva cogeneración De acuerdo con lo indicado en el Anexo II: “Catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera” del Real Decreto 833/1975 de 6 de febrero, esta unidad corresponde a una fuente de emisión perteneciente al GRUPO A, sector “Energía”, catalogada como 1.1.5 “Refinerías de Petróleo” La potencia térmica nominal de la cogeneración con postcombustión será de 144,83 MWt, por lo que se trata de una Gran Instalación de Combustión. Las emisiones de la Cogeneración serán debidas a la combustión en la turbina de gas y en los quemadores de postcombustión de la caldera de recuperación de calor. Los gases saldrán por la chimenea de la caldera de recuperación, constituyendo la boca de salida de esta chimenea el principal foco emisor de la cogeneración. Es necesario indicar sin embargo, que existe un segundo ducto de evacuación (ducto de bypass de gases), que permite la salida directa del efluente de la turbina de gas a la atmósfera sin pasar por la caldera de recuperación de calor en casos de emergencia y en periodos de muy corta duración (minutos). Los casos citados corresponden a un fallo en la turbina de gas o en caldera que supusiera la necesidad de realizar una parada de emergencia de la instalación. En la Tabla 22 se muestran las coordenadas UTM y la elevación del terreno donde está previsto ubicar las chimeneas de la caldera de recuperación y el ducto de bypass de gases. COORDENADA UTM X COORDENADA UTM Y (m) (m) Chimenea de la caldera 490.769 4.797.371 8 Bypass 490.703 4.797.366 8 FOCO ELEVACIÓN (msnm) TABLA 22. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE LA COGENERACIÓN Las emisiones de la cogeneración contendrán distintos gases contaminantes como óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO), así como porcentajes traza de dióxido de azufre (SO2) y partículas. Asimismo, durante los procesos de arranque y PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 172 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL parada en los que se producen inquemados, se emitirán compuestos orgánicos volátiles (COVs9), cuya emisión en operación normal será mínima. Los gases emitidos por la cogeneración contendrán también dióxido de carbono (CO2) que, a pesar de no ser contaminante, sí es motivo de preocupación general debido a la problemática del efecto invernadero y el cambio climático y su relación con los objetivos establecidos por el Protocolo de Kyoto. La descripción de estas emisiones se presenta de forma independiente en el apartado 8.1.3. De los contaminantes anteriormente indicados, el más característico de este tipo de focos es el óxido de nitrógeno (NOx). La turbina de gas utilizará como combustible principal gas de coquización, que es un combustible limpio medioambientalmente hablando. Además, podrán emplear como combustible de reserva gas natural o una mezcla de gas natural con el anteriormente citado gas de coquización. Como combustible de emergencia podría utilizarse propano. En la situación normal de funcionamiento de la cogeneración en el Proyecto URF, es decir operando con postcombustión y gas de coquización como combustible, se espera que los gases emitidos por la chimenea de la caldera tengan las siguientes características: CAUDAL DE GASES (kg/h) 3 548.510 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 438.012 VAPOR DE AGUA (H2O) 10,78 % DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) MONÓXIDO DE CARBONO (CO) 3,44 % 0,0075 % NITRÓGENO (N2) 71,76 % OXÍGENO (O2) 13,15 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,0001 % ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX) 0,0036 % ARGÓN (AR) PARTÍCULAS (PM10) 0,86 % 0,0000 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) TEMPERATURA (ºC) 11,32 109 Nota: Porcentaje de gases expresados en Volúmen. TABLA 23. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA NUEVA COGENERACIÓN, OPERANDO CON POSTCOMBUSTIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE 9 NOTA: COVs (compuestos orgánicos volátiles) conforme a la definición c) del artículo 3 de la Resolución de 11 de septiembre de 2003, de la Secretaría General de Medio Ambiente, por la que se dispone la publicación del Acuerdo de 25 de julio de 2003, del Consejo de Ministros, por el que se aprueba el Programa Nacional de reducción progresiva de emisiones nacionales de dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx), compuestos orgánicos volátiles (COVs) y amoniaco (NH3): “COV (compuestos orgánicos volátiles)- todos los compuestos orgánicos que sean resultado de actividades humanas, distintos del metano, que puedan producir oxidantes fotoquímicos por reacción con óxidos de nitrógeno en presencia de luz solar”. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 173 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En el caso excepcional de realizarse la salida directa del efluente de la turbina de gas a la atmósfera sin pasar por la caldera de recuperación de calor, a través de un ducto de bypass, se emitirá el mismo caudal de gases y con la misma concentración de contaminantes que por la chimenea de la caldera de recuperación de calor cuando la cogeneración opera sin postcombustión. Únicamente hay que señalar que la emisión de salida de gases por este sistema de evacuación se realizará con una temperatura de 551,0 ºC y una velocidad de 4,55 m/s. • Límites de Emisión El Real Decreto 430/2004 establece que las nuevas instalaciones de cogeneración, cuya potencia térmica sea superior a 50 MW, que se construyan a partir de su entrada en vigor y cuyo rendimiento eléctrico global sea superior al 55% en condiciones ISO, tendrán que cumplir los siguientes límites de emisión: LÍMITES DE EMISIÓN (mg/Nm3) CONTAMINANTE Funcionamiento con gas de coquización Funcionamiento con gas de natural Funcionamiento con propano NOx10* 120 7511 120 SO212 12 12 12 Partículas Excluidas las turbinas de gas TABLA 24. LÍMITES DE EMISIÓN PARA LA COGENERACIÓN SEGÚN R.D. 430/2004 No obstante, teniendo en cuenta las mejores tecnologías disponibles que se han considerado en el diseño de la Nueva Cogeneración, los valores máximos de emisión serán inferiores a los límites establecidos por la legislación para este tipo de intalaciones. En la Tabla 25 se indican las emisiones máximas garantizadas para el funcionamiento habitual de la Cogeneración en el proyecto URF, es decir con postcombustión y utilizando gas de coquización como combustible. Para el cálculo de las emisiones anuales se ha considerado que está instalación podrá operar un máximo de 8.600 horas al año. 10 Referido a un contenido de O2 del 15% en gases secos. 11 Valor límite para rendimiento superior al 75% (rendimiento esperado de la Cogeneración 82% con postcombustión y 76% sin postcombustión) 12 Referido a un contenido de O2 del 15% en gases secos que aplica a Turbinas de Gas de acuerdo con R.D. 430/2004. Valor equivalente al límite de emisión de SO2 establecido en dicho Real Decreto en 35 3 mg/Nm al 3% de O2 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 174 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) (1) TASA DE EMISIÓN (g/s) EMISIÓN TOTAL (t/año) Óxidos de Nitrógeno (NOX) 78 8,842 273,75 Dióxido de Azufre (SO2) 4 0,466 14,43 Monóxido de Carbono (CO) < 100 11,336 350,96 Partículas <5 0,567 17,55 NOTAS: (1) NOx totales (expresados como NO2) referido al 15% de O2 sobre gases secos. TABLA 25. EMISIONES MÁXIMAS DE LA NUEVA COGENERACIÓN, OPERANDO CON POSTCOMBUSTIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE En el caso de que la nueva cogeneración opere con gas natural como combustible alternativo, con propano en caso de de emergencia o que se produzca la salida excepcional durante un breve periodo de tiempo por la chimenea de bypass, se cumplirán los límites de emisión indicados en la Tabla 24. • Características del sistema de evacuación En la Tabla 26 se muestran las principales características geométricas de la chimenea de la caldera de recuperación de calor y del ducto de bypass. Para el diseño de la altura de la chimenea se ha empleado una metodología basada en la utilización de un modelo de dispersión que tiene en cuenta los parámetros meteorológicos y topográficos de la zona, cuyos resultados se detallan en el Anexo IX del presente documento. FOCO ALTURA CHIMENEA (m) DIÁMETRO BOCA DE CHIMENEA (m) Chimenea de la caldera 65 3,7 Bypass 65 5,0 TABLA 26. CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DE LA CALDERA Y DEL DUCTO DE BYPASS DE LA UNIDAD DE COGENERACIÓN La chimenea constará de los sistemas de medición y toma de muestras, conforme a lo establecido en el Anexo III de la Orden de 18 de Octubre de 1976 sobre prevención y corrección de la contaminación atmosférica de origen industrial. En concreto, la chimenea de la cogeneración estará provista de varias plataformas y bocas de hombre, a las que se llegará mediante una escalera de acceso exterior. Habrá igualmente un damper o compuerta para el cierre interior de la chimenea. La plataforma de acceso a las diferentes tomas y sondas de monitorización de gases se situará a una distancia superior a 0,5 veces el diámetro interior de la chimenea para PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 175 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL evitar perturbaciones en la medida. Estará equipada con un pasamanos, cadenas recogibles en la parte superior de la escalera y zócalos verticales. En esta plataforma se situarán las sondas de velocidad de gases, opacidad, etc. así como los orificios de toma para el Sistema de Medición de Emisiones en Continuo (SMEC), cuyos valores serán enviados, junto con el resto de los datos de la refinería, a la red del Gobierno Vasco para el seguimiento remoto de las emisiones. Concretamente, se dispondrán puntos de muestreo para los siguientes equipos: − Sonda de toma de muestra de analizadores en base seca del SMEC, de la concentración de NOx, SO2, O2, y CO2. − Sonda de flujo de gases (tubo Pitot), así como de presión y temperatura, para la medida de la velocidad y el caudal volumétrico de los gases. − Puntos (2, Transmisor y receptor) de muestreo de opacidad (posicionados a 180°). − Puntos (4) para tomas manuales de muestras de referencia (posicionados a 90°). En la misma plataforma se situará el opacímetro conectado a las tomas de muestreo de opacidad. El resto de equipos se alojarán en una cabina, situada al pie de chimenea. Los orificios para la toma de muestras de referencia tendrán un diámetro interior mínimo de 100 mm y una longitud mínima de tubo de 40 mm. La sonda del SMEC se ubicará preferiblemente en el mismo plano donde se ubicarán los orificios para la toma de muestras de referencia. De no ser posible, la sonda se ubicará en un plano lo más próximo posible pero manteniendo una distancia mínima entre ambos planos de 0,5 m para prevenir la posible influencia de uno sobre otro. Existirá igualmente una plataforma superior, situada encima de la plataforma anterior, que tendrá su balizamiento luminoso y protección contra rayos. En los esquemas siguientes se muestra una vista superior representativa de la chimenea de la cogeneración, indicándose la situación de los equipos de medición y orificios de toma de muestras. En todo caso, una vez concluida la fase de ingenería de detalle se cumplirá lo dispuesto en el Anexo III de la Orden Ministerial del 18 de octubre de 1976. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 176 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 177 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 178 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 8.1.1.2 Emisiones del horno de la unidad de coquización Este foco de emisión se considera integrado en el GRUPO A, sector “Energía”, catalogado como 1.1.5 “Refinerías de Petróleo”, de acuerdo con lo indicado en el Anexo II: “Catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera” del Real Decreto 833/1975 de 6 de febrero. El horno de coquización operará un máximo de 8.000 horas al año, utilizando como combustible gas de coquización, y tendrá una potencia térmica de 83,46 MW, por lo que se trata de una Gran Instalación de Combustión. Las emisiones del horno de coquización serán debidas a la combustión que se produce en el mismo y los gases saldrán por la chimenea situada sobre la caldera. En la Tabla 27 se muestran las coordenadas UTM y la elevación del terreno donde está previsto ubicar la chimenea del horno de coquización. FOCO Chimenea Horno de Coque COORDENADA UTM X COORDENADA UTM Y (m) (m) 491.246 4.797.476 ELEVACIÓN (msnm) 6,5 TABLA 27. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE COQUIZACIÓN Las emisiones del horno de coquización contendrán principalmente óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) así como porcentajes traza de dióxido de azufre (SO2) y partículas. La descripción de las emisiones de CO2 se incluye en el apartado 8.1.3 como gas de efecto invernadero. Cuando el horno opere a pleno rendimiento con gas de coquización como combustible, se espera que los gases emitidos por la chimenea tengan las siguientes características: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 179 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CAUDAL DE GASES (kg/h) 123.019 3 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 98.316 VAPOR DE AGUA (H2O) 15,41 % DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 9,30 % MONÓXIDO DE CARBONO (CO) 0,0078 % NITRÓGENO (N2) 72,79 % OXÍGENO (O2) 2,48 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,0003 % ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX) 0,0090 % PARTÍCULAS (PM10) 0,0000 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) 2,8 TEMPERATURA (ºC) 135 Nota: Porcentaje de gases expresados en Volúmen. TABLA 28. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DEL HORNO DE COQUIZACIÓN • Límites de emisión El Real Decreto 430/2004 establece que las instalaciones de combustión de potencia superior a 50 MW, tendrán que cumplir los siguientes límites de emisión: CONTAMINANTE LÍMITES DE EMISIÓN (mg/Nm3)13 NOx* 200 SO2 35 Partículas 5 TABLA 29. LÍMITES DE EMISIÓN PARA GRANDES INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN R.D. 430/2004 De acuerdo con las mejores tecnologías disponibles consideradas para el diseño del horno de la Unidad de Coquización, puede garantizarse que las emisiones máximas de este foco cumplirán, y en el caso del SO2 mejorarán, los límites de la legislación. En la Tabla 30 se indican los valores de emisión máxima garantizados para este foco. 13 Referido a un contenido de O2 del 3% en gases secos PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 180 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) (1) TASA DE EMISIÓN (g/s) EMISIÓN TOTAL (t/año) Óxidos de Nitrógeno (NOX) < 200 4,638 133,57 Dióxido de Azufre (SO2) 12 0,280 8,06 Monóxido de Carbono (CO) < 100 2,319 66,79 Partículas <5 0,116 3,34 NOTAS: (1) NOx totales (expresados como NO2) referido al 3% de O2 sobre gases secos. TABLA 30. EMISIONES MÁXIMAS DEL HORNO DE COQUIZACIÓN CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE • Características del sistema de evacuación En la Tabla 31 se muestran las principales características geométricas de la chimenea del horno de coquización. El cálculo de la altura de esta chimenea se ha realizado de manera conjunta con el de la chimenea de la cogeneración y del horno de hidrotratamiento de nafta de coquización, tal y como se detalla en el apartado 7 del ANEXO IX del presente documento. FOCO ALTURA CHIMENEA (m) DIÁMETRO BOCA DE CHIMENEA (m) Horno de coquización 80 3,5 TABLA 31. CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE COQUIZACIÓN La chimenea del horno de coquización será autoportante y contará con el equipamiento y condiciones de toma de muestras requeridas por el Anexo III de la Orden de 18 de Octubre de 1976 sobre prevención y corrección de la contaminación atmosférica de origen industrial. En la plataforma de toma de muestras se situarán las sondas para los analizadores en base seca de NOx, SO2, CO2, partículas, O2 y flujo, del Sistema de Medición de Emisiones en Continuo (SMEC), tal y como se ha descrito para la Nueva Cogeneración, cuyos valores serán enviados, junto con el resto de los datos de la refinería, a la red del Gobierno Vasco. Asimismo, en esta plataforma se ubicará el opacímetro, conectado a los 2 puntos (transmisor y receptor) de muestreo de opacidad (posicionados a 180°). En la plataforma de la parte superior de convección se ubicarán medidores de temperatura y presión de gases, y en la parte inferior de convección el analizador de oxigeno seco. Los orificios para la toma de muestras de referencia tendrán un diámetro interior mínimo de 100 mm y una longitud mínima de tubo de 40 mm. La sonda del SMEC se ubicará preferiblemente en el mismo plano donde se ubicarán los orificios para la toma de muestras de referencia. De no ser posible, la sonda se ubicará en un plano lo más próximo posible PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 181 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL pero manteniendo una distancia mínima entre ambos planos de 0,5 m para prevenir la posible influencia de uno sobre otro. 8.1.1.3 Emisiones del horno de la unidad de HDT de nafta de coquización Este foco de emisión se considera integrado en el GRUPO A, sector “Energía”, catalogado como 1.1.5 “Refinerías de Petróleo”, de acuerdo con lo indicado en el Anexo II: “Catálogo de actividades potencialmente contaminadoras de la atmósfera” del Real Decreto 833/1975 de 6 de febrero. El horno de Hidrotratamiento de nafta de coquización operará un máximo de 8.000 horas al año y utilizará como combustible gas de coquización, siendo su potencia térmica de 2,1 MW, por lo que se trata de una instalación de combustión menor de 50 MW. Las emisiones de este foco serán debidas a la combustión que se produce en el mismo horno y los gases saldrán por la chimenea situada sobre la caldera, conteniendo principalmente óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) así como porcentajes traza de dióxido de azufre (SO2) y partículas. Los datos correspondientes a las emisiones de CO2 se incluyen en el apartado 8.1.3, como gas de efecto invernadero. En la Tabla 32 se muestran las coordenadas UTM y la elevación del terreno donde está previsto ubicar la chimenea del horno de HDT de nafta de coquización. FOCO Chimenea horno de HDT de nafta de coquización COORDENADA UTM X COORDENADA UTM Y (m) (m) 491.111 4.797.573 ELEVACIÓN (msnm) 6,5 TABLA 32. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN Cuando el horno opere a pleno rendimiento con gas de coquización como combustible, se espera que los gases emitidos por la chimenea tengan las siguientes características: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 182 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CAUDAL DE GASES (kg/h) 1.344 3 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 1.080 VAPOR DE AGUA (H2O) 17,22 % DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 8,93 % MONÓXIDO DE CARBONO (CO) 0,0071 % NITRÓGENO (N2) 71,38 % OXÍGENO (O2) 2,45 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,0004 % ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX) 0,0076 % PARTÍCULAS (PM10) 0,0001 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) 1,2 TEMPERATURA (ºC) 362 Nota: Porcentaje de gases expresados en Volúmen. TABLA 33. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN • Límites de emisión Teniendo en cuenta que el horno de HDT de Nafta de Coquización es una instalación de combustión de potencia < 50 MW, le aplica el RD 1800/1995 para SO2 (burbuja de SO2). Para el resto de contaminantes, la legislación de emisiones aplicable es el Decreto 833/1975. En la Tabla 34 se indican los valores límites de la legislación correspondientes a una instalación de combustión de características similares al horno de Hidrotratamiento de nafta de coquización. CONTAMINANTE LÍMITES DE EMISIÓN (mg/Nm3) NOx* 300 ppm (616,2 mg/Nm ) SO2** 1.700 CO 1.875 Partículas 150 3 *: expresado como NO2 **: entendido como se define en los RD 646/1991 y 1800/1995 TABLA 34. . LÍMITES DE EMISIÓN PARA INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN < 50 MW CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN LEGISLACIÓN No obstante, conforme a lo establecido en la Ley 16/2002 de prevención y control integrados de la contaminación, los valores anteriores deberán entenderse como los límites superiores PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 183 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL establecidos por la legislación, debiendo adoptarse las Mejores Técnicas Disponibles para reducir las emisiones por debajo de estos valores siempre que la tecnología existente lo permita y considerando para la selección de las mismas los factores locales. Teniendo en cuenta lo anterior y la importante evolución tecnológica que se ha producido desde la publicación del Decreto 833/1975, particularmente en el sector del refino, puede garantizarse que las emisiones máximas del horno de la Unidad de HDT de Nafta de Coquización cumplirán los valores máximos de emisión que se indican en la Tabla 35. CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) TASA DE EMISIÓN (g/s) EMISIÓN TOTAL (Tn/año) Óxidos de Nitrógeno (NOX) 175 0,044 1,27 Dióxido de Azufre (SO2) 12 0,003 0,09 Monóxido de Carbono (CO) < 100 0,025 0,72 Partículas < 5,00 0,001 0,03 NOTA: Concentración referida al 3% de O2 sobre gases secos TABLA 35. EMISIONES MÁXIMAS DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN • Características del sistema de evacuación En la Tabla 49 se muestran las principales características geométricas de la chimenea del horno de hidrotratamiento de nafta de coquización. El cálculo de la altura de esta chimenea se ha realizado de manera conjunta con las de los focos antes descritos, tal y como se detalla en el Anexo IX, Estudio de Dispersión, del presente documento. FOCO ALTURA CHIMENEA (m) DIÁMETRO BOCA DE CHIMENEA (m) Horno de nafta de coquización 60 0,56 TABLA 36.CARACTERÍSTICAS DE LA CHIMENEA DEL HORNO DE HDT DE NAFTA DE COQUIZACIÓN La chimenea del horno de hidrotratamiento de nafta de coquización será autoportante y contará con el equipamiento y condiciones de toma de muestras requeridas por el Anexo III de la Orden de 18 de Octubre de 1976 sobre prevención y corrección de la contaminación atmosférica de origen industrial. En la plataforma de toma de muestras se situarán las sondas para los analizadores en base seca de NOx, SO2, CO2, partículas, O2 y flujo, del Sistema de Medición de Emisiones en Continuo (SMEC), tal y como se ha descrito para la Nueva Cogeneración, cuyos valores PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 184 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL serán enviados, junto con el resto de los datos de la refinería, a la red del Gobierno Vasco. Asimismo, en esta plataforma se ubicará el opacímetro, conectado a los 2 puntos (transmisor y receptor) de muestreo de opacidad (posicionados a 180°). 8.1.1.4 Emisiones debidas al Revamping de la Unidad de producción de hidrógeno (Unidad H4) La modificación de esta Unidad tiene como finalidad aumentar su capacidad de producción en un 25% y satisfacer así el incremento de las necesidades de Hidrógeno para desulfuración de los productos obtenidos de la Unidad de coquización. Las emisiones derivadas del aumento de producción del Horno de esta Unidad serán debidas principalmente al proceso de combustión que tiene lugar en el mismo. La potencia actual de este horno es de más de 50 MWt, y tras revamping no se modificará significativamente. En la Tabla 37 se muestran las coordenadas UTM y la elevación del terreno correspondientes a la chimenea de la unidad de hidrógeno H4. FOCO Chimenea Unidad H4 COORDENADA UTM X COORDENADA UTM Y (m) (m) 490.698 4.797.410 ELEVACIÓN (msnm) 7,5 TABLA 37. COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE LA UNIDAD DE HIDRÓGENO H4 Actualmente, las características de los gases que se emiten por la chimenea de la unidad H4 utilizando gas de coquización como combustible son: CAUDAL DE GASES (kg/h) 101.399 3 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 75.528 VAPOR DE AGUA (H2O) 8,00 % DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 11,90 % NITRÓGENO (N2) 75,49 % OXÍGENO (O2) 4,60 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,0001 % ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX) 0,0054 % PARTÍCULAS (PM10) 0,00005 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) TEMPERATURA (ºC) 7,5 125,4 Nota: Porcentaje de gases expresados en Volúmen. TABLA 38. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA UNIDAD H4 (SITUACIÓN ACTUAL) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 185 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Tras el Revamping, se espera que los gases emitidos por la chimenea de la unidad H4 tengan las siguientes características: CAUDAL DE GASES (kg/h) 111.405 3 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 82.584 VAPOR DE AGUA (H2O) 17,63 % MONÓXIDO DE CARNONO (CO) 0,0036% DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 24,12 % NITRÓGENO (N2) 56,20 % OXÍGENO (O2) 1,37 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,0001 % ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX) 0,0044 % ARGON (AR) 0,67 % PARTÍCULAS (PM10) 0,0006 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) 8,2 TEMPERATURA (ºC) 143,0 Nota: Porcentaje de gases expresados en Volúmen. TABLA 39. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LA UNIDAD H4 (TRAS REVAMPING) • Límites de emisión Teniendo en cuenta que este foco de emisión es una gran instalación de combustión (>50 MW), le aplica el Real Decreto 430/2004. En la Tabla 40 se resumen los valores límite de emisión para GICs que utilicen combustibles gaseosos. CONTAMINANTE LÍMITES DE EMISIÓN (mg/Nm3)14 * NOx 200 SO2 35 Partículas 5 TABLA 40. LÍMITES DE EMISIÓN PARA GRANDES INSTALACIONES DE COMBUSTIÓN CON COMBUSTIBLE GASESO SEGÚN R.D. 430/2004 No obstante, tal y como se ha descrito en el apartado 8.1.1.3, conforme a lo establecido en la Ley 16/2002 de prevención y control integrados se indica que los valores anteriores deberán entenderse como los límites superiores establecidos por la legislación, debiendo adoptarse las Mejores Técnicas Disponibles para reducir las emisiones por debajo de estos valores siempre que la tecnología existente lo permita y considerando para la selección de las mismas los factores locales. 14 Referido a un contenido de O2 del 3% en gases secos PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 186 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En las siguientes Tablas se muestran los valores de emisión máxima correspondientes a la unidad H4 en la situación actual y los consideradas tras el Revamping. Para el cálculo de las emisiones anuales se ha considerado que está instalación opera un máximo de 8.000 horas al año. CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) (1) TASA DE EMISIÓN (g/s) EMISIÓN TOTAL (Tn/año) Óxidos de Nitrógeno (NOX) 110 2,28 65,66 Dióxido de Azufre (SO2) 2,86 0,05 1,44 Monóxido de Carbono (CO) 0 0,00 0,00 Partículas 5 0,09 2,59 (1) NOx totales (expresados como NO2) referido al 3% de O2 sobre gases secos. TABLA 41. EMISIONES MÁXIMAS DE LA UNIDAD H4 CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE (SITUACIÓN ACTUAL) CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) (1) TASA DE EMISIÓN (g/s) EMISIÓN TOTAL (Tn/año) Óxidos de Nitrógeno (NOX) 100 2,03 58,46 Dióxido de Azufre (SO2) 3,14 0,06 1,73 Monóxido de Carbono (CO) 50 1,02 29,38 Partículas 5 0,10 2,88 (1) NOx totales (expresados como NO2) referido al 3% de O2 sobre gases secos. TABLA 42. EMISIONES MÁXIMAS DE LA UNIDAD H4 CON GAS DE COQUIZACIÓN COMO COMBUSTIBLE (TRAS REVAMPING) Las emisiones de NOx serán inferiores tras el revamping debido a que la temperatura de la llama será inferior al incrementarse la cantidad de gas de purga generado (mayoritariamente CO2) en el proceso y enviado a los quemadores, lo que contribuye a la reducción de la emisión de NOX. 8.1.1.5 Emisiones de las Nuevas Plantas de Azufre Una parte muy importante del azufre que entra en la refinería con el crudo se elimina durante el refino y es finalmente recuperado en forma de azufre elemental. Esta recuperación se lleva a cabo en las plantas de azufre a las cuales llegan las corrientes de H2S de elevada concentración procedentes de las plantas de aminas. Aunque existen diferentes tecnologías para oxidar el H2S a azufre elemental, para cantidades elevadas el método universalmente adoptado es el “Proceso Claus”. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 187 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El proceso Claus consiste en la combustión parcial de la corriente de gas rica en H2S y posterior reacción del SO2 resultante junto con el H2S inquemado en presencia de un catalizador. La reacción Claus no transcurre de forma completa, sino que una pequeña fracción del azufre, en forma de compuestos gaseosos sin reaccionar, se emite con el denominado “gas de cola”. Las Plantas de recuperación de azufre no son equipos de combustión, en el sentido que da a estos procesos la legislación, sino reactores químicos que tienen como fin controlar las emisiones de azufre al medioambiente. Por este motivo, en la legislación son tratados de manera diferente al resto de procesos, sin limitarse sus emisiones a través de la “burbuja”, sino a través del rendimiento de dichas plantas, el cual se establece en función de la capacidad de producción (en t/día de azufre). En la legislación actualmente vigente los valores establecidos para el rendimiento anterior son los siguientes15: “El rendimiento de las nuevas plantas de recuperación de azufre, que se instalen en las refinerías de petróleo a partir de la entrada en vigor de este real decreto, no deberá ser inferior a: a) 96,5 por ciento, si la capacidad es inferior o igual a 20 t/día. b) 97,5 por ciento, si la capacidad es superior a 20 t/día e inferior a 50t/día. c) 98,5 por ciento, si la capacidad es superior o igual a 50 t/día.” Dado que las dos nuevas Plantas de recuperación de azufre que se van a construir en el Proyecto URF tendrán una capacidad de tratamiento de 110 t/día, pertenecen al grupo c), por lo que su rendimiento no debe ser inferior al 98,5%. Petronor asumiendo las implantación de las MTDs espera alcanzar un rendimiento del 99,5%. Este elevado rendimiento es consecuencia de la incorporación de una etapa de tratamiento de gas de cola, catalizadores de última generación, etc. Para disminuir el impacto de los gases de salida de los equipos de combustión de las Plantas de recuperación de azufre (con una potencia térmica conjunta de 12,46 MWt) éstos se evacuarán a través de la chimenea U3-STK-01 existente en refinería actual de 222 m de altura geométrica, cuya altura favorece la dispersión de los contaminantes. 15 Real Decreto 430/2004, de 12 de marzo, por el que se establecen nuevas normas sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, y se fijan ciertas condiciones para el control de las emisiones a la atmósfera de las refinerías de petróleo. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 188 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FOCO Chimenea U3-STK-01 COORDENADA UTM X COORDENADA UTM Y (m) (m) 490.609 4.797.512 ELEVACIÓN ALTURA (msnm) (m) 8,0 222 DIÁMETRO (m) 3,20 TABLA 43. GEOMETRÍA Y COORDENADAS UTM DE LA CHIMENEA DE PLANTA 3 (U3STK-01) Las características de los gases previstos a través de la chimenea U3-STK-01 existente como consecuencia del funcionamiento a pleno rendimiento de los equipos de combustión de las dos nuevas Plantas de recuperación de azufre son las siguientes: CAUDAL DE GASES (kg/h) 45.945 3 CAUDAL DE GASES (Nm /h) 40.140 VAPOR DE AGUA (H2O) 30,72 % DIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 3,15 % NITRÓGENO (N2) 63,22 % OXÍGENO (O2) 2,08 % DIÓXIDO DE AZUFRE (SO2) 0,09 % VELOCIDAD DE SALIDA (m/s) 30,0 TEMPERATURA (ºC) 265,6 TABLA 44. PRINCIPALES PARÁMETROS DE EMISIÓN DE LAS NUEVAS PLANTAS DE AZUFRE En la Tabla 45 se indican los valores de emisión máxima estimados para las Nuevas Plantas de Azufre. CONTAMINANTE CONCENTRACIÓN (mg/Nm3) (1) TASA DE EMISIÓN (g/s) Óxidos de Nitrógeno (NOX) 119 0,918 Dióxido de Azufre (SO2) 3627 28,020 Monóxido de Carbono (CO) < 100 0,772 Partículas 8 0,061 NOTAS: (1) NOx totales (expresados como NO2) referido al 3% de O2 sobre gases secos. TABLA 45. EMISIONES MÁXIMAS DE LAS NUEVAS PLANTAS DE AZUFRE PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 189 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Dado que existe legislación específica para las plantas de azufre, basado en el rendimiento se derá descontar la emisión de SO2. En la corriente de gases de salida de la unidad se va a analizar la viabilidad de incorporar medidores de SO2, O2 y caudal de gases para justificar y documentar las emisiones de estas plantas. El análisis permitirá localizar referencias de aplicaciones similares en el sector industrial, así como el estado del arte de esta tecnología, con importantes problemas de fiabilidad en los resultados medidos, debido a la perturbación que poduciría otro especies presentes (como el vapor de agua, etc.) sobre la respuesta del sensor. Por otra parte, destaca que las Plantas de azufre no incrementan la potencia térmica asociada al foco U3-STK-01, por lo que no afectan al límite de concentración de emisión fijado actualmente para esta chimenea según RD 430/2004. 8.1.2 Emisiones derivadas de otros procesos A continuación se describen otras emisiones que se originarán como consecuencia del Proyecto URF. 8.1.2.1 Almacenamiento y manipulación de productos (excepto manejo de sólidos) Aparte de las emisiones procedentes de los procesos anteriormente descritos, hay que destacar las emisiones de tanques de almacenamiento, constituidas fundamentalmente por COVs no metánicos (COVnm). Las modificaciones en el parque de almacenamiento debidas al Proyecto URF serán mínimas (ver apartado 5.4.2.1.2 por lo que no se espera una variación apreciable en la emisión de COVs no metánicos derivados de los mismos. Se construirán 3 nuevos tanques de almacenamiento para los siguientes productos: Nafta de coquización, Nafta de coquización intermedia (que sustituirá a un tanque existente) y Gasoil A desulfurado (10ppm). A esta ampliación hay que unir la modificación del producto almacenado en alguno de los tanques existentes, en su mayor parte debido al ajuste al nuevo esquema de producción, caracterizado por incremento de producción de gasoil y reducción de la producción de fueloil. Con el fin de poder comparar las emisiones de COVs procedentes de los tanques de la refinería antes y después del Proyecto URF, se ha llevado a cabo una estimación de las emisiones procedentes en ambas situaciones. Esta estimación se ha realizado teniendo en cuenta las siguientes variables: − Volumen de combustible almacenado − Tipo de combustible − Tipo de sello (doble sello, techo fijo, pantógrafo o balón de espuma) − Tipo de techo (todos los tanques presentes en la refinería así como los nuevos tanques previstos en el Proyecto URF poseen doble sello) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 190 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Esta estimación se ha realizado utilizando los factores de emisión para pérdidas producidas en el almacenamiento y manipulación según la EPA. Estos factores indican la cantidad de COVNM emitidos por kg de productos almacenado o manipulado. Así, las modificaciones previstas en la refinería actual implican que el cómputo global de emisiones se mantenga apenas sin variaciones, ya que el incremento de volumen de almacenamiento será de tan solo de 34.000 m3 (ver apartado 5.4.2.1.2), de manera que se estima que la emisión de COVNM procedentes de tanques se incrementará tan solo un 0,68% tras la puesta en marcha del Proyecto URF. 8.1.2.2 Emisiones debidas al manejo de sólidos El manejo del coque producido en la refinería puede dar lugar a la emisión de partículas. Sin embargo, en la mayor parte de los puntos del proceso donde se manejará coque, no se esperan emisiones continuas de polvo ya que se ha previsto la aplicación de las mejores tecnologías disponibles en los procesos de almacenamiento y manejo de coque (ver apartado 5.4.2.1.3), el producto se almacenará en nave cerrada, se emplearán sistemas de niebla seca, las cintas de transporte exteriores serán de tipo tubular, los camiones de la flota dedicada de transporte estarán especialmente acondicionados, el sistema de carga será mediante mangas telescópicas, etc. Únicamente se esperan eventuales emisiones de partículas de coque durante el proceso de carga de camiones anexo a la nave de almacenamiento, durante el llenado de la tolva de carga. La carga de camiones se realizará en el interior de un edificio que envuelve a las tolvas de carga de camiones (4 tolvas, 3 en funcionamiento y 1 en reserva); cada una de estas tolvas, además de disponer de sistemas de niebla seca, contarán con filtros de alta eficiencia para retener la emisión de polvo de coque. Dado que los filtros previstos son especialmente eficaces en la retención de partículas superiores a 5 μm, cabe considerar que las emisiones de partículas de tamaño superior serán prácticamente despreciables. Para calcular la posible emisión máxima de estas partículas se han considerado los siguientes datos (valores preliminares): • Emisión máxima garantizada en los filtros: 30 mg/Nm3. • Capacidad de los ventiladores: − Filtros de tolvas de carga de camiones: 3 x 900 Nm3/h = 2.700 Nm3/h • Horario de funcionamiento (conservador): de lunes a viernes de 8:00 h a 18:00 h, es decir, 50 horas/semana. Esto supone una emisión de polvo de coque de 210 kg/año, es decir menos de 1 kg/día laborable, en las condiciones más conservadoras: ya que se ha considerado la máxima emisión garantizada en los filtros y operando en forma continua. Sin embargo, hay que PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 191 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL señalar que la posible emisión de partículas de coque por la carga de tolva a camiones se estima que representará el 30% del tiempo del ciclo de carga, por lo que en la práctica estas cifras serán considerablemente menores. Con objeto de tener una primera aproximación sobre si esta emisión de partículas puede tener un impacto significativo sobre los niveles de inmisión de este contaminante, se ha realizado una modelización básica con el modelo de la EPA Industrial Source Complex versión 3 (ISC3). El modelo ISC3 incorpora opciones específicas para modelizar partículas de tamaño menor de 10 μm, para lo que requiere además de los datos meteorológicos habituales (velocidad y dirección de viento, temperatura, estabilidad y altura de la capa de mezcla), variables características de la capa límite (velocidad de fricción, rugosidad superficial y longitud de Monin-Obukhov). Estos datos se han estimado a partir de la información del emplazamiento y de parametrizaciones disponibles en la bibliografía. Los resultados obtenidos considerando un funcionamiento continuo de la carga de camiones durante los 365 días del año, situación muy conservadora respecto del funcionamiento real previsto, tal y como se ha indicado anteriormente, son de una inmisión máxima anual de 0,82 μg/m3 y una deposición máxima anual de 9,84 g/m2 a 1,3 km de distancia hacia el NNW del punto de emisión. Estos máximos son puntuales y localizados, estimándose concentraciones inferiores a 0,30 μg/m3 y deposiciones inferiores a 2,20 g/m2 a partir de los 2 km de distancia. 8.1.2.3 Planta DAR La Planta DAR existente no requiere ninguna modificación más allá del proyecto de potenciación previsto (ver Anexo XXIII) por el reducido incremento porcentual del aporte de agua de las nuevas Unidades respecto a los valores actuales, ya que el caudal resultante es inferior a la capacidad hidraúlica de tratamiento. De estos aspectos se deduce que no se producirá ninguna variación en las emisiones procedentes de la misma. 8.1.2.4 Antorchas Las antorchas son elementos de seguridad que actúan como sumidero de gases en situaciones de emergencia o incidentes, a los que entran todas las corrientes gaseosas que, fundamentalmente por seguridad, deben ser eliminados en condiciones fiables. Los gases de salida de las mismas son los resultantes del proceso de combustión, por lo que el principal compuesto emitido es el CO2, aunque, dado que las corrientes de entrada puede presentar en momentos puntuales una concentración de H2S, también se producen emisiones de SO2. En el Proyecto URF no se van a instalar nuevas antorchas ya que las existentes disponen de suficiente capacidad para asumir las nuevas instalaciones. Así, las modificaciones previstas en las Unidades existentes en refinerías 1 y 2 se vinculan al sistema de antorcha existente (Antorchas 1 y 2), mientras que el resto de Unidades asociadas al Proyecto se vinculan al sistema de antorcha de Conversión existente (Antorcha 3), sin realizarse modificaciones en dichas antorchas. Cabe indicar que se van instalar 5 nuevos compresores PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 192 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de anillo líquido asociado a Antorcha 3 que recuperará buena parte de los gases evacuados a antorcha. El caudal de gases vertido por las antorchas actuales durante el año 2005 fue de 24,5 Nm3/h en valor medio, variando entre 64,0 Nm3/h y 6,0 Nm3/h. El incremento de caudal previsto por el funcionamiento de las nuevas unidades del Proyecto URF se estima que será del 22%. Considerando este incremento, la aportación del Proyecto URF a las posibles emisiones de CO2 derivadas de las antorchas existentes es mínima. Es importante destacar que el sistema de antorchas existente actualmente en refinería se ha diseñado con el fin de poder recibir los caudales que puedan ser liberados en cualquier circunstancia de proceso y quema los gases en condiciones seguras, tanto de las instalaciones, como del entorno, habiendo sido modificadas recientemente y disponiendo de los métodos más modernos de seguridad y control. En particular todas las antorchas disponen de un distribuidor del que salen múltiples quemadores, de forma que la llama de cada uno pueda incidir sobre la del adyacente y así sucesivamente, garantizando su permanente encendido ante cualquier eventualidad que pudiera apagarlos. Los pilotos se mantienen encendidos permanentemente, mediante una aportación de gas de refinería, ajustada según el medidor. Existen además unos termopares que permiten detectar cualquier posible apagado accidental. Adicionalmente existe una inyección de vapor para mejorar la combustión de la llama (efecto anti-humo). Asimismo, y con el fin de garantizar que las emisiones por antorchas se reducen en la medida de lo posible, se llevan a cabo las siguientes acciones: − Adecuadas prácticas de mantenimiento y operación: realizadas a través de un programa para la comprobación de que las válvulas de seguridad están correctamente identificadas, con precinto y sin fugas. − Instalación de sistemas de recuperación de gas (vía compresores de anillo líquido), cuyo objetivo es descargar parte de los gases al sistema de antorcha de Planta 1/2. − Control avanzado de proceso que permite minimizar el envío de gases a antorcha. − Instalación de válvulas de seguridad de descarga al colector de antorcha que garantizan bajo nivel de fugas. Todo lo anterior garantiza un correcto funcionamiento del sistema de antorchas, por lo que puede decirse que éstas se encuentran bien operadas. En estas condiciones se estima que se produce una transformación de 98% a CO2, 1,5% a productos de combustión parcial (casi todo CO) y 0,5% no convertido (BREF “Reference Document on Best Available Tecniques for Mineral Oil and Gas Refineries”, IPCC, Febrero 2003). 8.1.2.5 Emisiones debidas al transporte de sólidos Para proceder a la expedición de coque y azufre fuera de la refinería es necesario disponer de un sistema adecuado, habiéndose elegido un sistema basado en una flota dedicada de camiones homologados para transporte de coque. En el caso del coque, la carga de los camiones se realizará mediante un sistema de tolvas situadas a una altura que permita la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 193 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL carga de los camiones por gravedad, incorporando numerosos mecanismos de atenuación de emisiones de partículas. Esta técnica exige el izado del coque hasta la cota de llenado de las tolvas, lo que se realizaría mediante una cinta tipo sandwich que consiste en dos cintas (una sobre otra que confinan totalmente el material) que verterían el coque sobre cintas de distribución a las tolvas, que abastecerían a los camiones situados bajo ellas. Para evitar la emisión de partículas del coque seco transportado por las cintas, éstas se confinarán en un recinto cerrado (ver apartado 5.4.2.1.3). Finalmente, para transportar el coque producido a sus clientes finales, se empleará una flota dedicada de camiones, los cuales estarán homologados para este tipo de transporte, estando cubiertos para evitar fugas de partículas a la atmósfera. Además, en las zonas de expedición se realizará un lavado de las ruedas de los camiones con el fin de evitar el posible arrastre de coque y la emisión de partículas asociada. El tráfico previsto de camiones se estima en unos 126 camiones al día, de los cuales 7 se destinarán al transporte de azufre y 119 al transporte de coque. A partir de estos datos se han estimado las emisiones gaseosas asociadas al mismo, para lo cual se ha empleado la siguiente información: − Nº de camiones: 126 camiones/día − Velocidad media : 40 km/h en el exterior del emplazamiento y 15 km/h interior − Longitud del recorrido previsto: 3,5 km16 (2,5 km exterior y 1 km interior) − Peso de los camiones: 40 t − Combustible: diesel − Factores de emisión obtenidos del inventario EMEP/Corinair17: CONTAMINANTE FACTOR DE EMISIÓN (g/km) CO 37.280 V-0,6945 NOx 132,88V-0,5581 COV 40,120V-0.8774 Partículas 11,028V-0,6960 TABLA 46. FACTORES DE EMISIÓN EN FUNCIÓN DE LA VELOCIDAD DE TRANSPORTE (V)21,, EN KM/H − Recorrido aproximado de los camiones, de acuerdo con el trazado previsto. 16 Se considera la longitud del trayecto de camiones desde su acceso a la refinería por el NW desde la carretera de Muskiz (BI3796), por una zona actualmente en desuso, el tránsito por el interior de la planta siguiendo el vallado oeste que bordea los tanques Y-TK-117 a Y-TK-112, hasta la zona de almacén de coque, y el recorrido inverso, tras la salida de los camiones a la altura del edificio de báscula por la carretera de Muskiz (BI-3796), hasta el mismo punto de entrada. 17 Emission Inventory Guidebook. Road Transport-B710, EMEP/CORINAIR 2003 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 194 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Teniendo en cuenta lo anterior, y suponiendo que los camiones están con el motor funcionando durante aproximadamente 3.000 horas/año, se obtienen las siguientes emisiones: CONTAMINANTE EMISIONES ESPERADAS (t/año) CO 0,158 NOx 0,931 COV 0,086 Partículas 0,047 TABLA 47. EMISIONES GASEOSAS ESPERADAS DEBIDAS AL TRÁFICO DE CAMIONES DE TRANSPORTE DE COQUE Y AZUFRE 8.1.2.6 Emisiones fugitivas En los distintos elementos del Proyecto URF pueden producirse emisiones fugitivas, (compuestas fundamentalmente por COVs), principalmente en válvulas (aproximadamente un 70 % de las emisiones fugitivas), bombas y compresores. En el apartado 5.4.3.3 se describe el Programa de Control de pérdidas al exterior de Compuestos Orgánicos Volátiles de la refinería existente, y que se llevará también a cabo en las instalaciones asociadas al Proyecto URF, que permite controlar y minimizar las posibles emisiones fugitivas. Las emisiones fugitivas de COVs en las instalaciones asociadas al Proyecto URF se prevé muy inferiores a las actuales, tanto por el reducido incremento de válvulas y equipos como por la calidad de los mismos, y la implantación de las MTDs, que incorporan las últimas técnicas disponibles para la minimización de estas emisiones (p.e. doble sello presurizado). 8.1.3 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero A continuación se recogen las emisiones de gases de efecto invernadero debidas al Proyecto URF, enumerados en el Anexo I de la Ley 1/2005, así como otros gases de efecto invernadero contemplados en el Anexo II de la citada Ley. • Emisiones de GEIs por combustión PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 195 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Tasa de emisión FUENTE DE EMISIÓN (t/año) CO2 Horno de coquización N2O 143.555 0,5731 0,6512 1.520 0,0072 0,0082 Equipos de combustión de las Plantas de recuperación de azufre 21.055 0,0619 0,0703 Revamping Unidad existente H4 (aumento respecto a la situación actual) 2.368 0,0406 0,0461 241.424 18,29 6,41 Horno de hidrotratamiento de nafta de coquización Cogeneración Antorchas TOTAL • CH4 2.668 0 0 412.590 18,97 7,19 Emisiones de GEIs en procesos Tasa de emisión FUENTE DE EMISIÓN (t/año) Revamping Unidad existente H4 (aumento respecto a la situación actual) CO2 CH4 N2O 54.672 0 0 Tal y como aparece descrito en el artículo 2 del Real Decreto 4/2005, de 27 de agosto, por el que se regula el régimen del comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, se define tonelada de CO2 equivalente como una tonelada métrica de dióxido de carbono (CO2) o una cantidad de cualquier otro gas de efecto invernadero contemplado en el Anexo II con un potencial equivalente de calentamiento del planeta. En la siguiente tabla se presentan las toneladas de CO2 equivalente calculadas para un horizonte de 100 años, conforme a los potenciales de calentamiento global extraídos del documento “Information on Global Warning Potentials, Framework Convention on Climate Change, United States, 15 junio 2004”. GPW* CONTAMINANTE (HORIZONTE A 100 AÑOS) TASA DE EMISIÓN (t/año) TONELADAS DE CO2 EQUIVALENTE Dióxido de carbono 1 467.262 467.262 Metano 23 18,97 436 Oxido Nitroso 296 7,19 2.125 TOTAL EMISIONES CO2 EQUIVALENTE (t/año) 469.824 En la tabla de emisiones de CO2 declaradas por PETRONOR correspondientes el año 2006 los datos son 2.430.800 t CO2, de las cuales 1.866.341 t CO2 corresponden a combustión y 469.824 t CO2 corresponden a emisiones de proceso. La adición a esta cantidad de las emisiones previstas debidas a las nuevas unidades del Proyecto URF, hace un total de 2.900.624 t CO2/año. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 196 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En el Anexo XX del presente documento se adjunta la Información remitida al Ministerio de Medio Ambiente por el Grupo Repsol YPF con motivo del 2º Plan Nacional de Asignación de Emisiones de GEIs. Cabe destacar que la incorporación de una instalación de cogeneración de alta eficiencia permite reducir la emisión de CO2 de manera significativa al alcanzar un rendimiento energético muy superior al de una central de generación eléctrica y al de una caldera de capacidades equivalentes. 8.1.4 Generación de Olores El olor es una reacción sensorial de determinadas células situadas en la cavidad nasal. La relación entre olor y molestia percibida es compleja de definir dado que intervienen factores de carácter subjetivo difíciles de evaluar como, por ejemplo, el carácter agradable o desagradable del olor (tono hedónico), la sensibilidad de cada persona, o el entorno en que es percibido. Las sustancias, fuentes y causas que pueden ocasionar contaminación odorífera son muy diversas e incluyen desde actividades productivas e infraestructuras hasta prácticas vecinales. Dada esta disparidad, no es posible definir un único sistema de intervención administrativa ni competencial. Por los motivos anteriores, la contaminación odorífera no dispone de una normativa específica, ni en el ámbito de la Unión Europea, ni en el Estado, que la regule mediante el establecimiento de las medidas necesarias para prevenir y corregir esta contaminación. En este sentido, la única legislación española que menciona actualmente el concepto “olores” es el Reglamento de Actividades Molestas, Insalubres, Nocivas y Peligrosas18 (RAMINP), el cual incluye este concepto en su articulo 3, sin establecer criterio ni límite alguno para su regulación y control. No obstante, es necesario destacar que sí si se tiene conocimiento del intento de regular esta contaminación en algunas comunidades autónomas como Valencia o Cataluña. Esta última, por ejemplo, ha elaborado el “Borrador del anteproyecto de ley contra la contaminación odorífera”19, el cual todavía no ha sido plasmado en la Ley correspondiente, aunque ya está siendo considerado como referencia en algunos estudios. Metodología de estimación de los valores de inmisión El borrador de anteproyecto Catalán citado anteriormente establece que para determinar los valores de inmisión de olores generados por una actividad, es necesario aplicar la siguiente metodología: 1. Obtener las unidades de olor en emisión en las fuentes generadoras de olor de la actividad, midiendo dichas emisiones, si las fuentes existen (es decir si es una 18 Reglamento de Actividades Molestas, Insalubres, Nocivas y Peligrosas, aprobado por Decreto 2414/1961, de 30 de noviembre de noviembre de 1961. (BOE núm. 292, de 7 de diciembre de 1961) 19 “Borrador del anteproyecto de ley contra la contaminación odorífera”. Octubre de 2005. Elaborado por la Dirección General de Calidad Ambiental de la Generalitat de Cataluña PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 197 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL actividad ya en funcionamiento), o estimarlas, aplicando los factores de emisión adecuados, si la actividad todavía no se encuentra en funcionamiento. 2. Simular la dispersión de las unidades de olor en emisión obtenidas en el punto anterior y obtener la inmisión asociada a la actividad. Para ello se aplicarán los modelos matemáticos de simulación de olores adecuados. La metodología anterior es similar a la que se propone en los documentos “Technical Guidance Note IPPC H4”20, que se han elaborado en el marco de la Directiva IPPC21 con el fin de proporcionar Guías de consulta a la hora de autorizar o regular las actividades generadoras de olor. En el caso concreto de la refinería de PETRONOR, para estimar el posible impacto de su ampliación mediante el Proyecto URF en los niveles de olor, sería necesario evaluar mediante los factores de emisión correspondientes las emisiones de olor asociadas a las nuevas unidades, determinando cuáles son las principales sustancias susceptibles de producir olores y en qué unidades de proceso pueden emitirse. En este sentido, el documento BREF específico de refinerías22 indica que la generación de olores en las refinerías está producida principalmente por compuestos de azufre como H2S, mercaptanos y algunos compuestos orgánicos volátiles (COVs), como los aromáticos. Respecto a la emisión de COVs, una parte de la misma proviene de las emisiones fugitivas procedentes de sellos de bombas, compresores, válvulas, bridas, etc. El resto de emisiones se reparte entre tanques de almacenamiento y balsas del tratamiento de aguas residuales, en particular los separadores API. De acuerdo con lo anterior, para aplicar la metodología citada, sería necesario disponer de los factores de emisión, en unidades de olor, de los focos anteriores asociados al Proyecto URF, sin que esto sea posible, debido a que no existe documentación de referencia al respecto que pueda ser considerada. Por otra parte, para cuantificar las emisiones fugitivas en lo que respecta a la emisión de COVs, sería necesario estimar las emisiones de éstas multiplicando la emisión de una de ellas por el número de posibles emisiones de ese tipo. Teniendo en cuenta que no existen factores de emisión de reconocida calidad para dichas emisiones, el proceso anterior introduciría una elevada incertidumbre en las estimaciones. Lo anterior indica que, en el momento de elaboración del presente documento, no se dispone de la información suficiente sobre los factores de emisión del Proyecto URF que permita simular la dispersión del olor y la estimación de la inmisión correspondiente a la actividad. No obstante, cabe destacar que, aunque no se pueden estimar las emisiones de olor asociadas al Proyecto URF, sí es posible asegurar que dichas emisiones se encontrarán 20 Technical Guidance Note IPPC H4: Horizontal Guidance for Odour. Part 1-Regulation and Permitting, Part 2-Assessment and Control”. October 2002 21 Directiva 96/61/CE del Consejo, de 24 de septiembre de 1996, relativa a la prevención y al control integrados de la contaminación. DOCE 257/L, de 10-10-96. 22 Integrated Pollution Prevention and Control (IPPC). Reference document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries. February 2003. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 198 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL minimizadas en la medida que la tecnología actual lo permite, ya que el Proyecto URF ha sido diseñado considerando el empleo de las Mejores Técnicas disponibles en cada uno de los procesos que incluye, de acuerdo con una estrategia específica de minimización. Cabe destacar asimismo que PETRONOR ha aprobado un Proyecto (fuera del alcance del Proyecto URF) denominado “Potenciación del tratamiento de aguas para mejorar su recuperación”, que permitirá, entre otras mejoras, reducir la emisión de olores y COVs en la Planta DAR. Las actuaciones asociadas a este proyecto de mejora estarán en servicio antes de la puesta en marcha de las nuevas unidades de Proceso. En el Anexo XXIII se adjunta el citado proyecto de mejora. 8.2 RUIDO Durante el funcionamiento de las Unidades asociadas al Proyecto URF se generarán emisiones de ruido debidas a la operación de los equipos que forman parte de las mismas. En líneas generales, los principales equipos, en lo que a emisiones de ruido se refiere, corresponderán fundamentalmente al funcionamiento de bombas, compresores, hornos, aerorrefrigeradores, soplantes, torre de refrigeración, transformadores, circulación de camiones, etc. Los datos de emisión acústica de los principales equipos emisores de ruido se resumen en la siguiente tabla: UNIDAD UNIDAD DE COQUIZACIÓN ALMACENAMIENTO Y EXPEDICIÓN DE COQUE UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE DESCRIPCIÓN EQUIPO NIVEL DE PRESIÓN SONORA (dBA) 82 82 82 82 82 84 85 88 72 72 72 72 85 E-101 (8 uds.) E-102 (12 uds.) Aerorrefrigeradores E-103 (1 ud.) E-104 (1 ud.) E-105 (2 uds.) Horno F-101 (1 ud.) G-101 A/B (1 ud.) G-102 A/B (1 ud.) G-103 A/B (1 ud.) G-104 A/B (1 ud.) G-105 A/B (1 ud.) G-106 A/B (1 ud.) G-107 A/B (1 ud.) Bombas G-109 (1 ud.) G-110 A/B (1 ud.) 72 G-111 A/B (1 ud.) 85 G-112 A/B (1 ud.) 72 G-114 A/B (1 ud.) 85 G-118 (1 ud.) 72 G-119 A/B (1 ud.) 72 G-123 A/B (1 ud.) 85 60 dBA en el límite Norte de la correspondiente parcela Aerorrefrigeradores AC-101 (2 uds.) AC-102 (1 ud.) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 82 82 199 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL UNIDAD DESCRIPCIÓN LA NAFTA DE COQUIZACIÓN Horno Bombas Compresores Aerorrefrigeradores GASCON Bombas Compresores REGENERACIÓN DE AMINAS Aerorrefrigeradores Bombas H4 Aerorrefrigeradores Bombas RECUPERACIÓN DE AZUFRE Soplantes Bombas SERVICIOS AUXILIARES UNIDAD VISCORREDUCTORA (VB3) Compresores EQUIPO AC-103 (1 ud.) F-101 P-101 A/B (1 ud.) K-101 A/B (1 ud.) K-102 A/B (1 ud.) E-201 (1 ud.) E-202 (2 ud.) E-203 (1 ud.) E-204 (2 uds.) E-205 (3 uds.) E-206 (1 ud.) G-204 A/B (1 ud.) G-207 A/B (1 ud.) K-201 (1 ud.) E-303 E-304 P-301 A/B (1 ud.) NIVEL DE PRESIÓN SONORA (dBA) 82 84 85 88 85 82 82 82 82 82 82 72 72 82 82 82 85 P-303 A/B (1 ud.) 72 H4-E-N1 H4-P-N1 A/B (1 ud.) SR6-FA-1 A/B/C (2 uds.) SR6-FA-2 A/B/C (2 uds.) U3-P2 B (1 ud.) U3-P11 D (1 ud.) U3-P1 D (1 ud.) U3-P5 C (1 ud.) P-N2 A/B (1 ud.) P-N3 A/B (1 ud.) P-N4 A/B (1 ud.) C-XX1 A/B (1 ud.) 82 73 83 83 75 75 75 82 82 82 82 82 Unidad cogeneración 85 dBA a 1 m de distancia y a 1,5 m del suelo Chimenea Torre de rtfrigeración (3 celdas) Ventiladores Torre de refrigeración 84 82 dBA a 5 m de distancia y a 3 m de altura (3 celdas) (3 ud.) 82 Transformadores (4 ud.) (6 ud.) 80 75 Aerorrefrigeradores VB3-E (3 ud.) 82 Bombas VB3-P-14 A/B (1 ud.) VB3-P-15 A/B (1 ud.) 72 72 TABLA 48. LISTADO DE EQUIPOS EMISORES DE RUIDO En general, los niveles de presión sonora definidos corresponden a 1 m de distancia de la fuente de ruido y a 1,5 m de altura. Para el caso concreto de la torre de refrigeración, el nivel de presión sonora aplica a 5 m de los lados de entrada de aire y a 3 m del suelo. La mayor parte de los equipos, fundamentalmente bombas, aerorrefrigeradores, hornos y compresores, transformadores, se consideran fuentes puntuales. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 200 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El sistema de almacenamiento y expedición de coque se considera una fuente superficial de emisión de ruido con una emisión de 60 dBA en el límite de batería Norte de la parcela donde se ubica. La Planta de cogeneración de la Unidad de servicios auxiliares se considera como una superficie envolvente con niveles de presión sonora a 1 m de distancia de cada uno de sus elementos y a 1,5 m del suelo de 85 dBA. Para la circulación de camiones en el interior de la instalación se considera un tránsito de 119 camiones por día, así como los recorridos de entrada y salida a la misma. 8.3 EMISIONES A LAS AGUAS El presente apartado se desarrolla con objeto de dar cumplimiento, en materia de vertidos, al artículo 12 apartado 1 letra c), de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación, donde se indica que se deberá adjuntar la documentación exigida por la legislación de costas para la autorización de vertidos desde tierra al mar. Los efluentes procedentes de las instalaciones asociadas al Proyecto URF serán similares a los producidos en la Refinería en la actualidad, por lo que se espera que el vertido final de la Refinería tras la instalación de la Planta URF posea las mismas características físicoquímicas que el vertido actual, incrementándose únicamente el caudal generado. Las instalaciones proyectadas se encuentran englobadas dentro de la Refinería de PETRONOR, y ésta ya dispone de la correspondiente Autorización de Vertido Tierra-Mar en Punta Lucero (ver apartado VIII.14 “Autorización de Vertido tierra-mar en Punta Lucero (Zierbena)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”). Respecto a la gestión del agua que se lleva a cabo actualmente en la Refinería, indicar como objetivo final el conseguir que la calidad de las aguas enviadas al exterior cumpla las exigencias legales establecidas y así contribuir, de forma eficaz, a la conservación del medio ambiente. Los principales criterios que se siguen son los siguientes: − Reducir el consumo de este recurso natural. − Reducir la generación de vertidos líquidos. − Mejorar la calidad de los vertidos. − Emplear las mejores técnicas disponibles. Indicar asimismo que la Refinería tiene implantado un Sistema de Gestión Ambiental según la Norma UNE-EN ISO 14001:2004 que tiene como fin el control exhaustivo de los efluentes y vertidos, así como la mejora continua en todos los aspectos ambientales (reducción de emisiones, vertidos, residuos). 8.3.1 Marco Legal A continuación se relaciona la legislación vigente más destacable respecto a la protección ambiental a las aguas y al litoral, de ámbito estatal y autonómico. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 201 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Legislación estatal: • Protección ambiental − Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación (BOE nº 157, de 2 de julio de 2002). • Aguas y litoral − Ley 22/1988, de 23 de julio, de Costas (BOE de 29 de julio de 1988). − Real Decreto 1471/1989, de 1 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento General para desarrollo y ejecución de la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas (BOE nº 297, de 12 de diciembre de 1989). − Real Decreto 1112/1991, de 18 de septiembre, por el que se modifica parcialmente el Reglamento General para desarrollo y ejecución de la Ley 22/1988, de 28 de julio, de Costas, aprobado por el Real Decreto 1471/1989, de 1 de diciembre (BOE nº 240, de 6 de octubre de 1992). • Real Decreto 1771/1994, de 5 de agosto, de adaptación a la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de régimen jurídico de las Administraciones Públicas y del procedimiento administrativo común, de determinados procedimientos administrativos en materia de aguas, Costas y medio ambiente (BOE nº 198, de 19 de agosto de 1994). − Real Decreto 258/1989, de 10 de marzo, por el que se establece la normativa general sobre vertidos de sustancias peligrosas desde tierra al mar (BOE nº 64, de 16 de marzo de 1989). Legislación autonómica: • Protección ambiental − Ley 3/1998, de 27 de febrero, general de protección del medio ambiente del País Vasco (BOPV nº 59, de 27 de marzo de 1998). • Aguas y litoral − Decreto 196/1997 por el que se establece el procedimiento para el otorgamiento de Autorizaciones de uso en la zona de servidumbre de protección del Dominio Público Marítimo-Terrestre y de vertido desde tierra al mar (BOPV nº 181, de 23 de septiembre de 1997). 8.3.2 Focos de vertido/Corrientes residuales En la Refinería se generan numerosas corrientes acuosas cuyos orígenes son muy diversos y se pueden agrupar de la siguiente manera: • Aguas de proceso − Aguas del desalado del crudo − Drenajes de los tanques de crudo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 202 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Aguas aceitosas − Pluviales con hidrocarburos, procedentes del agua de lluvia recogida en el pavimento de las Unidades de proceso − Aguas de las plantas de proceso − Aguas de limpieza − Aguas de strippers (tratamiento primario de las aguas) − Aguas de laboratorio • Aguas fecales • Aguas limpias − Pluviales de las cunetas de carreteras − Purgas de la torre de refrigeración − Purga de las calderas − Aguas neutralizadas de regeneración de resinas 8.3.3 Tratamiento de efluentes La Planta DAR de la Refinería, en la que se tratarán igualmente los efluentes asociados al URF, ha sido descrita de forma somera en el apartado 5.4.4.2 del presente documento y más detalladamente en el apartado II.6.4. “Descripción de Planta DAR (Depuración de Aguas de Refinería)” de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR”. 8.3.4 Puntos de vertido al medio receptor Tal y como se especifica en la Autorización de Vertido Tierra-Mar de la Refinería (ver apartado VIII.14 “Autorización de Vertido tierra-mar en Punta Lucero (Zierbena)” de la documentación aportada para solicitar la AAI de la Refinería), los efluentes generados en la Planta DAR de Refinería se vierten al mar en un único punto. Dicho punto de vertido viene definido por las siguientes coordenadas U.T.M.: X: 491.213 Y: 4.801.218 8.3.5 Características cuantitativas y cualitativas de los vertidos. Control del vertido Como ya se ha indicado, los efluentes procedentes de las instalaciones asociadas al Proyecto URF serán similares a los producidos en la Refinería en la actualidad, por lo que se espera que el vertido final de la Refinería tras la instalación de la Planta URF poseerá las mismas características físico-químicas que el vertido actual, incrementándose únicamente el caudal generado. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 203 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Según se especifica en la Autorización de Vertido Tierra-Mar en Punta Lucero, el volumen medio anual de vertido actual de la Refinería (suma de los efluentes generados en la Planta DAR de Refinería y de los procedentes de las Instalaciones de “Tratamiento de Lastres y Residuos”) es de 4.200.000 m3, de los cuales 1.500.000 m3 corresponden a aguas pluviales. El balance de aguas de la Refinería para los últimos años así como el incremento previsto correspondiente al Proyecto URF, y el balance de aguas del Proyecto URF han sido incluidos en el apartado 7.2 del presente documento. Respecto a la nueva instalación, el caudal normal de efluentes líquidos continuos se espera de unos 23,2 m3/h, que se enviarán a la Planta DAR de Refinería existente. Esta planta incorpora un completo tratamiento de agua que permite su recuperación en ciclos posteriores. A fin de optimizar las características de las corrientes, PETRONOR dispone de un sistema totalmente separado del tratamiento de las corrientes: aguas de proceso y aguas aceitosas. En la corriente de aguas de proceso, la capacidad actual del tratamiento fisico-químico, de separación y biológico asciende a 300 m3/h. En la corriente de aguas aceitosas, el dimensionamiento del tratamiento biológico y del tratamiento terciario asciende a 600 m3/h. Este caudal representa menos del 4% de la capacidad de tratamiento continua de la Planta DAR Si se considerara adicionalmente el incremento de aguas pluviales atribuible al aumento de zonas de proceso pavimentadas, el caudal resultante no superaría el 8,8% de la capacidad punta del sistema, considerando la pluviosidad máxima. Por ello, no se consideran actuaciones adicionales, teniendo en cuenta la capacidad de reserva de la planta y los planes de potenciación y mejora que PETRONOR está desarrollando en la actualidad. En la Tabla 49 se muestra un resumen del desglose de los efluentes, así como del destino previsto. A DAR (m3/h) ÁREA DE ORIGEN Purga nueva torre refrigeración Purgas y condensados de Plantas Azufre - A PISCINAS DE RETENCIÓN FINAL (m3/h) 31,8 4,6 - Purgas y condensados de VB3 (-7,4) - Purgas de calderines de vapor 1,3 - Nueva Cadena de Desmineralización - 8,8 Nuevas Unidades de proceso 2,9 - Agua de proceso de tratamiento primario (SWS) no recuperada 21,8 - Aguas pluviales por vía de aceitosas Corriente interna en la Planta DAR: agua de la línea de aceitosas no recuperada (de línea de aceitosas a piscinas de retención final) TOTAL 30,0 - (-10,6) 10,6 53,2 51,2 TABLA 49. EFLUENTES LÍQUIDOS URF PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 204 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En cuanto a las características cualitativas de los vertidos, se incluye a continuación una síntesis de las medias de los parámetros más significativos de determinación de la calidad del agua de vertido al exterior, desde el año 2001 al 2005 para la Refinería actual (Tabla 50). En este sentido hay que indicar que con el nuevo aporte de efluentes de la Planta URF no se prevé que se modifiquen significativamente estos parámetros, en su valor medio, y en ningún caso se excederán los valores límite. De hecho, se espera que los nuevos efluentes únicamente provoquen un incremento de conductividad, debido a que proceden fundamentalmente de la purga de las torres, lavados de regeneración, etc. (ver Tabla 49 ). TABLA 50. CALIDAD DEL AGUA DE VERTIDO AL EXTERIOR A continuación se incluyen los límites máximos admisibles de la Autorización de Vertido Tierra-Mar de la Refinería en Punta Lucero, para los parámetros característicos. CONTAMINANTE Presencia en el E-PRTR (Apéndice 5) Concentración estimada BREF / Guía MTDs (mg/l) Temperatura (ºC) pH DQO (mg/l) Sólidos en suspensión (mg/l) Nitrógeno Total (mg/l) X Autorización de Vertido TierraMar Presencia en la Autorización de Vertido Valor límite de concentración X <30 (ºC) X 6-9 30-160 X 100 2-80 X 30 1-100 X 75 Nitrógeno amoniacal (mg/l) X 20 Nitritos (mg/l) X 20 Fosfatos (mg/l) X 5 0,00055-0,1 X 1 0,0009-0,05 X 0,25 Fósforo Total (mg/l) X Arsénico y Compuestos (como As) (mg/l) X 1-2 Cadmio y compuestos (como Cd) (mg/l) X Cromo y compuestos (como Cr) (mg/l) X <0,5 X 0,2 Cobre y compuestos (como Cu) (mg/l) X 0,003-0,5 X 0,5 Mercurio y compuestos (como Hg) (mg/l) X <0,0001-0,05 X 0,05 Níquel y compuestos (como Ni) (mg/l) X 0,006-0,5 X 2 Cromo VI (mg/l) (mg/l) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 205 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Presencia en el E-PRTR (Apéndice 5) Concentración estimada BREF / Guía MTDs (mg/l) Plomo y compuestos (como Pb) (mg/l) X Zinc y compuestos (como Zn) (mg/l) CONTAMINANTE Autorización de Vertido TierraMar Presencia en la Autorización de Vertido Valor límite de concentración 0,0024-0,5 X 0,4 X <0,5-1 X 3 X 0,05 Benceno (mg/l) X <0,001-0,05 (1) Etilbenceno (mg/l) X 0,00004 (1) Fenoles (mg/l) X 0,03-0,4 X 0,5 Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (HAP) (mg/l) X 0,0005 (1) X 0,05 Selenio (mg/l) Hidrocarburos totales (mg/l) X 15 Hidrocarburos no polares (mg/l) X 10 Hidrocarburos flotantes (mg/l) X Ausencia Tolueno (mg/l) X 0,0003 (1) Carbono Orgánico Total (COT) (mg/l) X 33,4 (1) Xilenos (mg/l) X 0,0004 (1) Cloruros (mg/l) X Cianuros X 0,03-0,1 X 0,25 Fluoruros X 6 (1) X 10 0,01-0,6 X 1 Aceites y grasas (emulsión) X 25 Aceites y grasas (flotantes) X Ausencia Sulfuros Nota (1): Concentraciones determinadas a partir de factores de emisión contemplados en la Guía de Mejores Técnicas Disponibles en España del sector refino de petróleo. TABLA 51. CONTAMINANTES POTENCIALES DEL VERTIDO DE LA REFINERÍA DE PETRONOR Asimismo, en el Anexo I.B) de la Autorización de Vertido Tierra-Mar de la Refinería se incluyen los requisitos para el control del efluente. Se detallan a continuación aquellos requisitos exigidos para el caudal procedente de la Planta DAR de la Refinería, dado que en los efluentes generados por el Proyecto URF se tratarán en dicha Planta DAR. B.1.1.- Medida diaria del caudal vertido. B.1.2.- Análisis de los parámetros de la muestra media diaria representativa del vertido en 24 horas: pH, DQO, Sólidos en Suspensión, N-NH3, N-NO3, Hidrocarburos no polares y Temperatura. B.1.3.- Durante el periodo estival se analizarán los parámetros microbiológicos Coliformes totales y Coliformes fecales con periodicidad quincenal. B.1.4.- Análisis de la muestra media diaria representativa del vertido en 24 horas del primer día de cada trimestre de todos los parámetros de la condición Octava realizados por una empresa o laboratorio oficialmente homologado, debiendo indicar explícitamente el método de análisis utilizado para cada parámetro. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 206 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por otra parte, indicar que actualmente existe un procedimiento de Control de Envío de Agua Depurada al Exterior para la Refinería cuyo objeto es definir los criterios para controlar las aguas tratadas en la planta depuradora de las aguas efluentes que procedan de los procesos de la Refinería antes de su vertido al exterior, garantizando con su aplicación el cumplimiento de la legislación vigente y la defensa del Medio Ambiente. Para el control de la calidad del agua de vertido existe una rutina de análisis diaria y un seguimiento visual, que sirven para optimizar el funcionamiento de los equipos, y para mantener un registro de la calidad del vertido. Los parámetros de control de vertido a medio receptor son: − Caudal m3/día − Temperatura ≤ 30 ºC − pH 6-9 Ud de pH − DQO ≤ 100 mg O2/l − S.S. (Sólidos en Suspensión) ≤ 30 mg/l − N-NH3 ≤ 20 mg N/l − N-NO3 ≤ 20 mg N/l − Hidrocarburos no polares23 ≤ 10 mg/l − Seguimiento de la contaminación en el medio receptor En el Anexo I.C) de la Autorización de Vertido Tierra-Mar se incluyen los requisitos para llevar a cabo el Plan de Vigilancia del Medio receptor, donde se requiere la realización de un estudio anual basado en el análisis preliminar titulado “Estudio del estado ecológico actual del entorno de la futura descarga de Punta Lucero” realizado por PETRONOR en 1998, con el fin de poder establecer comparaciones y definir posibles impactos negativos. Se deberán contemplar y valorar los siguientes aspectos en cada estación de muestreo, realizando a posteriori una valoración general: C.1.- Estructura de las comunidades bentónicas (flora y fauna) analizando composición, abundancia y diversidad. C.2.- Concentración de metales pesados e hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH) en organismos indicadores (Mytilus sp). C.3.- Concentración de esteroides fecales en sedimentos (en estaciones con fondos blandos). C.4.- Como complemento a las medidas anteriores, se definirá una estación de medida para determinaciones puntuales de la dinámica marina. En cada campaña se realizarán mediciones en las cuatro situaciones de marea a ocho profundidades, mediante un correntímetro. 23 El análisis del Laboratorio será de Aceites, en el supuesto de dar ≥ 10 mg/l se realizará el ensayo de Hidrocarburos no polares, que es el límite. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 207 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Además se deberá llevar un análisis semestral de la columna de agua en el entorno de la descarga. Los resultados del Estudio del Estado Ecológico en el año 2005 se incluyen en el Estudio de contaminantes primarios Estudio de dispersión fotoquimico Anexo X en el “Informe de Vigilancia medioambiental en la zona de vertido”. El agua de lluvia que cae sobre la superficie pavimentada dentro de las Unidades, y que pudiera contaminarse con restos de hidrocarburos presentes en el pavimento, es enviada a la Planta DAR a través de la red de aguas aceitosas, para su tratamiento antes de proceder a su vertido. Seguidamente se detallan las características cualitativas de los principales efluentes asociados al Proyecto URF. • Efluentes líquidos de H4 incluido modificaciones futuras Purga de caldera − Cantidad 427 kg/h − Temperatura 40ºC − pH >9 − Sólidos Totales < 1 ppm − Alcalinidad < 150 mg/l NaOH − Cloruros < 0.2 ppm − Sulfatos < 0.5 ppm − Fosfatos totales < 15 ppm Aguas ácidas (a procesar en unidad existente en Refinería) • − Cantidad 10 kg/h − Temperatura 40ºC − pH >5 − Aceites y grasas 100 ppm − H2S <500 ppm − Amoníaco <100 ppm Efluentes líquidos de CK6 (a procesar en TC6) Aguas ácidas − Cantidad 42.721 kg/h − Temperatura 50ºC PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 208 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • − pH >5 − NH3 8,13 ppmw − H2S 72 ppm Efluentes líquidos de NC6 Aguas ácidas • − Cantidad 4.100 kg/h − Temperatura 48ºC − Hidrocarburos 300 ppmw − H2S 1610 ppm Efluentes líquidos de BD6 Aguas ácidas • • − Cantidad 949 kg/h − Temperatura 48ºC − Agua 947 kg/h − Hidrocarburos 300 ppmw − H2S 1610 ppm Efluentes líquidos de TC6 − Cantidad 47.700 kg/h − Temperatura 40ºC − H2S 5 ppmw max − NH3 30 ppmw max Efluentes líquidos de SC6 − Cantidad 1.654 kg/h − Temperatura 40ºC − pH >9 − Sólidos Totales < 1 ppm − Alcalinidad < 150 mg/l NaOH − Cloruros < 0.2 ppm − Sulfatos < 0.5 ppm − Fosfatos totales < 15 ppm PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 209 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Efluentes líquidos VB3 incluido modificaciones futuras Purgas de vapores producidos de media y baja presión, y condensados de traceadores • − Cantidad 5.976 kg/h − Temperatura 40ºC − pH >9 − Sólidos Totales < 1 ppm − Alcalinidad < 150 mg/l NaOH − Cloruros < 0.2 ppm − Sulfatos < 0.5 ppm − Fosfatos totales < 15 ppm Efluentes líquidos de Torre de Refrigeración − Cantidad 31.870 kg/h − pH 7,5-8 − Alcalinidad total <250 ppm CaCO3 − Ca++ <750 ppm CaCO3 − Sulfatos <300 ppm − Cl- <1200 ppm − Cl libre 0,2 a 0,4 ppm − Sólidos en suspensión <40 ppm • • Efluentes líquidos de Cadena de Agua Demi a la piscina de retención − Cantidad 8.769 kg/h − pH 7 − Dureza total <2400 ppm CaCO3 − O2- 9 ppm − Cl- 1100 ppm Efluentes líquidos de SR6 − Cantidad 4.653 kg/h − Temperatura 40ºC − pH >9 − Sólidos Totales < 1 ppm − Alcalinidad < 150 mg/l NaOH − Cloruros < 0.2 ppm − Sulfatos < 0.5 ppm PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 210 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Fosfatos totales < 15 ppm Aguas ácidas • − Temperatura 48ºC − Agua 10 kg/h − Hidrocarburos 300 ppmw − H2S 1610 ppm Calidad de agua recuperada de la DAR El agua efluente del tratamiento y que va a ser recuperación en refinería cumplirá como mínimo los siguientes parámetros: − DQO 50 mg/l − DBO5 20 mg/l − Conductividad 750 microS − NH3(N) 5 mg/l − S- 1mg/l − Sólido suspensión 10mg/l − Aceites y grasas 1 mg/l (<10 ppm) − Cl- 300 mg/l − Ca (ppm CaCO3) <200ppm − pH 7-8 ++ PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 211 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 9. GENERACIÓN Y GESTIÓN DE RESIDUOS El presente apartado se redacta con objeto de cumplimentar lo indicado en materia de residuos, en el artículo 12 apartado 1 letra a), párrafos séptimo y noveno de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación, donde se especifica que en relación con los residuos se han de indicar los tipos y cantidades de los mismos, así como las medidas de prevención, reducción y gestión previstas para los residuos que se produzcan en las instalaciones, durante la fase de explotación de la actividad. Dado que las instalaciones proyectadas se encuentran englobadas dentro de la Refinería de PETRONOR, a continuación se indicarán los tipos y cantidades de residuos que se generan en el total de la misma, así como la estimación de producción de residuos de las nuevas instalaciones durante la fase de explotación de las mismas. En la actualidad la Refinería de PETRONOR dispone de las siguientes autorizaciones administrativas y registros medioambientales: − Autorización de Productor de Residuos Peligrosos del 22/06/2002: Resolución del Viceconsejero de Medio Ambiente de 22 de julio de 2002 por la que se concede a PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. autorización de productor de residuos peligrosos, para su centro industrial ubicado en Muskiz, subordinando su efectividad al cumplimiento de las condiciones y requisitos que en ella se contemplan. (Resolución de 13 de diciembre de 2002 del Viceconsejero de Medio Ambiente por la que se modifica y hace efectiva la autorización de productor de residuos peligrosos concedida a PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. en virtud de la Resolución de 22 de julio de 2002 para su centro industrial ubicado en el término municipal de Muskiz, destinado al refino de petróleo). (Resolución de 3 de mayo de 2004 del Viceconsejero de Medio Ambiente por la que se modifica la autorización de productor de residuos peligrosos, número EU1/078/2002, concedida a PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. para su centro industrial ubicado en Muskiz, destinado al refino del petróleo). − Autorización de Gestor de Residuos Peligrosos del 29/03/2000: Resolución de la Viceconsejera de Medio Ambiente de 29 de marzo de 2000 por la que se concede a la empresa PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. (PETRONOR) autorización de gestor de residuos peligrosos, subordinando su efectividad al cumplimiento de las condiciones y requisitos que en ella se contemplan. (Resolución de 7 de noviembre de 2000 de la Viceconsejera de Medio Ambiente por la que se amplía a la empresa PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. (PETRONOR) el plazo de acreditación del cumplimiento de los requisitos y condiciones establecidos en la Resolución de 29 de marzo de 2000). (Resolución de 11 de mayo de 2001 de la Viceconsejera de Medio Ambiente por la que se hace efectiva la autorización de gestor de residuos peligrosos concedida a PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. (PETRONOR) mediante Resolución de 29 de marzo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 212 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de 2000, para la actividad consistente en la recogida de residuos oleosos procedentes de buques y el tratamiento de los mismos y las aguas aceitosas de lluvias en las instalaciones de “tratamiento de lastres y residuos” que la empresa tiene en el término municipal de ZIERBENA). La Autorización de Gestor de Residuos Peligrosos (MARPOL) caducó el 11 de mayo de 2006, habiendo sido objeto de una inspección (superada con éxito) con anterioridad a dicha fecha. En la actualidad se está a la espera de la Resolución oficial. − Inscripción en el registro de Productores de Residuos Inertes e Inertizados del 24/06/2001. A continuación se relaciona la legislación vigente de protección ambiental y de residuos, tanto de ámbito comunitario, como estatal, autonómico y local, si bien no se incluye la legislación comunitaria, dada su transposición al derecho interno de nuestro país. Legislación estatal: • Protección ambiental − Ley 16/2002, de 1 de julio, de prevención y control integrados de la contaminación (BOE nº 157, de 2 de julio de 2002). • Residuos − Corrección de Errores de la Orden MAM/304/2002, de 8 de febrero, por la que se publican las operaciones de valorización y eliminación de residuos y la lista europea de residuos. (BOE nº 61, de 12 de marzo de 2002). − Orden MAM/304/2002, de 8 de febrero, por la que se publican las operaciones de valorización y eliminación de residuos y la lista europea de residuos. (BOE nº 43, de 19 de febrero de 2002). − Ley 10/1998, de 21 de abril de Residuos. (BOE nº 96, de 22 de abril de 1998). − Real Decreto 952/1997, de 20 de junio, por el que se modifica el Reglamento para la ejecución de la Ley 20/1986, de 14 de mayo, Básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos, aprobado mediante Real Decreto 833/1988, de 20 de julio (BOE núm. 160 de 5 de julio de 1997). − Orden de 13 de octubre de 1989, por la que se determinan los métodos de caracterización de los residuos peligrosos. (BOE nº 270, de 10 de noviembre de 1989). − Real Decreto 833/1988, de 20 de julio, por el que se aprueba el Reglamento para la ejecución de la Ley 20/198624 Básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos. (BOE nº 182, de 30 de julio de 1988). 24 La Ley 20/1986, de 14 de mayo, básica de Residuos Tóxicos y Peligrosos ha quedado derogada por la Ley 10/1998, de 21 de abril, de Residuos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 213 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Aceites usados − Orden de 13 de junio de 1990, por la que se modifica el apartado 16. 2 y el Anexo II de la Orden de 28 de febrero de 1989 por la que se regula la gestión de aceites usados. (BOE nº 148, de 21 de junio de 1990). − Orden de 28 de febrero de 1989 por la que se regula la gestión de aceites usados. (BOE nº 57, de 8 de marzo de 1989). • Vertederos − Real Decreto 1481/2001, de 27 de diciembre, por el que se regula la eliminación de residuos mediante depósito en vertedero. (BOE nº 25, de 29 de enero de 2002). • Envases y residuos de envases − Real Decreto 782/1998, de 30 de abril, por el que se aprueba el Reglamento para el desarrollo y ejecución de la Ley 11/1997, de 24 de abril, de Envases y Residuos de Envases. (BOE nº 104, de 1 de mayo de 1998). − Ley 11/1997, de 24 de abril, de Envases y Residuos de Envases. (BOE nº 99, de 25 de abril de 1997). • Pilas y acumuladores − Orden de 25 de octubre de 2000, por la que se modifican el anejo 1 del Real Decreto 45/1996, de 19 de enero, por el que se regulan diversos aspectos relacionados con las pilas y los acumuladores que contengan determinadas materias peligrosas, y el anexo I del Real Decreto 1406/1989, de 10 de noviembre, por el que se imponen limitaciones a la comercialización y uso de ciertas sustancias y preparados peligrosos. (BOE nº 258, de 27 de octubre de 2000). − Real Decreto 45/1996, de 19 de enero, por el que se regulan diversos aspectos relacionados con las pilas y los acumuladores que contengan determinadas materias peligrosas. (BOE nº 48, de 24 de febrero de 1996). • Neumáticos fuera de uso − Real Decreto 1619/2005, de 30 de diciembre, sobre la gestión de neumáticos fuera de uso (BOE nº 2, de 3 de enero de 2006). Legislación autonómica: • Protección ambiental − Ley 3/1998, de 27 de febrero, general de protección del medio ambiente del País Vasco (BOPV nº 59, de 27 de marzo de 1998). • Residuos − Decreto 259/1998, de 29 de septiembre, por el que se regula la gestión del aceite usado en el ámbito de la Comunidad Autónoma del País Vasco (BOPV nº 199, de 20 de octubre de 1998). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 214 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Decreto 423/1994, de 2 de noviembre, sobre Gestión de Residuos Inertes e Inertizados (BOPV nº 239, de 19 de diciembre de 1994). − Decreto 46/2001, de 13 de marzo, por el que se regula la gestión de neumáticos fuera de uso en el ámbito de la Comunidad Autónoma del País Vasco (BOPV nº 64, de 2 de abril de 2001). 9.1 GENERACIÓN DE RESIDUOS El Proyecto URF no generará nuevos residuos distintos de los que se producen en Refinería, dado que los procesos y Unidades son similares a los existentes actualmente. El único cambio se dará en las cantidades producidas: en algunos casos se produce un aumento proporcional al incremento de inventario de catalizadores, aceite lubricante, etc. de los nuevos procesos o equipos. En otros casos, como en los lodos aceitosos y en sedimentos de centrifugación, se producirá una reducción sustancial de los mismos. En base a los últimos datos disponibles del licenciante sobre la capacidad de proceso de lodos biológicos en las nuevas unidades, actualmente se prevé que en torno al 75% de la cantidad producida en Refinería podrá ser procesada en la Unidad de coquización como materia prima auxiliar y cumpliendo las garantías medioambientales. En cuanto a lodos aceitosos, se estima que el 35% de los mismos podrían ser procesados en las nuevas instalaciones. El balance global es que la refinería de PETRONOR reducirá a la mitad los residuos correspondientes a los lodos aceitosos y sedimentos de centrifugación de la planta DAR, que corresponden a las dos categorías de residuos de los que se produce mayor cantidad, como indica la Tabla 52. En este sentido, cabe indicar que los mayores incrementos en la producción de residuos peligrosos se deberá a la sustitución de catalizadores y absorbentes / adsorbentes gastados. RESIDUO Lodos Aceitosos** Fluoruro Cálcico Sedimentos de Centrifugación (lodos del tratamiento biológico de la Planta DAR)** Arenas y arcillas de Filtros Residuos contaminados con Azufre Alúmina Gastada* Residuos Líquidos de Aminas Cenizas de Hornos y Ductos Aceites Us. Sellos Compres. (Pto >23ºC y <150ºC) Disolvente orgánico no halogenado Garrafas de Catalizador de Merox Filtros de las Unidades de Aminas Neumáticos usados puerto* Condensadores de Pyraleno LER PROYECTO URF (referencia: año 2006) 050103 050104 CANTIDAD PRODUCIDA (t) 2003 2004 2005 2006 0 0 796 318 115 342 140 622 921 21 050109 0 7.110 5.978 6.752 6.030 050115 050116 050199 060699 100104 3,4 4,4 45 3,6 1,75 36 17 29 113 44 26 37 8 34 22 25 18 7 130205 32,8 203 343 314 164 140603 150110 150202 160103 160209 0,75 0,25 37,4 0 0 3 0 59 15 2 4 0 23 20 4 0 56 3 1 187 2 6 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 24 215 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL RESIDUO LER PROYECTO URF (referencia: año 2006) 160213 0,3 160504 1 Equipos eléctricos y electrónicos desechados Gas licuado a presión en envases de diferente capacidad//Halón Residuos químicos caducados Baterías Plomo ácido Baterías Ni/Cd Pilas Botón Catalizador Gastado conteniendo Ni, Co Catalizador Gastado conteniendo Ni, Co Catalizador gastado de FCC Catalizador Gastado tipo resina Chatarra* 160507 160601 160602 160603 160802 160803 160804 160807 170407 Arenas de chorreo* 170504 Residuos con Amianto Residuos con Amianto (Fibrocemento) Calorifugado no metálico T-II* Residuos Sanitarios Carbón activo gastado* Papel para reciclar* Vidrio* Basura urbanas Lámparas fluorescentes, y de otros tipos Pilas (Prisma)/secas Maderas* 170601 170604 170904 180103 190904 200101 200102 200108 200121 200133 200138 TOTAL R. INERTES/INERTIZADOS Y BASURAS TOTAL R. PELIGROSOS TOTAL RESIDUOS CANTIDAD PRODUCIDA (t) 2003 2004 2005 2006 1 1 3 5 1,2 12 7 0,2 1 1 1 0,6 1 0 0 0 0 0 0 0 180 97 56 40,8 163 0 381 622 458 0,16 25 2 15 216,6 1.550 1.083 Durante 116 Construcción 0 14 4 2 0 13 158,4 1.162 749 938 0 0 0 0 1,08 8 8,2 30 45 37 0,2 1 1 1 30,6 146 145 190 0,4 2 2 2 0,2 1 0 1 26 55 71 209 486 1.533 2.694 2.495 129 9.173 7.587 8.680 615 10.706 10.281 11.175 6 0 3 0 176 896 119 792 0 41 153 2 1 130 1.141 8.620 9.761 * Residuos inertes/inertizados ** La Unidad de coquización del Proyecto URF procesará un elevado porcentaje de los lodos aceitosos y biológicos (sedimentos de centrifugación) que se generen en el conjunto de instalaciones de la refinería, de manera que los mismos pasarán de ser un residuo destinado a valorización, a emplearse como materia prima auxiliar en la Unidad de coquización. TABLA 52. RESIDUOS GENERADOS CON PROYECTOS URF EN LA REFINERÍA DE PETRONOR Las técnicas que se emplearán en las nuevas Unidades para reducir en origen los distintos tipos de residuos serán las mismas que actualmente se llevan a cabo en la Refinería. Como se puede observar en la tabla anterior, en los últimos años la producción de residuos mayoritaria correspondía a residuos peligrosos (entre el 74% y el 88% del total de residuos). Sin embargo, se estima que únicamente el 21% de los residuos asociados a las instalaciones del Proyecto URF serán residuos peligrosos. La producción de residuos peligrosos tras la puesta en marcha del Proyecto URF se reducirá en un 60% aproximadamente, respecto a la media de los últimos años. Todos los residuos se gestionarán con gestores autorizados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 216 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Las técnicas que se emplearán en las nuevas Unidades para reducir en origen los distintos tipos de residuos serán las mismas que actualmente se llevan a cabo en la refinería. En el apartado IV.3.2 de la documentación aportada en la “Solicitud de Autorización Ambiental Integrada para las instalaciones de PETRONOR” se incluyen los estudios de minimización de residuos peligrosos realizados por la Refinería en los años 2000 y 2005. 9.1.1 Sustancias que agotan la capa de ozono y PCBs / PCTs El Proyecto URF no contempla equipos que contengan sustancias afectadas por el Reglamento (CE) nº 2037/2000 del Parlamento Europeo y del Consejo de 29 de junio de 2000 sobre las sustancias que agotan la capa de ozono. Asimismo, el Proyecto URF no contempla la existencia en sus instalaciones de aparatos que contengan policlorobifenilos (PCBs) ni policloroterfenilos (PCTs). 9.2 ALMACENAMIENTO Y GESTIÓN DE RESIDUOS La gestión de estos residuos se realizará conforme a la legislación vigente en materia de residuos, tanto de ámbito estatal como autonómico. El modelo de gestión a seguir para los residuos que se generen en las nuevas Unidades es el mismo que se lleva actualmente en la Refinería y está basado en la recogida selectiva de los distintos residuos producidos, la valorización de los mismos, en la medida de lo posible, y la entrega a gestores autorizados. La Refinería de PETRONOR tiene implantado un Sistema de Gestión Ambiental según la Norma UNE-EN ISO 14001:2004. El procedimiento establecido en la Refinería para la gestión de residuos tiene por objeto regular los pasos a seguir para llevar un adecuado control de la generación, clasificación, segregación, recogida, transporte y almacenamiento temporal de los Residuos generados en las instalaciones de PETRONOR, de acuerdo con la legislación vigente, y previendo su minimización, los riesgos existentes para la salud y los recursos naturales. Igualmente, se han establecido unas consideraciones generales a este respecto que se señalan a continuación: − Minimizar la generación de Residuos. − Buscar soluciones de recuperación o reciclado que permitan su aprovechamiento, ya sea en forma de Materias Primas o como Energía siempre que sea posible. − Informar a todo el personal, tanto propio como contratado, de la necesidad de no mezclar residuos. − No amontonar ni almacenar Residuos fuera de las zonas previstas como Almacenamiento Temporal, ni durante más tiempo del permitido por la Ley. − Todos los costes asociados a la gestión de un determinado Residuo (Caracterización, Transporte, Tratamiento y/o Eliminación) serán asignados a la unidad que lo genera. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 217 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − El objetivo final es el vertido cero en el recinto de la Refinería. El almacén temporal de residuos será el existente en la actualidad. El almacén temporal de residuos peligrosos, tiene capacidad para almacenar un 10% más de lo que se almacena actualmente, suficiente para asumir el 8,5% de incremento previsto con el nuevo proyecto. 9.2.1 Envasado Para el correcto envasado de los residuos se observarán las siguientes medidas de seguridad, tal y como se hace actualmente en la Refinería: − Los envases y sus cierres estarán concebidos y realizados de forma que se evite cualquier pérdida de contenido y construidos con materiales no susceptibles de ser atacados por el contenido ni de formar con éste combinaciones peligrosas. − Los envases y sus cierres serán sólidos y resistentes para responder con seguridad a las manipulaciones necesarias y se mantendrán en buenas condiciones, sin defectos estructurales ni fugas. − El envasado y almacenamiento se hará de forma que se evite generación de calor, explosiones, igniciones, formación de sustancias tóxicas o cualquier efecto que aumente su peligrosidad o dificulte su gestión. − Los residuos que se almacenen en contenedores abiertos, que será el envase típico de este tipo de residuos, se evitará que rebosen al suelo durante las operaciones de manipulación y/o transporte. − Cuando los envases sean bidones, estos se situarán sobre pallet (de 4 en 4) adecuadamente atados mediante fleje metálico, para asegurar su manipulación y transporte con plenas garantías de seguridad. Los bidones serán cerrados mediante bayonetas. 9.2.2 Etiquetado Al igual que actualmente, los recipientes y/o envases que contengan residuos peligrosos, deberán estar etiquetados de forma clara, legible e indeleble. En la etiqueta de identificación del residuo deberá figurar: − Nombre del residuo. − Código de Identificación del residuo si es un RTP (según Anexo I del R.D. 833/88). − Código LER − Nombre de la Empresa (propietaria del residuo). − Dirección y Teléfono. − Fecha de envasado. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 218 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Igualmente deberán llevar un pictograma que indique el tipo de riesgo (según Anexo I del R.D. 833/88). Cuando así lo requiera, los envases irán etiquetados de acuerdo a la legislación para el Transporte de Mercancías Peligrosas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 219 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 10. FASE DE OBRAS 10.1 PREPARACIÓN DE TERRENOS Y OBRA CIVIL • Preparación de terrenos en la parcela de las Nuevas Unidades de Proceso El Proyecto URF partirá de un terreno a cota cero, dentro del recinto industrial actual de PETRONOR. • Preparación de terrenos en Unidades existentes que se modifican Las actuaciones previstas en las Unidades existentes que se modificarán (Unidad de Reducción de Viscosidad VB3 y Unidad de Hidrógeno, H4) no requieren ninguna actuación. Merece la pena considerar que en el caso de la Unidad VB3 (y en menor medida en H4) deberá procederse al desmantelamiento de los equipos que quedarán fuera de servicio en las condiciones futuras de operación, para habilitar área libre para ubicación de los nuevos equipos. • Actuaciones para nuevos tanques Respecto a los nuevos tanques a considerar en el alcance del Proyecto URF, todos ellos quedan ubicados en cubetos actuales de tanques, por lo que no se requieren trabajos especiales. En el caso particular de TK-N02, que sustituye al TK-406, se considera que la torta existente continuaría siendo válida a futuro. • Obra civil A continuación se describen las actividades de obra civil asociadas al Proyecto URF. 1.- Unidad de coquización y Unidades satélites Está prevista la construcción de viales interiores, sistemas enterrados (aguas aceitosas, cables eléctricos e instrumentación, etc.), sistema de drenaje pluvial, pavimentos, cimentaciones directas para racks/tracks de tuberías, columnas, equipos, tanques, bombas, etc. Para aquellos equipos que representen mayor carga sobre el terreno está prevista la ejecución de cimentación con pilotes. También se construirá un foso para el coque de 10 m de profundidad. Asimismo, se construirá un edificio para la Subestación eléctrica Nº 6, con estructura y cubierta de hormigón armado; y cimentaciones directas. 2.- Zona de almacenamiento y expedición de coque Está prevista la construcción de una nave para el acopio de coque de 2.800 m2 de superficie aproximadamente, con cimentación directa, excepto en lado oeste donde se resolverán las cimentaciones con pilotes. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 220 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Asimismo, se ejecutarán pavimentos, sistemas enterrados (cables eléctricos e instrumentación, etc.). Está prevista una zona para silos de almacenamiento y una zona para carga/maniobras de camiones. 3.- Unidades de cogeneración y Plantas de recuperación de azufre Las actuaciones de obra civil incluyen la construcción de viales interiores, sistemas enterrados (aguas aceitosas, cables eléctricos e instrumentación, etc.), sistema de drenaje pluvial, pavimentos, cimentaciones directas para racks/tracks de tuberías, columnas, equipos, tanques, bombas, etc. Para aquellos equipos que representen mayor carga sobre el terreno como turbina de gas y caldera, está prevista la ejecución de cimentación con pilotes. Asimismo, se construirá un edificio para la Subestación eléctrica Nº 7, con estructura, forjado y cubierta de hormigón armado; cimentaciones directas. 4.- Torre de refrigeración Está prevista la construcción de una balsa de hormigón armado para bombas y torre de refrigeración, vial de acceso, pavimentos, cimentaciones directas de equipos varios, racks metálicos de tuberías, sistemas enterrados varios. 5.- Unidades existentes (Unidad reductora de viscosidad existente - VB3; Hidrógeno - H4; Área de Conversión - U3; Unidad de Utilities U3) − Las actuaciones de obra civil incluyen cimentación de compresor, reactor, bombas y equipos varios, sistemas enterrados, la construcción de edificio de hormigón armado para alojar nuevo transformador. − Asimismo se requieren bancadas de bombas y equipos menores. − Cimentación directa y estructura metálica para Nuevo KO drum. − Cimentaciones para cintas solidificadoras y troceadoras de azufre. − Cimentaciones directas y bancadas para bombas y equipos menores. 6.- Offsites e instalaciones generales − Cimentación para tanque TK-N03, sistemas enterrados y adecuación de cubeto existente. 7.- Interconexiones y racks Está prevista la construcción de tracks y racks metálicos como soportes de tuberías que discurren entre diferentes unidades de proceso, con cimentaciones directas en todo su recorrido excepto en cruces de calles donde se utilizará cimentación mediante pilotes. Asimismo, los recorridos de zanjas para cables eléctricos entre diferentes zonas de proceso, subestaciones, etc. seguirán la trayectoria de viales existentes en la mayor parte de su longitud, y está previsto el tendido de cables eléctricos en zanjas con paredes y solera de hormigón armado. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 221 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 10.2 UTILIZACIÓN DE RECURSOS 10.2.1 Utilización de suelo Como se ha indicado en el apartado 5.2.1, la Refinería tiene una superficie total de 220 ha, 140 de las cuales están ocupadas actualmente por la actividad. La superficie requerida para el Proyecto más la superficie adicional para las instalaciones temporales de construcción y montaje, viales y taludes, es de unas 15,8 ha aproximadamente. En la Tabla 5 del apartado 5.2.1 se indican las superficies requeridas por cada una de las áreas involucradas en el Proyecto URF (ver Planos del Anexo III). Por otra parte, como se ha indicado anteriormente (Apartado 9.1) las principales instalaciones asociadas al Proyecto URF se ubicarán sobre un terreno a cota cero, ya preparado para acoger la construcción de las nuevas unidades de proceso, por lo que en estas zonas únicamente se precisarán pequeños movimientos de tierra para efectuar las cimentaciones de equipos concretos. Respecto al almacén temporal de equipos (fase de obra) y acceso de la flota dedicada de camiones, previsto realizar en la zona al N-E de refinería bajo la Autopista A-8, se pueden aportar los siguientes datos preliminares: − Volumen excavado de terreno natural: aproximadamente 7.500 m3 − Relleno estructural de piedra procedente de la cantera de Santullán y otra del entorno más próximo posible: aproximadamente 3.000 m3 − Plataforma para tráfico de vehículos pesados (pavimentado en hormigón): capa de hormigón para formar una plataforma que incluiría un mallado metálico o similar: aproximadamente 500 m3 No obstante, estos 11.000 m3 totales que se indican son estimativos y preliminares a falta de confirmar por un estudio detallado adecuado y oportuno que permita evaluar las características del terreno, y el resultado de las consultas que se están efectuando y los permisos que se están tramitando en la Administración competente (Diputación Foral de Bizkaia). 10.2.2 Consumo de áridos y cemento Para la realización de las obras se estima que serán precisas unos 20.000 m3 de hormigón, lo que supone un consumo aproximado de 44.000 t de áridos y 5.000 t de cemento, considerándose estas cantidades orientativas. 10.2.3 Consumo de agua El agua durante la fase de construcción se tomará de la red de abastecimiento de la Refinería de PETRONOR (procedente a su vez del Consorcio de Aguas del Gran Bilbao). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 222 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El consumo de agua estimado para las necesidades de hormigón es de 2.400 m3 aproximadamente a lo largo de toda la obra. A este consumo de agua hay que añadir el preciso para el consumo humano, estimado en 33,75 m3/día máximo25, el lavado de camiones y maquinaria de obra que sería unos 200 litros por máquina, así como el que se utilice para evitar el levantamiento de polvo, en caso necesario, que sería de unos 1.000 l/km de camino. 10.2.4 Consumo de combustibles El consumo de combustibles de los camiones y maquinaria en la fase de obras es muy variable dependiendo del tipo de maquinaria, oscilando entre 40-80 l/h. 10.3 EMISIONES 10.3.1 Emisiones al aire En lo que respecta a las emisiones previstas durante la fase de construcción, se prevé la emisión de polvo procedente de movimiento de tierras y transporte de las mismas, de los gases de combustión de los vehículos utilizados y de su mantenimiento. Cabe destacar que se trata de un efecto temporal en un entorno industrial. 10.3.2 Ruido Durante las etapas de preparación del emplazamiento (ver apartado 10.1) y construcción de las nuevas Unidades contempladas en el Proyecto URF se generará una emisión de ruido debido a acciones tales como el funcionamiento de la maquinaria y equipos implicados en los trabajos de transporte de materiales, excavaciones de cimentaciones y pequeños movimientos de tierra, montaje de estructuras, etc. Los equipos y maquinaria que intervengan en la construcción de las nuevas Unidades deberán cumplir con los requisitos legales establecidos en el Real Decreto 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el entorno debidas a determinadas máquinas de uso al aire libre, así como en el Real Decreto 524/2006, de 28 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 212/2002, así como el Real Decreto 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición al ruido. Además, los principales equipos y maquinaria que intervengan en la construcción de la instalación (motoniveladora, camión, cargador frontal, retroexcavadora, hormigonadora, vibrador de hormigón, grúa, bulldozer, compresor...) tendrán niveles de presión sonora de 85 dB(A) a 1 m, excepto la pilotadora que tendrán 95 dB(A) a 1 m. 25 Considerando un consumo de agua de 15 l/día y persona y trabajando 2.550 personas en punta PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 223 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 10.3.3 Emisiones a las aguas Los principales efluentes generados en los trabajos constructivos podrán ser los siguientes: • Aguas fecales o sanitarias Estas aguas procederán de las instalaciones temporales de obra: oficinas principales de obra, aseos, vestuarios y comedores. Las aguas sanitarias de las zonas perimetrales de las instalaciones temporales (duchas para 1.800 personas, comedor para 900 personas, aseos para 900 personas) se recogerán en una fosa séptica adecuada para esa carga, y los efluentes se conducirán a la Planta DAR para su tratamiento y depuración antes de su vertido final. Las aguas sanitarias de zonas interiores de la Refinería (comedor para 900 personas, aseos para 900 personas) serán tratadas en la Planta DAR existente en Refinería. La carga contaminante a la Planta DAR se ha calculado conforme a los siguientes criterios: − Tipo de red: Separativa (únicamente aguas fecales). − Población: Carga máxima de personal en obra de la zona interior de Refinería de 900 personas. − Dotación agua por persona y día (comedor y aseos): 15 litros/persona/día. − Demanda Bioquímica de O2 (DBO5) por persona y día: 20 gr/persona/día. − Sólidos en suspensión: 75 gr/persona/día. • Aguas procedentes del mantenimiento y repostaje de maquinaria En la zona de construcción existirá un área específica para realizar las operaciones de mantenimiento y repostaje de maquinaria propia de PETRONOR, en la que se ubican dos tanques enterrados de 10 m3 para gasóleo y gasolina. Estos tanques son de doble pared, con dispositivos de identificación y control de fugas. Este área está pavimentada y dispone de un sistema de recogida de derrames compuesto por un sumidero de recogida en un punto bajo del pavimento para encauzar los vertidos hacia la recogida general de planta, y por un separador de hidrocarburos prefabricado. Se prevé habilitar una zona específica para almacenamiento de combustible para la maquinaria de obra. Este área dispondrá de un suelo impermeabilizado y de una red de aguas aceitosas. Para contener un derrame accidental de gran volumen, la solera del área de mantenimiento y repostaje de maquinaria estará dotada de un murete perimetral de contención. • Efluentes líquidos recogidos de losa de almacenamiento de materias peligrosas En la zona de construcción se habilitará una losa de almacenamiento de residuos peligrosos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 224 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Esta losa dispondrá de un tratamiento superficial impermeabilizante, estando dotada de un murete de contención y un tejadillo. Los residuos peligrosos almacenados y los posibles derrames que puedan producirse serán retirados por un gestor de residuos peligrosos autorizado. • Aguas procedentes de pruebas hidráulicas Las aguas que se utilizarán para llevar a cabo las pruebas hidráulicas de los diferentes sistemas serán aguas limpias. La naturaleza de las aguas utilizadas variará en función del sistema que se pruebe, pudiéndose utilizar agua desmineralizada o agua bruta. El orden de magnitud de agua necesaria para las pruebas hidráulicas de las distintas líneas de proceso (estimado en unos 38.000 m lineales de tubería con diámetro medio de 6”), asciende a unos 700 m3. En cualquier caso, el proceso de las pruebas hidráulicas no contamina el agua utilizada. Por tanto, tras las pruebas estas aguas serán aptas para su vertido en la red de pluviales. • Aguas procedentes de limpieza química de tuberías y equipos Los productos de limpieza que se tiene previsto utilizar en los trabajos de limpieza química son: detergentes, ácidos, inhibidores y pasivadores. El tipo y cantidad de cada uno de ellos dependerá del servicio y del material de la línea/equipo. Las aguas de limpieza generadas se podrán tratar en la propia Refinería, a través de la Planta DAR, o podrán ser evacuadas directamente por un gestor autorizado según el caso. La calidad admisible y previsible de los vertidos que se evacuarán por la red de efluentes a la Planta DAR es la siguiente: PARÁMETRO UNIDADES VALOR MEDIO/MÁXIMO Sólidos en suspensión mg/l 1.000/3.000 DBO5 mg/l 487/600 DQO mg/l 1.360 Conductividad (μS/cm) 4.000/5.000 N(NH3) mg/l 262/395 2- S mg/l 215/325 Cl- mg/l 2.500/3.000 Tª (ºC) 30-35 Aceites y grasas mg/l <1.500 TABLA 53.CALIDAD ADMISIBLE Y PREVISIBLE DE LOS VERTIDOS PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 225 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 10.4 RESIDUOS Los residuos no peligrosos que previsiblemente se generarán durante el desarrollo de la construcción del Proyecto son los siguientes: CÓDIGO IDENTIFICACIÓN DENOMINACIÓN (Código LER) CANTIDAD Residuo Asimilable a Urbano 20 01 08 900 Tm Papel y cartón 20 01 01 3.500 kg Plástico no contaminado 20 01 39 500 kg Chatarra 12 01 01 450 Tm TABLA 54. RESIDUOS NO PELIGROSOS EN FASE DE CONSTRUCCIÓN Los residuos peligrosos que previsiblemente se generarán durante el desarrollo de la construcción del Proyecto son los siguientes: DENOMINACIÓN CÓDIGO LER CÓDIGO 952/1997 Envases Plásticos contaminados 15 01 10* Q05//R13//S36//C41//H05//A162//B0019 Envases Metálicos contaminados 15 01 10* Q05//R13//S36//C41/C51//H05//A162//B0019 Aerosoles vacíos 15 01 11* Q14//D15//S/L36//C41//H3A/H05//A162//B0019 CANTIDAD (kg) 500 12.000 250 Trapos absorbentes contaminados 15 02 02* Q05//D15//S34//C41/C51//H05//A162//B0019 100 Aceites usados 560 13 02 06* Q07//R01//L08//C51//H05//A162//B0019 TABLA 55. RESIDUOS PELIGROSOS EN FASE DE CONSTRUCCIÓN Todos los residuos generados durante la construcción de las instalaciones asociadas a Proyecto URF (urbanos, inertes y peligrosos) serán gestionados de acuerdo con la legislación en vigor en esta materia, ya sea ésta de ámbito estatal, autonómico o local. De acuerdo a dicha legislación se tendrán que cumplir, entre otras, las siguientes obligaciones: − Entregar los residuos a un gestor para su valorización o eliminación. − Mantener los residuos en condiciones adecuadas de higiene y seguridad. − Destinar los residuos potencialmente reciclables o valorizables a estos fines evitando su eliminación en todos los casos posibles. Se habilitará un punto limpio para el almacenamiento de residuos peligrosos. Dicho punto limpio estará conformado por una solera a la que se le aplicará un tratamiento superficial impermeabilizante, un murete de contención y un tejadillo. Para la recogida de los residuos líquidos (p.e. aceites usados) se dispondrá de suficientes envases, convenientemente etiquetados, para garantizar la recogida selectiva de los mismos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 226 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El destino final de estos residuos será la valorización, siempre que ésta sea posible, y la deposición en vertederos controlados. Durante la construcción de las instalaciones la correcta gestión de los residuos producidos no dará lugar a impacto ambiental alguno sobre el suelo, agua, etc., salvo que de manera fortuita o accidental se produzcan derrames o vertidos incontrolados de estos residuos por errores técnicos o humanos. Para evitar esto, en las zonas de acopio de residuos se dispondrá de material absorbente, así como extintores y bocas de riego y se tendrá en consideración la incompatibilidad de los distintos residuos (tóxicos, combustibles, etc.), evitando fuentes de ignición, calor, etc. En cualquier caso, una fuga o derrame de un producto peligroso será tratada y gestionada como un residuo peligroso. Estas áreas de recogida de residuos y de almacén de productos peligrosos estarán ubicados en la zona de almacén principal de construcción (Planos del Anexo III). 10.5 IDENTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS ACCIONES SUSCEPTIBLES DE PRODUCIR IMPACTOS Las acciones que conlleva el Proyecto en fase de construcción se organizan en un conjunto de actividades que básicamente se pueden resumir en: − Preparación del terreno. − Movimiento de tierras. − Obra civil: edificaciones, cimentaciones, vallado, estructura de instalaciones, canalizaciones, etc. − Trabajos mecánicos y eléctricos: instalación de equipos, equipamiento auxiliar, transformadores y conexiones eléctricas, iluminación y todo tipo de sistema eléctrico, etc. − Transporte de materiales y equipos. − Almacenamiento/acopio de materiales de construcción y residuos. − Eliminación de materiales y rehabilitación de daños. − Mantenimiento de maquinaria. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 227 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 11. INFORME PRELIMINAR DE SITUACIÓN DEL SUELO El Informe Preliminar de Situación del suelo de toda la Refinería (es decir, incluido los suelos sobre los que se prevé implantar las distintas instalaciones del Proyecto URF) se ha aportado como documentación independiente con anterioridad a la presente documentación. En concreto, el Informe Preliminar de Situación del suelo se presentó en el Registro del Gobierno Vasco el día 30 de mayo de 2006 y se completó con un nuevo informe que incluía datos complementarios a lo requerido en el Anexo II del RD 9/2005. No obstante, a modo de complemento informativo, se adjunta en el Anexo VIII del presente Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 228 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12. ESTADO AMBIENTAL DEL LUGAR EN EL QUE SE UBICA LA INSTALACIÓN A continuación se realiza el análisis del marco físico, biológico y social, así como del paisaje en que se inscribe el Proyecto URF en su estado preoperacional. En esta fase se recopila la información existente, de forma que se puedan identificar y caracterizar aquellos elementos del medio que pueden verse alterados por el Proyecto. El objetivo del estudio del medio es el conocimiento de la situación inicial previa a la implantación del Proyecto con objeto de lograr su mejor integración en el territorio, de forma que sea compatible la asignación de usos que se le pretende dar con los valores ambientales que hay en el mismo. Por otro lado, también servirá como referencia en la decisión de las medidas de restauración que se estimen oportunas. En la fase de recopilación de información se ha consultado la documentación y cartografía disponible en varias fuentes. Se ha utilizado también gran parte de los datos e información procedente de los numerosos estudios ya realizados por IBERINCO en la zona. Esta información se ha completado con visitas de campo al emplazamiento y sus alrededores. A continuación se analizan el Medio Terrestre, el Medio Marino, la Socioeconomía y el Paisaje. 12.1 ÁREA DE ESTUDIO La instalación de las nuevas Unidades para Reducir la Producción de Fuel-Oil se realizará dentro de los terrenos de la Refinería de PETRONOR, en el término municipal de Muskiz. El ámbito de estudio considerado en el presente Estudio incluye una superficie suficientemente amplia como para englobar todas las afecciones que se pueden generar en el entorno medioambiental, incluyendo no sólo las nuevas Unidades proyectadas por PETRONOR sino toda la Refinería. No obstante, en lo que respecta al estudio detallado de cada uno de los elementos del medio, y dadas las grandes diferencias que, en cuanto a extensión de la superficie afectada, pueden presentar estos elementos, se han definido áreas concretas y escalas de trabajo para cada uno de los elementos o factores analizados. Por ejemplo, mientras que en el estudio de dispersión en la atmósfera el área a analizar es amplia, en el estudio de la geología, edafología, etc., dado que las afecciones serán mucho más localizadas, se ha considerado como ámbito de estudio un área de menor superficie. En el ámbito de estudio considerado para la mayor parte de los elementos del medio quedan incluidos parcialmente los municipios de Muskiz, Abanto y Ciérvana y Zierbena, todos ellos de Bizkaia. Dicho ámbito de estudio ha sido representado, a escala 1:125.000, en el Mapa 1 del Anexo II. Para la caracterización atmosférica del entorno de la Refinería de PETRONOR, el análisis climatológico y de la calidad del aire, así como para la realización del Estudio de Dispersión de los contaminantes emitidos por los nuevos focos del Proyecto URF, se ha considerado un área de estudio cuadrada de 40 km x 40 km. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 229 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL De forma adicional, de cara a analizar los posibles impactos por emisión de contaminantes atmosféricos y con objeto de aportar información sobre el estado de conservación del territorio que circunda a la Refinería, se han cartografiado, en una zona de 40 km x 40 km, las principales masas de vegetación, los Espacios Naturales Protegidos, los espacios de la Red Natura 2000 y los hábitats de interés prioritario. Por otra parte, para la caracterización del medio marino en las proximidades de la zona de vertido de la Refinería, se ha considerado el ámbito de trabajo que se emplea en el estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero, realizado anualmente por PETRONOR, así como un estudio realizado por PETRONOR en el año 2000. Estos ámbitos se consideran lo suficientemente amplios como para que su estudio aporte los datos necesarios para realizar una adecuada evaluación, tanto del estado actual del territorio como de los impactos que puede generar el Proyecto URF en dichos elementos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 230 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2 MEDIO FÍSICO TERRESTRE A continuación se describe el medio físico terrestre (Geología, Geomorfología, Puntos de Interés Geológico y Geomorfológico, Edafología y Riesgos de erosión, Hidrología, Climatología y Calidad del aire) del entorno del proyecto. Asimismo, se describe de forma detallada el estado actual del medio físico, en lo que respecta a Litología y estructura del terreno, Funcionamiento hidrogeológico, y Análisis de riesgos / contaminación, del emplazamiento concreto del Proyecto URF 12.2.1 Geología Geológicamente el área de estudio se sitúa en las estribaciones occidentales de los Pirineos, dentro de la Cuenca Vasco-Cantábrica. Está constituida por materiales del Cretácico Inferior, concordantes con las estructuras regionales más importantes de la Cuenca Vasco – Cantábrica, sobre los cuales se depositan los materiales cuaternarios. Para el estudio de la geología de la zona se ha utilizado como base la información proveniente del Mapa Geológico del País Vasco, Hoja 61- I Santurtzi y 37-III Zierbena a escala 1:25.000 (EVE, 1993) y del Mapa Geológico del País Vasco. Mapa, memoria y bases de datos a escala 1:25.000 en formato digital (EVE, 2003). 12.2.1.1 Estratigrafía y litología Los materiales de la zona de estudio pertenecen mayoritariamente al Cretácico Inferior, en concreto al Complejo Urgoniano, dentro del cual se localizan las unidades de Gorbea, Yurre y Oiz (en la zona estudiada estas unidades forman prácticamente una única unidad), y al Cuaternario. • Cretácico En la zona de estudio se distinguen las siguientes unidades de materiales pertenecientes al Cretácico Inferior (Aptiense-Albiense) que se han reflejado en el Mapa 2 del Anexo II: − Calizas urgonianas arenosas, areniscas calcáreas oquerosas y calizas arenosas con ostréidos. Aparecen en pequeñas franjas englobadas en el resto de unidades al sur de la zona de estudio. Constituyen intercalaciones carbonatadas, sobre las que la meteorización crea formas oquerosas características, a pesar de que la roca es homogénea, salvo esporádicos niveles de calizas arenosas. La potencia media puede estimarse en unos 50 m. − Areniscas de grano fino y limolitas calcáreas (Formación Ereza). Aparecen al sur de la zona de estudio. Forman un paquete muy potente y monótono, de aspecto general masivo y carente de una organización clara en estratos bien definidos. Únicamente en determinados niveles se pierde el aspecto masivo y se observan tramos bien estratificados de areniscas de grano fino en barras métricas con laminación paralela. Los materiales areniscosos son mayoritarios respecto a los limolíticos. Presentan colores grisáceos-oscuros en fractura PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 231 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL fresca y amarillentos cuando están alteradas y han perdido el carbonato. Son muy micáceas y mal clasificadas. Se observan frecuentemente laminaciones lenticulares. − Alternancia de areniscas y lutitas (Formación Ereza). Estos materiales se encuentran intercalados en la unidad anterior a una altura generalmente constante. Presentan potencias entre 40 y 250 m aproximadamente. Son areniscas de grano medio a grueso en estratos netos alternando con lutitas y limolitas calcáreas o silíceas. Se disponen en litosomas de morfología lentejonar y extensión lateral kilométrica. − Calizas impuras. Se trata de una clásica facies de implantación de una rampa carbonada. Aparece una estrecha franja de esta unidad al oeste de la zona de estudio formando biostromos de ostreidos, rudistas, orbitolinas y/o corales, situados en las bases de los ciclos de carbonato creciente. Litológicamente son calizas arenosas y/o margosas, con un componente muy variable de mica. − Calizas urgonianas estratificadas en bancos métricos a decamétricos con rudistas y corales. Estos materiales se encuentran representados por varias franjas al sur de la Refinería y especialmente hacia el sureste de la zona analizada. También aparece alguna franja estrecha en la mitad oeste. La litología general es de calizas con escasa contaminación terrígena y, a menudo, con aspecto masivo en afloramiento. Se presentan generalmente en biostromos métricos, con textura mayoritariamente fango-soportada y clastos calcáreos. Estos últimos están constituidos por fragmentos de rudistas, ostreidos, corales y pequeños bivalvos; mientras que los primeros son orbitolinas y otros bioclastos finos, así como intraclastos y ooides minoritarios. La potencia estimada es de unos 70-80 m. − Lutitas (limolitas) con pasadas areniscosas. Son los materiales dominantes en el área analizada, ocupando gran parte de la misma. Su potencia puede superar los 700 m. En general, constan fundamentalmente de margas oscuras, más o menos arenosas, fuertemente esquistosas en la banda septentrional. Alternan con estratos centi a decimétricos de turbiditas silíceas. Son relativamente frecuentes los niveles de inestabilidad tipo slump y los horizontes de pequeños nódulos carbonatados. En los niveles basales del tramo se observa localmente una litología de areniscas masivas de grano fino o muy fino, calcáreas o decalcificadas. − Areniscas silíceas masivas y estratificadas. Areniscas y lutitas. Estos materiales aparecen en una estrecha franja en el extremo sureste de la zona analizada. Se trata de una barra areniscosa de continuidad variable, compuesta por estratos centi a decimétricos de areniscas silíceas y calcáreas de grano medio a grueso, separados por finos niveles limolíticos. − Margas y margocalizas. Tramos de calcarenitas. Estas formaciones aparecen al este de la Refinería en franjas estrechas. Consisten en margas grisazuladas estratificadas en bancos decimétricos, a veces con nódulos calizos irregulares o piritosos. Con frecuencia la esquistosidad y la fracturación obliteran la estratificación. Aparecen intercaladas dentro de los cuerpos calcareníticos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 232 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Calcarenitas estratificadas. Se encuentran en varias zonas situadas en la mitad norte de la zona analizada (a ambos lados de la Refinería y próximas a la costa). Es un tramo potente formado por calcarenitas masivas en estratos decimétricos que forman secuencias positivas, alternantes con margas en finos niveles (a veces inexistentes), y que incluyen intercalaciones de parabrechas calcáreas en matriz margosa. Las parabrechas están a veces incluidas en la serie calcarenítica, mientras que en otras ocasiones se sitúan a muro de los paquetes calcareníticos. − Calcarenitas, calcarenitas arenosas, areniscas y margas arenosas. Se localizan al norte del área de estudio. Se trata de bancos de calcarenita de grano fino, disminuyendo de tamaño de grano y potencia de estratos hacia el sureste, y alternando con estratos margo-arenosos de similar potencia. Localmente son frecuentes las intercalaciones arenosas no cartografiables. La potencia mínima del tramo es superior a los 500 m. − Margas y calizas nodulosas. Estos materiales aparecen en franjas estrechas en dirección noroeste-sureste del área de estudio, englobadas, generalmente, en la unidad anterior. Su composición interna es muy variable, desde margocalizas hasta calizas micríticas (o calcarenitas de grano muy fino), nodulosas, rodeadas por finas películas de marga arenosa oscura. En algunos casos se ha producido una ligera karstificación con formación de oquedades por disolución. • Cuaternario Los materiales del Cuaternario son abundantes en la zona de estudio, especialmente los depósitos antropogénicos que abarcan todo el área de la Refinería y los fangos asociados al río Barbadún. En el Mapa 2 del Anexo II se han diferenciado las siguientes unidades: − Depósitos antropogénicos. Son los materiales cuaternarios más abundantes; ocupan prácticamente todo el área de la Refinería y una banda paralela a la costa en el Superpuerto. Normalmente son escombreras y vertederos, aunque también se han incluido los rellenos para obras civiles, todos ellos consecuencia de la intensa y prolongada actividad minera e industrial que ha tenido lugar en el área. En general, se trata de materiales muy heterogéneos en cuanto a origen y tamaño de grano. − Depósitos residuales. Apenas aparecen en la zona estudiada. No obstante, destaca una banda correspondiente a estos depósitos al oeste de Muskiz, al sur de la autopista A8. Se trata de acumulaciones de finos prácticamente sin transporte. Normalmente se trata de arcillas de decalcificación. − Fangos estuarinos. Depósitos de materiales principalmente localizados en una estrecha franja a ambos lados del río Barbadún. Presentan tamaño de grano limo o arcilla, generalmente de aporte fluvial, que se disponen horizontalmente intercalados con los depósitos arenosos en los estuarios. − Dunas. Aparecen junto a la playa de La Arena. Son depósitos formados habitualmente a sotavento de las playas, de donde provienen los aportes. El tamaño de grano es algo más fino que el de las playas y el porcentaje de granos mates es mayor debido a la acción eólica. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 233 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Depósitos de playa. En el área de estudio destaca la playa de La Arena. Son depósitos arenosos bastante bien clasificados, de origen diverso y con gran cantidad de restos de conchas que pueden dar porcentajes de carbonatos de más del 50%. − Coluviales. Se localizan pequeñas zonas, una al este de la Refinería y otra en el extremo suroeste de la zona analizada. Se han agrupado bajo esta denominación materiales muy diversos que presentan la característica común de haberse formado por la acción de la gravedad. Los coluviales son de dos tipos: coladas de barro y acumulaciones de cantos calcáreos algo redondeados y con abundante fracción arcillosa. − Depósitos aluviales y aluvio-coluviales. Se encuentran bordeando el arroyo Cardedo, al este de la Refinería y en el extremo sur del río Barbadún, así como en otros cursos de agua de menor entidad que aparecen en la zona. Están constituidos por acumulaciones de materiales de diferentes granulometrías con alta variabilidad tanto en vertical como en horizontal. Normalmente se trata de gravas redondeadas englobadas en una matriz arenolimosa. El espesor es variable, siendo frecuentes las ocasiones en las que alcanza varios metros. • Rocas filonianas − La presencia de rocas ígneas en el área de estudio queda restringida a pequeños diques de rocas subvolcánicas (diabasas) intruidas en fracturas abiertas, que encajan en los términos calcareníticos o flyschoides en la banda de Punta Lucero al noreste de la zona de estudio. − Aparece también, en el extremo sureste, un filón de cuarzo de origen hidrotermal de pequeña extensión. Estos filones pueden llegar a tener potencias de varios metros y, normalmente, están acompañados de una fuerte tectonización y silicificación de la roca encajante, en forma de venillas de cuarzo de potencia milimétrica o decimétrica. 12.2.1.2 Geología estructural (tectónica) Desde el punto de vista estructural, la zona de estudio se sitúa en el oeste del dominio tectónico conocido como Arco-Vasco, dentro de la zona externa del mismo, en su articulación con el arco de Balmaseda, y cerca del paso a la franja cabalgante de Ramales. En la Figura 16 pueden apreciarse los elementos tectónicos que se describen a continuación. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 234 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Fuente: EVE, 1993 FIGURA 16. ELEMENTOS TECTÓNICOS PRINCIPALES EN LA CADENA VASCOCANTÁBRICA ORIENTAL • Fases de deformación reconocibles A nivel regional, las fases tectónicas reconocibles en la cadena Vasco-Cantábrica se denominan Fase 0, Fase I, Fase II y Fase III. − Fase 0. Como antecedente de las fases alpinas principales, en los materiales cretácicos del Arco-Vasco se pone de relieve una tectónica sinsedimentaria muy activa. El resultado conjunto de los esfuerzos producidos es un rosario de paleoaltos y depresiones subsidiarias. A esta fase tectosedimentaria se le superpone, hacia el final del Albiense, la fase austríaca, y en el Turoniense final-Coniaciense la denominada “subhercínica”. Así, el comienzo de la Orogenia Alpina actúa sobre una cuenca con una estructuración incipiente de tipo polifásico, a la que se denominará Fase 0 de carácter eoalpino. − Fase I. Es la más importante y la que genera la casi totalidad de las estructuras reconocidas en este sector del Arco-Vasco. En esta fase se desarrollan a escala regional pliegues, fallas inversas y cabalgamientos de dirección NO-SE (N120º-130ºE) de plano axial vertical, o ligeramente vergentes al norte. En la mayoría de los casos, se trata de pliegues cilíndricos de amplio radio, de plano axial vertical y con flancos de buzamientos muy suaves. Los ejes de los pliegues y las alineaciones asociadas a las estructuras de Fase I presentan cabeceos muy suaves del orden de 10º a 20º. − Fase II. A escala regional, se reconoce en la cadena Vasco-Cantábrica una segunda fase de deformación, cuya característica distintiva es la de tener vergencia contraria (carácter retrovergente). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 235 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Fase III. Las últimas estructuras reconocidas en la cadena Vasco-Cantábrica y que corresponderían a una Fase III, son pliegues y fallas cuyo rumbo es ortogonal a las directrices de las estructuras anteriores, y que generan pliegues de geometría variable. • Descripción de las estructuras principales − Fase 0 sinsedimentaria. Cabe mencionar únicamente el surco sedimentario de Sopuerta-Zierbena. Los materiales sedimentarios en esta depresión fueron retocados y plegados por fases posteriores cuya sobreimpresión originó la disposición estructural que ahora presentan los materiales de la zona. − Fase I. Las estructuras de Fase I son las mejor representadas en la zona y en sus proximidades; la más importante es el anticlinal de Bilbao. El anticlinal de Bilbao es una extensa estructura cartográfica de orientación NW-SE, paralela a la ría del mismo nombre. El flanco norte de la misma (en el entorno de la Refinería) presenta buzamientos más fuertes, donde se llegan a verticalizar o incluso invertir las capas, los pliegues de arrastre adoptan un plano axial vergente al norte, y se llega a desarrollar una esquistosidad incipiente que buza 60º ó 70º al suroeste. En definitiva, las estructuras están más evolucionadas debido a un proceso de cizalla simple, al encontrarse más próximas a la falla de Bilbao. En dicho flanco norte se desarrollan una serie de estructuras de menor entidad como son el anticlinal de Serantes y los pliegues en los alrededores de la playa de La Arena. Estos pliegues menores son estructuras laxas, con buzamientos suaves en los flancos y plano axial vertical, mientras que el anticlinal del Serantes ocupa un corredor entre dos fallas, cuyo movimiento ha propiciado un mayor grado de deformación en los materiales. Por otra parte, el flanco norte del anticlinal de Bilbao aparece cortado por una serie de fallas subparalelas, entre las que destacan la falla de Bodovalle, el cabalgamiento de Santo Domingo (cuya traza cartográfica debe discurrir bajo el mar, por el puerto del Abra) y la falla de Punta Lucero. Esta última representa la continuación de la falla de Bilbao-Alsasua. 12.2.1.3 Características geotécnicas y riesgos La mayor parte del área se caracteriza por un grado de meteorización de las rocas (según la escala de Moye) de II y III, es decir, rocas sanas o moderadamente meteorizadas, y con una capacidad de carga alta (DIPUTACIÓN FORAL DE BIZKAIA, 1987). Existe otra zona de características geotécnicas muy distintas a las ya descritas y que se sitúa en torno al río Barbadún y al arroyo Cardedo, diferenciada por materiales completamente descompuestos en los que no se puede reconocer textura de roca, y de capacidad de carga baja. En el Mapa 3 del Anexo II aparecen representados los principales riesgos del área de estudio, recogidos en el Sistema de Cartografía Ambiental de la C.A.P.V. (GOBIERNO VASCO, 2000). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 236 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Los principales problemas geotécnicos presentes en la zona los constituyen las fuertes pendientes asociadas, en algunos casos, a inestabilidades de laderas y problemas de inundación y encharcamiento asociados a terrenos aluviales, una pluviometría elevada y la presencia de capas freáticas próximas a la superficie. Puntualmente aparecen problemas de capacidad portante y asientos, así como de rugosidad acusada al sur de la Refinería. En cuanto a riesgos sísmicos, son inexistentes en esta zona (ITGE, 1984). 12.2.2 Geomorfología Aunque la topografía del emplazamiento seleccionado para el Proyecto URF está caracterizada por ser bastante llana, al encontrarse dentro de la Refinería (en ésta, la cota oscila entre 4,65 m y 8,38 m), los relieves de la zona configuran una morfología muy variada en la que alternan pendientes acusadas y valles encajados y cortos, por donde discurren de este a oeste el arroyo Cardedo y el arroyo de San Mamés, afluente por la derecha del primero. Las mayores elevaciones de la zona corresponden a Punta Lucero, con 305 m de altitud, El Pico, con 132 m, y Montaño, con 320 m. En general, la zona de estudio se caracteriza geomorfológicamente por el predominio de fuertes pendientes, mayores del 30%, a excepción de los valles fluviales del río Barbadún y del arroyo Cardedo. En el Mapa 4 del Anexo II se han representado, a escala 1:25.000, los principales rasgos de interés geomorfológico del área de estudio referidos, fundamentalmente, a rasgos costeros (playas, dunas, etc.), kársticos (lapiaces, etc.), fluviales (aluviales, etc.) y los relativos a los procesos de ladera (cornisa rocosa, etc.). También se han incluido en este mapa las zonas de excavaciones, dada la importancia de las mismas en este área. En este mapa la superficie sin diferenciar se corresponde con un relieve de lomas (pendiente menor al 10%), colinas (pendiente entre el 10 y 30 %) y montes (pendiente mayor al 30 %), característicos de estos parajes. Por último, comentar que la zona de estudio puede dividirse en una serie de Sistemas Morfodinámicos en base a criterios fundamentalmente geomorfológicos y litológicos, que serían los siguientes: • Sistema litoral. Se incluyen en este sistema las zonas inmediatas a la costa y con clara influencia marina, excepto las rías o estuarios. Destacan los acantilados comprendidos entre Punta Kobarón y Punta Lucero, si bien están bastante degradados como consecuencia de los vertidos, la minería, etc. La playa más extensa de la zona de estudio es la de La Arena, que presenta un pequeño campo de dunas. En el oeste de esta playa desemboca el río Barbadún. • Sistema estuarino. El sistema estuarino incluye aquellas zonas que han estado o están sometidas al influjo de las mareas, exceptuando las áreas de ámbito esencialmente marino que pertenecen al sistema litoral. El río Barbadún da lugar a un estuario del que PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 237 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL únicamente se conservan algunas zonas intermareales fangosas y arenosas. El resto lo constituyen o bien zonas aisladas (áreas que han sido cerradas por el hombre impidiendo el paso de la marea, pero sin efectuar ningún relleno; en el área de estudio estas zonas están ocupadas entre otros por las instalaciones de PETRONOR) o rellenos heterogéneos donde se ubican los servicios de la playa. • Sistema de laderas y depresiones. En este sistema se incluyen las zonas de lomas, colinas, montes y depresiones. En la zona de estudio predomina el sistema montes, ya que las pendientes oscilan entre el 30% y más del 50% en Punta Lucero, Montaño, etc. Dentro de este sistema predominan las unidades de margas y calizas impuras. Las lomas quedan limitadas a los bordes del sistema fluvial y estuarino y zonas de poca pendiente (El Pico). • Sistema fluvial. Dentro de este sistema se han incluido todas las áreas que presentan depósitos de origen fluvial (quedan excluidas las terrazas que no presentan un depósito apreciable). Únicamente se han observado las llanuras aluviales del arroyo Cardedo. • Sistema antropogénico. El sistema antropogénico incluye aquellas áreas modificadas por la acción humana. Está bien representado en la zona de estudio, existiendo acumulaciones para la construcción en la zona del Superpuerto, así como pequeñas escombreras de orígenes diversos, y numerosas zonas extractivas en Punta Lucero. 12.2.3 Puntos de Interés Geológico y Geomorfológico La información acerca de puntos de interés geológico y geomorfológico procede del Atlas temático del medio físico del Territorio Histórico de Bizkaia (DIPUTACIÓN FORAL DE BIZKAIA, 1998) y del Sistema de Cartografía Ambiental de la C.A.P.V. (GOBIERNO VASCO, 2000). En estos documentos se delimitan áreas, líneas y puntos de interés geológico y geomorfológico. En el Mapa 4 del Anexo II han sido recogidos los presentes en el área de estudio. La numeración de los elementos que aparece en dicho mapa se ha relacionado, en la Tabla 56 con el código del Atlas temático del medio físico del Territorio Histórico de Bizkaia. Asimismo, se ha asociado a cada elemento una valoración según la escala considerada en el Estudio Geomorfológico de Bizkaia (DIPUTACIÓN FORAL DE BIZKAIA, 1987): 1 Interés muy bajo 2 Interés bajo 3 Interés medio 4 Interés alto 5 Interés muy alto PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 238 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL NUMERACIÓN CÓDIGO EN MAPA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 0038 0036 0039 0040 0044 0048 0046 0049 0050 0052 0053 0057 0056 0054 0291 0242 0240 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 0041 0042 0043 0045 0055 0290 0241 0293 0264 0273 0278 0275 0274 0265 DENOMINACIÓN TIPO PUNTOS DE INTERÉS GEOLÓGICO Mineralización estratiforme Punto Serie calcarenítica Línea o recorrido Silicificación Punto Serie con slumps Línea o recorrido Fallas Punto Pliegues Punto Corte, slumps y falla Línea o recorrido Explotación de calcarenitas Línea o recorrido Corte y slumps Línea o recorrido Punto Slumps Puente Zierbena Línea o recorrido Brechas Punto Filón de calcita Punto Corte Línea o recorrido Falla y serie Línea o recorrido Calizas nodulosas Línea o recorrido Fracturas Punto ÁREAS DE INTERÉS GEOLÓGICO Serie flysch Área Serie y decalcificación Área Dunas Área Petronor Área Canteras Área Turbiditas Áreas Suelo Área Tectónica: falla de Punta Lucero Área Zona minera Área Cantera y serie Área Corta, serie calizas Área Cortas y labores Área Lapiaz Área Estratificación cruzada Área MUNICIPIO VALORACIÓN Muskiz Muskiz Muskiz Muskiz Muskiz Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Zierbena Abanto y Ciérvana Muskiz Muskiz 3 2 3 3 3 4 4 5 2 5 5 3 3 3 2 2 3 Muskiz Muskiz Muskiz Muskiz Zierbena Abanto y Ciérvana Muskiz Zierbena Abanto y Ciérvana Abanto y Ciérvana Abanto y Ciérvana Abanto y Ciérvana Abanto y Ciérvana Muskiz 4 3 3 3 4 2 3 3 2 2 3 4 4 4 TABLA 56. ELEMENTOS DE INTERÉS GEOLÓGICO Y GEOMORFOLÓGICO 12.2.4 Edafología y riesgos de erosión El clima, con una pluviosidad elevada y temperatura moderada, determina una alteración más o menos profunda de hidrólisis y lixiviados muy marcados. La causa de que en la zona de estudio no se encuentren con mayor representación ciertos suelos zonales se debe a la acción antrópica. Los cambios de vegetación han supuesto cambios sustanciales en los suelos, a nivel puntual en los horizontes superiores o bien general al favorecer los procesos erosivos con un cambio del perfil del suelo. Es generalizada la presencia de suelos poco evolucionados formados a partir de material coluvial. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 239 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Mención especial merece la ubicación de áreas urbanas e industriales en las vegas aluviales, donde se encuentran los suelos más productivos, además de los riesgos de inundación que caracterizan esas zonas. En el Anexo II se ha incluido el mapa de Edafología y capacidad de uso (Mapa 5) del área de estudio, a escala 1:25.000, según la información disponible en el Sistema de Cartografía Ambiental de la C.A.P.V. (GOBIERNO VASCO, 2000). Desde el punto de vista edafológico, en el área de estudio dominan los suelos de tipo Cambisol. Genéricamente, los Cambisoles son suelos que tienen un horizonte B cámbico y ningún otro horizonte de diagnóstico más que un horizonte A ócrico o úmbrico, o un horizonte A móllico situado inmediatamente encima de un horizonte B cámbico con grado de saturación de bases (por NH4 OAc) menor del 50%. En general, los Cambisoles se forman o pueden formarse sobre todas las rocas, tanto silíceas como calizas, siendo dominantes en toda la zona de estudio los cálcicos y dístricos, por lo que están representados en la mayoría de las comarcas, pero especialmente en las montañosas y con colinas. Otros suelos presentes en el ámbito de estudio son los Arenosoles, Fluvisoles, Litosoles, Luvisoles, Regosoles y Solonchak. En lo que respecta a las limitaciones de capacidad de uso del suelo en la zona de estudio, cabe comentar lo siguiente: − En general, todos los suelos de la zona de estudio se caracterizan por una capacidad de uso baja o moderada, limitada mayoritariamente por las propiedades físicas y las fuertes pendientes, y tan sólo en la vega del arroyo Cardedo la franja de Fluvisol eútrico-cálcico tiene una elevada capacidad de uso y uso agrícola como recomendación. − En cuanto a limitaciones por erosión, únicamente se dan en la costa, entre Punta Lucero y el límite oeste de la zona de estudio. − El área de la Refinería está calificada como zona desprovista de suelo desde el punto de vista de la edafología, y con limitación de uso de suelo por características químicas. Por otra parte, y de acuerdo con la clasificación establecida en el Mapa de Estados Erosivos- Cuenca Hidrográfica del Norte (ICONA, 1990) se ha constatado que gran parte de la zona de estudio está englobada en un nivel erosivo muy bajo (pérdida de suelo entre 0 y 5 t/ha/año). Aparecen áreas con nivel erosivo alto (pérdida de suelo entre 25 y 50 t/ha/año) al norte de Zierbena, donde se localizan las instalaciones del muelle y puerto, y al este de la zona analizada, en Muskiz, coincidiendo con puntos de pendientes destacadas, como Janeo, Ramos o El Haba. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 240 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.5 Hidrología 12.2.5.1 Hidrología superficial El área de estudio se halla, desde el punto de vista hidrológico, en la cuenca del río Mercadillo, también conocido como río Somorrostro, Mayor o Barbadún, perteneciente a su vez a la cuenca Noroccidental de la Divisoria Norte. La cuenca del río Barbadún tiene orientación y una superficie aproximada de 97 km2, extendiéndose en dirección suroestenorte. En el Mapa 6 del Anexo II se han representado las corrientes superficiales de área de estudio, donde destaca el río Barbadún al oeste de la Refinería, el río Cotorrio (antiguo río minero que desciende desde las rocas de pirita de Triano, La Arboleda y Gallarta) al sur, y los arroyos Cardedo y San Mamés, afluente del primero por la derecha, en el centro del área. Por el resto del área transitan pequeños arroyos de carácter intermitente que discurren por las abundantes vaguadas de la zona y evacuan las escorrentías hacia los cauces principales o a zonas de menor pendiente. También aparecen representadas en el Mapa 6 del Anexo II las balsas de la Refinería de PETRONOR, balsas artificiales con importancia desde el punto de vista faunístico. El arroyo Cardedo nace en el paraje de La Retuerta y discurre en dirección noroeste a lo largo de 3 km atravesando los parajes de Sotera, Trecelenguas Ranes y Peñón de Montaño con un desnivel de 70 m desde su nacimiento hasta su desembocadura. Su caudal es pequeño y, ocasionalmente, se aprecia únicamente en los periodos en que son más habituales las precipitaciones. El arroyo de San Mamés discurre encajado entre las elevaciones de El Pico y La Quemada naciendo en las inmediaciones de La Cuesta. Su longitud es de algo más de 1 km y su desnivel relativo es de 50 m con un caudal muy reducido que llega a desaparecer en los periodos de estío. El río Barbadún, con unos 15 km de recorrido, se forma a la altura de Mercadillo (Sopuerta) por la confluencia de los ríos Goritza, procedente del monte Kolitza (874 m), y Avellaneda o Bezi, procedente del Pico de la Cabaña (519 m) y del monte Cabeza (482 m). Posteriormente se unen al cauce principal, por su margen derecha, el arroyo Limán y el río Galdames, procedentes del Eretza (873 m), y el Cotorrio, procedente de los Montes de Triano (673 m). Aguas abajo de Muskiz comienza la zona estuárica, bordeada por marismas y dunas hasta su desembocadura en la playa de La Arena. Los montes de Triano separan esta cuenca de la del Galindo, y la cordillera Sasiburu con el Kolitza, el Ubieta y el Eretza, la separan de la del Cadagua. A continuación se presentan las conclusiones del “Informe de Resultados de la Red de seguimiento del estado ecológico de las aguas de transición y costeras de la CAPV“ correspondiente al año 2004 (DIRECCIÓN DE AGUAS DEL D.O.T.M.A., 2005), para la Unidad Hidrológica del Barbadún. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 241 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la unidad hidrológica del Barbadún se analizan anualmente 2 estaciones estuáricas: − Estuario: E-M10 Pobeña (puente). Coordenadas UTM: X=490250,67 Y=4799550,02 − Estuario: E-M5 Muskiz (PETRONOR). Coordenadas UTM: X=490982,13 Y=4797918,72 FIGURA 17. ESTACIONES DE MUESTREO EN LA ZONA DE TRANSICIÓN DEL RÍO BARBADÚN En 2004 se realizó el estudio de presiones e impactos en esta Unidad Hidrológica. En referencia a las fuerzas motrices, es necesario indicar que el estuario del Barbadún sufre la presión directa de menos de 25.000 habitantes, que se corresponde con una densidad de 320,7 hab/km2. Asociado a la fuerza motriz de la población, es necesario indicar la existencia de una depuradora de aguas residuales que vierte en la parte baja. Respecto a los establecimientos industriales, se le asocian 407 establecimientos, entre los que hay que destacar el Refino de petróleo con una importante industria petrolera, no obstante, la Refinería de PETRONOR no vierte sus aguas (después de ser tratadas en la Planta DAR de Refinería) desde el año 1999. Se puede considerar la existencia de marisqueo ilegal ocasional. Respecto a la explotación agrícola-ganadera se asocian al estuario del Barbadún un total de 396 explotaciones en 1,519 ha. En el caso del estuario, en el pasado su estructura morfológica se vio alterada al ganar terrenos al mar para la instalación de la Refinería de PETRONOR y los tanques de CLH. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 242 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Además, la posible afección de los vertidos al estuario (fundamentalmente los de la depuradora), produce una alteración en las comunidades bentónicas de E-M10. Según datos de la Red de Calidad de Ríos, el río Barbadún tiene unas buenas condiciones biológicas, lo que apoya la explicación de que son los vertidos al estuario los que alteran las condiciones biológicas. En este sentido, es destacable el hecho de que el zinc se encuentre por encima de los límites de calidad en la estación E-M5. Las macroalgas son las que proporcionan la calificación del Estado Ecológico Deficiente en ambas partes del estuario. Por otro lado, hay que considerar que otros elementos biológicos presentan valores entre aceptable y bueno, lo que indica que hay algún impacto que altera la valoración (posiblemente relacionado con los vertidos y niveles elevados de algunos contaminantes). Finalmente, habría que considerar la posibilidad de que, debido al pequeño tamaño del estuario, la estructura de las comunidades se vea alterada de manera natural, por lo que en realidad la perturbación que se está observando no sea debida a estrés antrópico. • Estuario del Barbadún El estuario del río Barbadún tiene una longitud total de unos 4,4 km, desde el límite de la marea hasta la línea exterior entre punta El Castillo y punta El Lastrón, siendo uno de los más cortos de los estuarios del País Vasco. De la superficie original que presentaba este estuario (en el Postflandriense) sólo se conserva el 19% aproximadamente (RIVAS & CENDRERO, 1992). De los casi dos millones de metros cuadrados perdidos, aproximadamente el 90% se deben a causas antrópicas, especialmente la ocupación de buena parte de la superficie estuarina por industrias del petróleo en la década de 1970 (Figura 2). A diferencia de lo ocurrido en otros estuarios, en el estuario del Barbadún no se han producido modificaciones morfológicas recientes de entidad, si bien hay que tener en cuenta, como aspectos positivos, el desmantelamiento de tanques en los terrenos ocupados por la Compañía de Distribución Logística de Hidrocarburos (CLH), ubicada al norte de la Autopista Bilbao-Santander (ver Figura 17), y que concluirá a finales de 2007, una vez finalice la construcción de las nuevas instalaciones en la nueva ubicación. Como en otros estuarios de pequeño tamaño en la costa vasca, en éste se registra una fuerte variabilidad en los porcentajes de agua de origen marino y de origen fluvial, como indica la variación de la salinidad en función del estado de la marea y del caudal del río. A su vez, el caudal del río se encuentra influenciado por las precipitaciones recientes ya que, como la mayor parte de los ríos de la vertiente cantábrica del la C.A.P.V., el río Barbadún es corto, con una cuenca de elevada pendiente y alto coeficiente de escorrentía y, por tanto, presenta un régimen hidrológico típicamente torrencial (LÓPEZ, 1985). Así, con un amplio rango de valores, tanto en las aguas superficiales como en las de fondo, se registran importantes variaciones en las condiciones hidrográficas. 12.2.5.2 Hidrología subterránea El área de estudio se encuentra sobre el Dominio Hidrogeológico Anticlinorio Sur, que se corresponde con una banda que en dirección NO-SE atraviesa el territorio de la Comunidad Autónoma del País Vasco desde el Valle de Karrantza (Bizkaia) en su extremo occidental, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 243 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL hasta la Sierra de Aralar (Gipuzkoa) en el oriental, incluyendo terrenos alaveses y el enclave cántabro de Villaverde de Trucios. En la Figura 18 se representan las Unidades y Sectores del Dominio Hidrogeológico Anticlinorio Sur. Área de estudio Fuente: EVE, 1996 FIGURA 18. UNIDADES Y SECTORES DEL DOMINIO HIDROGEOLÓGICO ANTICLINORIO SUR De acuerdo a la información recogida en el Mapa Hidrogeológico del País Vasco. E: 1/100.000 (EVE, 1996), el área de estudio se halla sobre materiales que, a escala regional, presentan un bajo interés hidrogeológico, si bien ese interés es mayor cuando se considera una escala más local. El área de entidad hidrogeológica más próxima a la zona de estudio es el Sector Gallarta, situado al sur de la misma (ver Figura 18). Este Sector ocupa una extensión aproximada de 5 km2 y dispone de unos recursos anuales de 3 Hm3, de los que 1 Hm3 descargaría por los manantiales de Casablanco, situados a unos 1.500 m al sur del emplazamiento del proyecto y que hasta hace unos años se emplearon para abastecer a Santurtzi. La Red Básica de Control de Aguas de Subterráneas, gestionada por el Departamento de Recursos Hídricos del Ente Vasco de la Energía (EVE), consta de tres tipos de controles: − Control de caudal (foronómico) − Control de nivel (piezométrico) − Control de calidad (químico) No obstante, ninguno de las estaciones sobre las que se llevan a cabo estos controles se encuentra en el área de estudio. En cuanto a puntos de agua subterránea inventariados en la zona de estudio, en el Mapa 6 del Anexo II se han representado los puntos de agua recogidos en el Inventario de Puntos de Agua del EVE del Mapa Geológico del País Vasco. Mapa, memoria y bases de datos a escala 1:25.000 en formato digital (EVE, 2003). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 244 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL DENOMINACIÓN TIPO DE PUNTO DE AGUA MUSKIZ Pobeña-1; Carrascal Manantial Camping La Arena Pozo La Pedraja Galería Fuente Oro Galería Fuente de los Enfermos Manantial Giba Manantial Fuente Birlitxe Manantial ZIERBENA Cardedo Fuente Peñas alba-1 Manantial Peñas alba-2 Manantial Peñas alba-3 Manantial ABANTO - ZIERBENA Agua Fresca Manantial Casablanco Manantial TABLA 57. PUNTOS DE AGUA DEL INVENTARIO DE PUNTOS DE AGUA DEL EVE Adicionalmente, se dispone de los puntos de agua identificados en el Inventario de la Federación Vizcaína de Montaña, si bien no se dispone de esta información para la margen izquierda del río Barbadún. En la Tabla 58 se listan los puntos de agua de la Federación Vizcaína de Montaña no incluidos en el Inventario de Puntos de Agua del EVE. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 245 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL DENOMINACIÓN TIPO DE PUNTO DE AGUA MUSKIZ El verde Fuente ZIERBENA La Quemada Manantial Ranes Fuente El Hoyo de Jesulín Manantial El Calero Galería San Juanes Manantial La Calleja Manantial La Revilla Manantial La Llosa o Fuentilla - Las Pozas o el Ozillo - La Fuentilla Pozo Barrio de Valle Manantial El Bullon Fuente Juan Fuente ABANTO - ZIERBENA Txakoli Pozo La Bomba Pozo Torre Pozo Puente autovía Manantial El Bao Manantial TABLA 58. PUNTOS DE AGUA DE LA FEDERACIÓN VIZCAÍNA DE MONTAÑA A nivel más general, el Mapa Hidrogeológico del País Vasco (EVE, 1996) hace referencia a la química de las aguas que drenan de materiales de la base del Cretácico y del tránsito Cretácico Inferior-Superior, materiales presentes en la zona de estudio. De acuerdo con este Mapa son frecuentes los contenidos relativamente altos de sulfatos en las aguas asociadas a estos materiales, debido a la abundancia de sulfuros, pirita sobre todo, existentes en ellos. La oxidación de estos sulfuros trae como consecuencia un aumento en la agresividad de las aguas respecto a los carbonatos presentes, lo que hace que los aumentos de aquéllos vengan acompañados por aumentos de bicarbonatos y calcio y, en general, de la mineralización total. Un fenómeno que acompaña al anterior, y muy habitual a lo largo del Dominio, es la liberación de compuestos complejos de hierro, prácticamente insolubles en condiciones normales, que son arrastrados por las aguas originando en los manantiales un precipitado característico de color rojizo, debido a las reacciones que se producen al contacto con el aire. Este tipo de aguas ferruginosas, conocidas como metalurak o incluso burdinurak, son muy abundantes en la práctica totalidad de los materiales de la zona. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 246 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Permeabilidad En el Mapa 6 del Anexo II se ha representado la permeabilidad en el área de estudio a escala 1:25.000, a partir de la información contenida en el Sistema de Cartografía Ambiental de la C.A.P.V. (GOBIERNO VASCO, 2000). La mayor parte de los materiales de la zona de estudio tienen baja o media permeabilidad, como es el caso de los terrenos sobre los que se asienta la Refinería, donde abundan las zonas de permeabilidad media por porosidad. Las áreas con mayor permeabilidad coinciden con los sustratos calizos debido a las filtraciones por fisuración de la roca y que pueden dar lugar a procesos kársticos. Es en estas áreas, coincidentes básicamente con el alto de Punta Lucero, y la Sierra de Montaño, donde aún sin hablar en sentido estricto de acuíferos cabe prever la presencia de agua subterránea asociada a las fisuraciones de la roca calcárea dominante. Con un tipo de permeabilidad diferente, asociada a la porosidad de los materiales, existe una permeabilidad alta en algunos lugares aislados coincidentes con los parajes de Los Cañones (junto a la playa de La Arena) y El Arenal. Con permeabilidad media por porosidad se puede calificar también la vega del arroyo Cardedo, si bien son de prever importantes depósitos de agua. • Vulnerabilidad de acuíferos En cuanto a la vulnerabilidad de acuíferos, el Mapa de Vulnerabilidad de Acuíferos Subterráneos E = 1:100.000 recogido en el Atlas temático del medio físico del Territorio Histórico de Bizkaia (DIPUTACIÓN FORAL DE BIZKAIA, 1998) clasifica el área de estudio como de vulnerabilidad “baja”, “muy baja” o “sin vulnerabilidad apreciable”, caso este último de los terrenos sobre los que se proyectan las nuevas Unidades. Únicamente aparecen áreas de mayor vulnerabilidad en el entorno de las playas. • Proyectos hidráulicos actuales y futuros La actuación más destacable en la zona de estudio desde el punto de vista de la hidrología, en concreto relacionada con la dinámica de costas y los hábitats naturales, es la recuperación de las marismas de Pobeña, junto a la Playa de La Arena, con el desmantelamiento de depósitos de combustibles de CLH, que están siendo reubicados en áreas más alejadas de la costa. 12.2.6 Climatología El principal objetivo del estudio de la climatología de la zona es presentar las características térmicas, barométricas y el régimen pluviométrico y de vientos, así como realizar una descripción y clasificación climática de la zona. Un estudio climatológico debe realizarse en base a las medidas de ciertas variables meteorológicas registradas, al menos, durante 30 años en estaciones o torres PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 247 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL meteorológicas que sean representativas de las condiciones de la zona que se pretende caracterizar desde el punto de vista climático. Con el análisis de un periodo de 30 años se obtiene el régimen normal de cada variable, que es característico de cada localización. Sin embargo, en ocasiones es difícil disponer de datos suficientes en los lugares que se quieren estudiar, bien por falta de instrumentación, bien por no disponer de tantos años de medidas. En la mayoría de los casos, se debe utilizar la mejor información disponible que pueda ser representativa del clima en el área considerada, tanto en localización como en duración de las medidas. Para la realización de este estudio climatológico se ha utilizado la siguiente información: • Valores normales y estadísticos de observatorios meteorológicos principales 1971-2000 Volumen 1. Dirección General del Instituto Nacional de Meteorología (INM). (MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, 2002). En concreto, se han analizado los datos del Observatorio Meteorológico del INM de Bilbao “Aeropuerto de Sondica”, situado en las siguientes coordenadas geográficas: • ESTACIÓN LATITUD LONGITUD ALTITUD (m) Bilbao 43°18’10’’N 02°55’31’’W 34 Información climatológica de Euskadi recogida en la página web del Servicio Vasco de Meteorología (http://www.euskalmet.euskadi.net), para el periodo 2001 – 2005. Además se han considerado los datos de las siguientes estaciones meteorológicas del Servicio Vasco, que son las más próximas a la zona de estudio: • ESTACIÓN LATITUD LONGITUD ALTITUD (m) Arboleda 43°17’45’’N 03°03’58’’W 329 Punta Galea 43°22’22’’N 03°02’03’’W 61 Información meteorológica registrada en las estaciones de la Red de Vigilancia de la Calidad del Aire del País Vasco (RVCAPV), recogidos en la página web del Gobierno Vasco (http://www1.euskadi.net/vima-ai-vigilancia/historico.asp), para el periodo 1999 – 2005. Principalmente, se han analizado los datos de la estación más próxima al emplazamiento objeto de estudio, que dispone de datos meteorológicos para los años 2003 a 2005: ESTACIÓN LATITUD LONGITUD ALTITUD (m) Muskiz 43°19’15’’N 03°06’47’’W 30 En relación con lo mencionado anteriormente, los datos de la estación del INM en BilbaoSondica, situada aproximadamente a unos 15 km de la zona de estudio, para el periodo normal 1971-2000, son los más adecuados para realizar un estudio climatológico. Sin embargo, a pesar de la escasa distancia, las diferentes características topográficas entre el Valle de Asúa (donde se encuentra Sondica) y la cuenca del río Barbadún (donde se sitúa la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 248 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Refinería de PETRONOR), pueden dar lugar a ligeras diferencias climáticas originadas por efectos locales, sobre todo en lo que respecta al viento, por ser esta una variable especialmente influenciada por la orografía. Por ello, para contrastar los valores de la dirección del viento registrados en la estación de Bilbao-Sondica, se han analizado los datos de las estaciones del Servicio Vasco de Meteorología y de la Red de Vigilancia de la Calidad del Aire del País Vasco. Para el resto de las variables meteorológicas, el análisis realizado a partir de los valores registrados en la estación de Bilbao-Sondica sí puede considerarse representativo de las características climáticas del área de estudio. 12.2.6.1 Descripción climática del emplazamiento El área de estudio se encuentra situada en la costa septentrional de la región de clima europeo occidental (Zona verde) de la Península Ibérica, en una subregión que se conoce como Región marítima26. Asimismo, el emplazamiento pertenece a la subzona climática del País Vasco denominada vertiente atlántica27, que comprende las provincias de Bizkaia, Gipuzkoa, norte de Araba y el Euskadi continental (País Vasco-Francés). El área de estudio se sitúa en una zona expuesta a los vientos dominantes del NW, que juegan un papel determinante en las cantidades de precipitación, junto con el estancamiento de la nubosidad provocado por la cordillera Cantábrica, ya que el factor orográfico es decisivo en la distribución de la precipitación. Asimismo, la región es también vulnerable a los vientos del sur, lo que se pone de manifiesto en el contraste entre los valores extremos de las temperaturas máximas y mínimas absolutas. La distribución estacional de las precipitaciones y temperaturas es diferente según sea la zona costera o interior. Sobre todo cerca de la costa, la distribución y cantidad de las precipitaciones hace que el clima tenga cierto carácter mediterráneo, y aunque sin llegar a existir una estación seca, sí existe un déficit hídrico en el suelo de 3-4 meses en las áreas más costeras. Se puede decir entonces que la zona costera presenta un clima mediterráneo húmedo, caracterizado por la alternancia de un periodo con déficit hídrico entre dos lluviosos, mientras que la zona más interior muestra un clima atlántico, es decir, sin existir una época estival seca, estando repartida la pluviosidad a lo largo de todo el ciclo anual y con inviernos más suaves, a diferencia de los que suceden en las zonas más continentales. 26 FONT TULLOT. Climatología de España y Portugal. INM 27 http://www.euskalmet.euskadi.net PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 249 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Las nieblas son menos frecuentes de lo que cabría esperar dada la cercanía del emplazamiento al mar. Este hecho es debido a la poca frecuencia de calmas y vientos flojos. Es al final del verano y principio del otoño cuando, en general, las nieblas marinas son más frecuentes. También se pueden producir nieblas de estancamiento, debidas al enfriamiento nocturno, que se reparten uniformemente a lo largo del año. Cabe destacar la presencia de “galernas”, que se caracterizan por su carácter de temporales repentinos, a diferencia de los fuertes y relativamente frecuentes temporales invernales del NW, que aparecen gradualmente y que se pueden predecir fácilmente. En estas situaciones, el viento cambia del sector S al NW y de moderado a fuerte, pudiendo superar los 100 km/h, y se desarrollan nubes convectivas que producen violentos aguaceros y a veces tormentas, mientras que la temperatura experimenta un brusco descenso y la humedad relativa aumenta. Tras la galerna suele producirse un temporal del NW que se mantiene unas 24 horas, amainando paulatinamente. La galerna suele producirse de mayo a octubre, bajo situaciones meteorológicas excepcionales que presentan, en niveles altos, una intensa circulación del oeste, cuyo eje se sitúa alrededor de los 40º de latitud, y profundas depresiones atlánticas en superficie, cuyos centros siguen trayectorias relativamente próximas a la costa cantábrica. En concreto, el emplazamiento de la Refinería de PETRONOR puede verse sometido a ciertas variaciones climáticas respecto a las características generales de la zona, influidas principalmente por la topografía y su situación respecto al mar: • Respecto a las características topográficas del emplazamiento, cabe destacar que junto a la zona costera se encuentra un terreno orográficamente complejo, formado principalmente por el valle del río Barbadún, que podría favorecer el desarrollo de efectos y regímenes de viento locales, como los siguientes: − Vientos de ladera provocados por el calentamiento del aire junto al suelo a lo largo de las laderas de los valles: ladera arriba por el día y ladera abajo de noche. − Vientos valle arriba (diurnos) y valle abajo (nocturnos), resultado del gradiente de presión entre el valle y las laderas. − Canalización forzada en el fondo del valle del Barbadún. Asimismo, en la zona más alejada de la costa, debido a la brusca elevación del terreno, se produce un aumento de las precipitaciones. Además, el hecho de que la orientación del valle del río Barbadún sea aproximadamente N-S, determina una rotación en la dirección del viento, de modo que los vientos dominantes del NW pasan a NNW-N. Esto determina que los vientos, cargados de humedad, asciendan a lo largo del valle y, debido a la estrechez del mismo, descarguen la lluvia paulatinamente. • Por otra parte, según se pierde la influencia marina, se produce una disminución paulatina de la temperatura, aunque la orientación de los valles y la topografía pueden permitir el paso de esta influencia del mar hacia el interior. Por lo tanto, podrían producirse brisas de origen marino (del mar hacia la tierra durante el día y desde la tierra al mar durante la noche). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 250 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • También pueden producirse efectos locales de naturaleza radiativa (nieblas, inversiones térmicas en superficie, etc.). 12.2.6.2 Elementos climáticos Para estudiar el clima concreto del área de estudio, se han analizado los siguientes elementos climáticos: − Régimen térmico o temperatura del aire: Se han analizado los valores medios mensuales de las temperaturas medias, máximas y mínimas, y de las máximas y mínimas absolutas, así como la oscilación térmica mensual. − Pluviometría: Valores mensuales y valores máximos en 24 horas. − Presión atmosférica: Valores al nivel de la estación y reducidos al nivel del mar. − Situaciones de temperaturas extremas: Se ha detallado el número de días en los que se registraron temperaturas por debajo de 0°C, días con mínimas superiores a 18°C y días con máximas por encima de los 30 °C. − Régimen de viento. Para finalizar, se ha obtenido una clasificación del clima de la zona utilizando la clasificación climática de Thornthwaite, por ser esta la más generalizada y la de mayor aplicación. En el siguiente apartado se describen los análisis realizados para cada una de las variables tratadas, así como los resultados obtenidos. 12.2.6.3 Análisis de las variables meteorológicas • Temperatura del aire En la Tabla 59 se incluyen los promedios de las temperaturas medias mensuales y de las temperaturas máximas y mínimas diarias, registradas en la estación de Bilbao-Sondica para el periodo 1971-2000. Asimismo se incluye la oscilación térmica media mensual, calculada como la diferencia de los valores medios mensuales de las temperaturas extremas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 251 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MES T. MEDIA (°C) T. MEDIA MÁXIMA (°C) T. MÍNIMA MEDIA (°C) OSCILACIÓN TÉRMICA (°C) ENERO 9,0 13,2 4,7 8,5 FEBRERO 9,8 14,5 5,1 9,4 MARZO 10,8 15,9 5,7 10,2 ABRIL 11,9 16,8 7,1 9,7 MAYO 15,1 20,1 10,1 10,0 JUNIO 17,6 22,6 12,6 10,0 JULIO 20,0 25,2 14,8 10,4 AGOSTO 20,4 25,5 15,2 10,3 SEPTIEMBRE 18,6 24,4 13,2 11,2 OCTUBRE 15,8 20,8 10,8 10,0 NOVIEMBRE 11,9 16,4 7,6 8,8 DICIEMBRE 9,9 14,0 6,0 8,0 14,3 19,1 9,4 9,7 ANUAL TABLA 59- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MEDIAS MENSUALES Y DE LA MEDIA DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS DIARIAS. OSCILACIÓN TÉRMICA En la Figura 19 se muestra la evolución a lo largo del año de estos valores medios mensuales. EVOLUCIÓN ANUAL DE LA TEMPERATURA MEDIA Estación de Bilbao: 1971-2000 30 Temperatura (ºC) 25 20 15 10 5 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Meses T. Media (ºC) T. Media Máxima T. Media Mínima FIGURA 19.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MEDIAS MENSUALES Y DE LA MEDIA DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS DIARIAS En la Tabla 60 se presenta el promedio de las temperaturas máximas y mínimas absolutas de cada mes, para el periodo 1971-2000. En la Figura 20 se presenta su evolución gráfica mensual. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 252 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL T. media MÁXIMA absoluta (°C) MES T. media MÍNIMA absoluta (°C) ENERO 19,8 -1,7 FEBRERO 21,6 -0,9 MARZO 25,1 -0,1 ABRIL 25,5 1,7 MAYO 29,8 4,7 JUNIO 32,2 7,3 JULIO 34,7 10,5 AGOSTO 34,3 10,5 SEPTIEMBRE 33,3 8,2 OCTUBRE 28,2 4,9 NOVIEMBRE 23,9 0,8 DICIEMBRE 20,5 -0,9 TABLA 60.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ABSOLUTAS EVOLUCIÓN ANUAL DE LA TEMPERATURA MEDIA DE LAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ABSOLUTAS Estación de Bilbao: 1971-2000 Temperatura (ºC) 40 30 20 10 0 -10 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Meses T. Media Máxima Absoluta T. Media Mínima Absoluta FIGURA 20.- PROMEDIO DE LAS TEMPERATURAS MÁXIMAS Y MÍNIMAS ABSOLUTAS El análisis de las tablas y figuras anteriores muestra que: − La variación anual de las temperaturas medias se corresponde con un clima suave. − El mínimo de las temperaturas medias absolutas en el período 1971-2000 es de -1,7 °C y corresponde al mes de enero, mientras que el máximo de las temperaturas medias absolutas es de 34,7°C registrado durante el mes de julio. − La oscilación térmica mensual media (OT, media de las oscilaciones medias mensuales), para el período 1971-2000 es de 9,7°C, correspondiendo la PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 253 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL máxima oscilación al mes de septiembre (11,2°C) y la mínima al mes de diciembre (8°C). El intervalo anual de temperatura, definido como la diferencia entre la temperatura media del mes más cálido y la temperatura media del mes más frío, se sitúa en 11,4°C y corresponde a la diferencia entre la temperatura media de los meses de agosto y enero. • Pluviometría Para la caracterización del régimen pluviométrico de la zona se han analizado también los datos de precipitación registrados en Bilbao-Sondica para el periodo 1971-2000. En la Tabla 61 se recogen los valores medios mensuales de precipitación acumulada y la pluviometría máxima en 24 horas, registrados en la estación de Bilbao-Sondica durante el periodo 1971-2000. MES ENERO FEBRERO MARZO PRECIPITACIÓN MEDIA (mm) PRECIPITACIÓN MÁX EN 24 HORAS (mm) 125,5 29,3 97,4 21,8 93,6 26,1 ABRIL 124,4 31,0 MAYO 89,9 24,5 JUNIO 64,1 24,2 JULIO 61,8 25,6 AGOSTO 81,9 32,5 SEPTIEMBRE 73,8 24,6 OCTUBRE 121,0 30,3 NOVIEMBRE 140,8 34,4 DICIEMBRE ANUAL 116,2 30,2 1190,4 66,1 TABLA 61.- PRECIPITACIÓN MEDIA Y MÁXIMA EN 24 HORAS En la Figura 21 y Figura 22 se presenta la evolución mensual de la precipitación media anual y de la máxima en 24 horas, para el periodo normal. En la Figura 23 se presenta la evolución anual de la relación entre la precipitación media y la precipitación máxima en 24 horas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 254 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MEDIA Estación de Bilbao: 1971-2000 160 Precipitación (mm) 140 120 100 80 60 40 20 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Meses Precipitación (mm) FIGURA 21.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MEDIA EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MÁX EN 24H Estación de Bilbao: 1971-2000 60 Precipitación (mm) 50 40 30 20 10 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Meses Precipitación (mm) FIGURA 22.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA PRECIPITACIÓN MÁXIMA EN 24 HORAS PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 255 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL EVOLUCIÓN ANUAL DE LA RELACIÓN ENTRE PRECIPITACIÓN MEDIA Y PRECIPITACIÓN MÁX EN 24H Estación de Bilbao: 1971-2000 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Precip Media/Precip Max 24h FIGURA 23.- EVOLUCIÓN ANUAL DE LA RELACIÓN ENTRE LA PRECIPITACIÓN MEDIA Y LA PRECIPITACIÓN MÁXIMA EN 24 HORAS Por último, en la Tabla 62 se muestra la precipitación media según la estación del año. PRECIPITACIÓN MEDIA (mm) PRIMAVERA VERANO OTOÑO INVIERNO 278,4 217,5 378,0 316,5 TABLA 62.- PRECIPITACIÓN MEDIA SEGÚN LA ESTACIÓN DEL AÑO Del análisis de las gráficas y tablas mencionadas se puede deducir lo siguiente: − Durante el periodo comprendido entre 1971 y 2000, la precipitación acumulada anual media ha sido de 1.190,4 mm, valor superior a 700 mm, límite que separa la Iberia húmeda de la de veranos secos. − La gráfica de precipitación media refleja ciertas diferencias entre las distintas épocas del año, aunque con valores altos de precipitación durante todos los meses. − Las mayores precipitaciones en la zona se producen en los meses de otoño, siendo noviembre el mes más lluvioso (11,8% de la precipitación anual). − A pesar de la existencia de lluvias durante todo el año, en los meses estivales la precipitación disminuye, lloviendo en julio sólo un 5,2% de la precipitación anual. − La curva que representa la relación entre la precipitación media y la precipitación máxima en 24 horas (Figura 23) muestra que es durante los meses de primavera cuando la lluvia es más suave y continuada (estratiforme), mientras que en julio y agosto son más frecuentes las lluvias intensas o chaparrones. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 256 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Presión atmosférica En la Tabla 63 se muestran los valores medios mensuales de la presión (hPa) a nivel de la estación de Bilbao-Sondica (34m) y reducida al nivel del mar, correspondientes a la serie climatológica 1971-2000. MES\NIVEL ESTACIÓN NIVEL MAR ENERO 1.016,8 1.021,6 FEBRERO 1.015,5 1.020,3 MARZO 1.015,2 1.019,9 ABRIL 1.011,9 1.016,6 MAYO 1.012,1 1.016,8 JUNIO 1.014,6 1.019,2 JULIO 1.014,9 1.019,5 AGOSTO 1.014,2 1.018,8 SEPTIEMBRE 1.014,0 1.018,6 OCTUBRE 1.013,4 1.018,1 NOVIEMBRE 1.015,1 1.019,9 DICIEMBRE 1.015,8 1.020,6 ANUAL 1.014,4 1.019,1 TABLA 63.- PRESIÓN MEDIA EN LA ESTACIÓN Y A NIVEL DEL MAR Como puede verse la presión media anual en la estación de Bilbao-Sondica es de 1.014,4 mb o hPa, variando entre los 1.011,9 hPa registrados de media en el mes de abril y los 1.016,8 hPa de enero. • Número de días de helada y días con temperatura mínima ≥ 18°C En la Tabla 64 se recogen el número medio mensual de días de helada (temperatura mínima ≤ 0°C), el de días con temperatura mínima ≥ 18°C y el de días con temperatura máxima ≥ 30°C en la estación de Bilbao-Sondica para el periodo 1971-2000. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 257 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MES Nº DE DÍAS DE HELADA Nº DE DÍAS CON T MIN ≥ 18°C Nº DE DÍAS CON T MAX ≥ 30°C ENERO 4 0 0 FEBRERO 2 0 0 MARZO 2 0 0 ABRIL 0 0 0 MAYO 0 0 1 JUNIO 0 0 2 JULIO 0 3 4 AGOSTO 0 4 3 SEPTIEMBRE 0 1 4 OCTUBRE 0 1 1 NOVIEMBRE 1 0 0 DICIEMBRE 3 0 0 ANUAL 12 9 15 TABLA 64.-NÚMERO DE DÍAS DE HELADA, TEMPERATURAS MÍNIMAS ≥ 18°C Y TEMPERATURAS MÁXIMAS ≥ 30°C Puede observarse en dicha tabla la suavidad del clima de la zona, de inviernos y veranos templados. Esto repercute en la escasez de heladas nocturnas (sólo 12 días al año de promedio) al igual que sucede con los días de calor intenso (exclusivamente 15 días al año con temperaturas superiores a los 30 ºC). De igual forma, el número de noches tropicales (temperatura mínima nocturna ≥ 18°C) es muy limitado y concentrado durante los meses estivales. • Régimen de Viento La dirección y la velocidad del viento en superficie está influida de forma importante por las características locales, por lo que para la caracterización del régimen de vientos en la zona de estudio se han analizado, además de los datos del observatorio de Bilbao ‘Aeropuerto de Sondica’ durante el periodo 1971-2000, la información meteorológica de otras estaciones más próximas al emplazamiento de la Refinería de PETRONOR (Muskiz, Arboleda y Punta Galea). Estas estaciones disponen de series cortas de medida, que en ningún caso pueden ser consideradas climatológicas pero pueden ayudar a establecer las principales diferencias entre el régimen de vientos definido por la estación de Bilbao-Sondica y el que es probable encontrar en el emplazamiento objeto de estudio. A continuación se presentan las rosas de viento de las estaciones antes citadas. * Estación de Bilbao ‘Aeropuerto de Sondica’ En la Figura 24 se representa la rosa de viento anual correspondiente al periodo 1971-2000. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 258 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 24.- ROSA DE VIENTO EN LA ESTACIÓN DE BILBAO ’AEROPUERTO DE SONDICA’ EN EL PERIODO 1971-2000 En esta figura se observa que los rumbos predominantes registrados por la estación son los del NW (12,87 %) y WNW (8,42%), con velocidades comprendidas principalmente entre los 2 m/s y los 8 m/s. Estos valores son reflejo de la influencia sinóptica de los vientos procedentes del mar Cantábrico, así como de las canalizaciones a lo largo del valle del río Nervión y de las entradas de brisa de mar. Asimismo, destaca el elevado porcentaje de vientos del E (11,61%) y del ESE (8,71%), claramente influidos por la orientación del valle de Asúa en el que se ubica la estación, y el desarrollo de vientos locales. Este hecho es constatado por las velocidades de viento más bajas asociadas a estos rumbos, principalmente entre los 0,5 m/ y los 4 m/s. El porcentaje de calmas en el emplazamiento es elevado (19,61% de las horas del año), soplando con poca frecuencia (4,87%) los vientos más intensos (superiores a los 8 m/s), principalmente en los meses de diciembre, enero y febrero y en las direcciones NW y S. Estación de Muskiz En la Figura 25 se representa la rosa de viento de la estación de Muskiz, correspondiente al periodo de datos disponible (2003 – 2005). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 259 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 25. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE MUSKIZ (PERIODO 2003-2005) En esta figura se observa la clara influencia de la topografía en las medidas del viento en superficie, pues los rumbos predominantes se corresponden con la orientación del río Barbadún, SSW (22,60%), S (12,43%) y N (8,64%). Los vientos de componente sur presentan velocidades bajas, en general entre 0,5 m/s y 2,0 m/s, mientras que los de componente norte se encuentran fundamentalmente entre 2,0 m/s y 3,5 m/s. Estación de Punta Galea En la Figura 26, Figura 27 y Figura 28 pueden verse las rosas de vientos anuales (2001 a 2005) de la estación de Punta Galea, obtenidas de los Informes Meteorológicos Anuales del Servicio Vasco de Meteorología. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 260 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ESTACIÓN DE PUNTA GALEA – AÑO 2001 ESTACIÓN DE PUNTA GALEA – AÑO 2002 FIGURA 26. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE PUNTA GALEA (PERIODO 20012002) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 261 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ESTACIÓN DE PUNTA GALEA – AÑO 2003 ESTACIÓN DE PUNTA GALEA – AÑO 2004 FIGURA 27. ROSAS DE VIENTO DE LA ESTACIÓN DE PUNTA GALEA (PERIODO 20032004) La ubicación de esta estación, junto a una zona de acantilados, da lugar a una aceleración del viento respecto a lo observado en las estaciones del interior, con vientos medios anuales de unos 5,0 m/s. La dirección predominante de viento en este emplazamiento es SE, registrándose aproximadamente un 30% del tiempo, seguida por los vientos de componente NW y W, con una frecuencia que oscila entre el 10% y 20%, según los años. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 262 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Estación de Arboleda La estación de Arboleda se ubica a tan sólo unos 6 km al SE de la Refinería de PETRONOR, pero en una cota elevada (329 m), por lo que el régimen de vientos en esta ubicación sí refleja los vientos procedentes del Cantábrico (NW), que prácticamente no son visibles en la rosa de la estación de Muskiz. ESTACIÓN DE PUNTA GALEA – AÑO 2005 ESTACIÓN DE ARBOLEDA – AÑO 2005 FIGURA 28. ROSAS DE VIENTO DE LAS ESTACIONES DE PUNTA GALEA Y ARBOLEDA (AÑO 2005) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 263 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la Figura 28 puede verse la rosa de vientos de Arboleda correspondiente al único año de datos disponible (2005), obtenida del Informe Meteorológico Anual del Servicio Vasco de Meteorología. Las direcciones de viento predominantes son del NW (30%), N (25%) y S (15%), estos dos últimos rumbos claramente determinados por la topografía del entorno. En cuanto a la velocidad del viento, en el año 2005 la estación de Arboleda registró un valor medio de 3,8 m/s. 12.2.6.4 Climogramas e Índice climático Los climogramas constituyen una forma clásica de representar el clima de una región, que facilita la comparación de localidades distintas, poniendo en evidencia rápidamente las diferencias y similitudes climáticas. En este estudio, se han realizado los siguientes análisis: • Diagrama de termohietas El diagrama de termohietas está constituido por la precipitación y la temperatura media mensual, utilizando un sistema de coordenadas cartesianas rectangulares. La combinación de los valores de precipitación y temperatura media para cada mes se representa como doce puntos unidos por líneas rectas, que indican el ciclo de medias mensuales de todo el año. En la Figura 29 se ha representado el diagrama de termohietas o climograma temperaturaprecipitación para el período 1971-2000 en la observatorio de Bilbao-Sondica. DIAGRAMA DE TERMOHIETAS Estación de Bilbao: 1971-2000 160 NOV Precipitación (mm) 140 ENE 120 100 FEB 80 DIC MAR OCT ABR MAY 60 AGO SEP JUN JUL 40 20 0 0 5 10 15 20 25 Temperatura (ºC) FIGURA 29. DIAGRAMA DE TERMOHIETAS DE LA ESTACIÓN DE BILBAO (PERIODO 1971-2000) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 264 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Se puede reconocer en dicha figura que la oscilación termométrica es moderada, pues el polígono del diagrama no se encuentra estirado en el sentido de abscisas (eje de temperaturas). El intervalo anual de temperaturas entre el mes más cálido y el mes más frío es de unos 11°C. Asimismo, se puede observar que las situaciones de precipitaciones más bajas se dan en condiciones de temperaturas altas, es decir, durante los meses de verano. Sin embargo, los meses más lluviosos no coinciden exactamente con los periodos fríos, como puede desprenderse de la curvatura descendente que hace el polígono en los meses de invierno. • Climograma de Gaussen En la Figura 30 se representa el Climograma de Gaussen para el período 1971-2000. En él se recogen los datos de temperatura media y precipitación media mensual, eligiendo una escala de precipitaciones (en mm) doble que la de temperaturas (en °C) según la hipótesis de Gaussen de equivalencia entre 2 mm de precipitación y 1°C de temperatura. CLI M O GRAM A D E GAU SSEN Estaci ón de Bi l bao: 1971-2000 Temperatura (ºC) Precipitación (mm) 75 150 60 120 45 90 30 60 15 30 0 0 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC M eses Precipitación (mm) T. Media (ºC) FIGURA 30.- CLIMOGRAMA DE GAUSSEN DE LA ESTACIÓN DE BILBAO (PERIODO 1971-2000) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 265 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La conclusión principal que se obtiene del climograma es la ausencia total de periodos secos o áridos, puesto que la curva de temperatura se sitúa por debajo de las precipitaciones durante todo el año. De hecho, la precipitación es, durante todos los meses, superior a tres veces la temperatura media para cada mes, por lo que durante todo el año el área de estudio está dominada por un clima húmedo. Sin embargo, durante los meses de verano, la curva de temperaturas se acerca a los niveles medios de precipitación, indicando una cierta disminución de este carácter tan húmedo que caracteriza al resto del año. • Índice de Thornthwaite Este índice se emplea para realizar la clasificación climática de la zona, y se ha calculado según la metodología desarrollada en la Guía para la Elaboración de Estudios del Medio Físico (SECRETARÍA DE MEDIO AMBIENTE, 1996). Para el cálculo de este índice se han tenido en cuenta los valores promedio de temperatura y precipitación del período 1971-2000, siendo necesario calcular la evapotranspiración potencial (en adelante ETP), que es la suma de la evaporación más la transpiración vegetal. El cálculo de la ETP se realiza para cada uno de los meses del año. En primer lugar, partiendo de la temperatura media de cada mes⎯Ti se calcula el índice de calor anual de acuerdo con la siguiente ecuación: A partir del índice de calor anual se halla el parámetro ‘a’ como: a = 0,675·10-6×Ι3-77,1·10-6 × Ι2 +17,92·10-3 × Ι + 0,49239 Finalmente, se calcula la ETP (en mm/mes) mensual mediante la ecuación de Thornthwaite: donde: ⎯T es la temperatura media del mes. L es un coeficiente de corrección por duración del día (que es función de la latitud). Ι es el índice de calor anual, y a el parámetro calculado anteriormente. El coeficiente de corrección por duración del día se calcula, para cada uno de los meses, para la latitud del lugar (43,3°) interpolando linealmente los valores según el criterio de Dunne y Leopold (1978). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 266 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la Tabla 65 aparecen las temperaturas medias de cada uno de los meses del año, el índice de calor anual y el parámetro ‘a’ calculado, los valores estimados para el coeficiente de corrección, y finalmente los valores mensuales de ETP calculados, para el período 19712000, en la estación de Bilbao. MES Tm (°C) ETP (mm) L (ϕ=43.3°) ENERO 9,0 0,77 21,95 FEBRERO 9,8 0,87 28,14 MARZO 10,8 0,99 36,56 ABRIL 11,9 1,11 47,43 MAYO 15,1 1,23 73,64 JUNIO 17,6 1,29 96,31 JULIO 20,0 1,26 113,68 AGOSTO 20,4 1,17 108,34 SEPTIEMBRE 18,6 1,05 84,85 OCTUBRE 15,8 0,92 58,97 NOVIEMBRE 11,9 0,81 34,38 DICIEMBRE 9,9 0,75 24,41 Índice de calor anual: 60,29 Parámetro ‘a’: 1,4405 TABLA 65.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TEMPERATURAS MEDIAS Y CÁLCULO DE LA EVAPOTRANSPIRACIÓN POTENCIAL A partir de los valores de precipitación mensual media de los que se dispone, y de la ETP mensual calculada, se puede realizar un balance hídrico. Este balance, según Thornthwaite, se calcula mediante el método del agotamiento exponencial. Los resultados del balance hídrico aparecen en la Tabla 66. La definición de los términos empleados en el balance se recoge en la Tabla 67. SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO 73,8 121,0 140,8 116,2 125,5 97,4 93,6 124,4 89,9 64,1 61,8 81,9 84,854 58,974 34,380 24,418 21,949 28,138 36,560 47,431 73,640 96,308 113,683 108,340 P - ETP -11,054 62,026 106,420 91,782 103,551 69,262 57,040 76,969 16,260 -32,21 -51,88 -26,44 43,132 33,111 P ETP R 29,646 55,123 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000 72,464 VR -3,465 25,478 44,877 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 -27,536 -29,332 -10,021 ETA 77,265 58,974 34,380 24,418 21,949 28,138 36,560 47,431 73,640 91,636 91,132 91,921 F 7,589 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 4,672 22,551 16,419 EX 0,000 0,000 0,000 91,782 103,551 69,262 57,040 76,969 16,260 0,000 0,000 0,000 TABLA 66.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: BALANCE HÍDRICO PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 267 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL P Precipitación media mensual acumulada, en mm. ETP Evapotranspiración potencial mensual, en mm. P - ETP Agua que se acumula o percola en el perfil del suelo, en mm. R Reserva de agua, en mm. Se considera que un suelo puede almacenar, como máximo 100 mm de altura de agua y, como mínimo, 0 mm. VR Variación de la reserva de agua, en mm. Puede ser positiva, hasta los 100 mm (máximo), y negativa, hasta los –100 mm (mínimo). ETA Evapotranspiración real, en mm. Como máximo, la ETA puede ser igual a la ETP. F Déficit de agua, en mm. Calculada como la diferencia entre la evapotranspiración potencial y la actual. EX Exceso de agua, en mm. Calculada como (P-ETP)-VR, considerando nulos los valores negativos. TABLA 67.- ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TÉRMINOS EMPLEADOS EN EL BALANCE HÍDRICO Con los resultados del balance hídrico se calculan el índice de humedad, el índice de aridez y el índice de humedad global. El índice de humedad se calcula a partir del exceso de agua en cada uno de los meses, y de la evapotranspiración potencial obtenida como la suma de los valores mensuales, según la siguiente ecuación: El índice de aridez se calcula de forma similar, pero considerando el déficit de agua en lugar del exceso de agua, según la siguiente ecuación: Por último, el índice de humedad global se calcula a partir de los dos índices anteriores, según la ecuación: Ιm=Ιh-0,6·Ιa Haciendo uso de estos tres índices y de los valores de ETP calculados, se obtiene el índice climático de Thornthwaite, que consta de cuatro letras cuyo significado es el siguiente: − La primera letra determina el tipo climático según el índice de humedad global calculado. − La segunda muestra la eficacia térmica según la evapotranspiración potencial. − La tercera letra representa la variación estacional de la humedad efectiva según el índice de humedad o el índice de aridez. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 268 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − La cuarta y última letra especifica la concentración estival de la eficacia térmica y se determina en función del siguiente cociente: En la Tabla 68 aparecen los valores calculados para la ETP anual, el índice de humedad, el índice de aridez, el índice de humedad global, y la concentración estival de la eficacia térmica, para el período 1971-2000 en la estación de Bilbao. Evapotranspiración potencial anual (mm) ETPanual = 728,67 Índice de humedad Ih = 56,93 Índice de aridez Ia = 7,03 Índice de humedad global Im = 52,72 Concentración estival de la eficacia térmica Nv = 43,67 TABLA 68. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: RESUMEN DE ÍNDICES Según se deduce de los valores calculados en la Tabla 68 y de las tablas para establecer los tipos climáticos (ver Tabla 69 a Tabla 72), el índice de Thornthwaite obtenido para el periodo 1971-2000 en la estación de Bilbao es: B2 B2’ r a’ que corresponde a un tipo de clima húmedo II, mesotérmico II, con falta de agua pequeña o nula y concentración estival de la eficacia térmica baja. ÍNDICE DE HUMEDAD GLOBAL SÍMBOLO TIPO DE CLIMA ≥ 100 A Perhúmedo 80 a 100 B4 Húmedo IV 60 a 80 B3 Húmedo III 40 a 60 B2 Húmedo II 20 a 40 B1 Húmedo I 0 a 20 C2 Subhúmedo -20 a 0 C1 Seco subhúmedo -40 a -20 D Semiárido -60 a -40 E Árido TABLA 69. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: TIPO CLIMÁTICO SEGÚN EL ÍNDICE DE HUMEDAD GLOBAL PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 269 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ETP Símbolo Definición <142 E’ Glacial 142 a 285 D’ Tundra 285 a 427 C’1 Microtérmico I 427 a 570 C’2 Microtérmico II 570 a 712 B’1 Mesotérmico I 712 a 855 B’2 Mesotérmico II 855 a 927 B’3 Mesotérmico III 927 a 1140 B’4 Mesotérmico IV >1140 A’ Megatérmico TABLA 70. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: EFICACIA TÉRMICA SEGÚN EVAPOTRANSPIRACIÓN POTENCIAL CLIMAS HÚMEDOS (A,B,C2) CLIMAS SECOS (C1,D,E) Ia Simb. Falta de agua Ih Simb. Exceso de agua 0 a 16,7 r Pequeña o nula 0 a 10 d Pequeño o nulo 16,7 a 33,3 s Moderada en verano 10 a 20 s Moderada en verano 16,7 a 33,3 w Moderada en invierno 10 a 20 w Moderada en invierno > 33,3 s2 Grande en verano > 20 s2 Grande en verano > 33,3 w2 Grande en invierno > 20 w2 Grande en invierno TABLA 71. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: VARIACIÓN ESTACIONAL DE LA HUMEDAD EFECTIVA Nv SÍMBOLO CONCENTRACIÓN DE LA EFICACIA TÉRMICA EN VERANO < 48,0 a’ Baja 48 a 51,9 b’4 51,9 a 56,3 b’3 56,3 a 61,6 b’2 61,6 a 68,0 b’1 68,0 a 76,3 c’2 76,3 a 88,0 c’1 > 88,0 d’ Moderada Alta Muy Alta TABLA 72. ÍNDICE DE THORNTHWAITE: CONCENTRACIÓN ESTIVAL DE LA EFICACIA TÉRMICA PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 270 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.7 Calidad del aire Para llevar a cabo la caracterización de los niveles de calidad del aire de la zona se han analizado los datos de concentración en el aire ambiente de NOx, NO2, SO2, O3, CO y partículas (PM10 y PM2.5) registrados durante el periodo 2001-2005 en las estaciones de la Red de Control y Vigilancia de la Calidad del Aire de la Comunidad Autónoma del País Vasco situadas en el área de influencia de la Refinería de PETRONOR. Las estaciones seleccionadas han sido Abanto, Getxo, La Arena, Muskiz y Zierbena. Con el fin de extender el área analizada en dirección oeste, se ha completado este estudio con la información facilitada por la estación de Castro Urdiales, perteneciente a la Red de Control y Vigilancia de la Calidad del Aire de Cantabria. Esta información se ha obtenido de los informes anuales que esta Comunidad facilita en su página web. En la Tabla 73 se muestran las coordenadas y elevación de las estaciones antes citadas, junto con los contaminantes que registran cada una de ellas. La Figura 31 muestra la localización aproximada de las mismas. ESTACIÓN LATITUD LONGITUD ALTITUD (m) CONTAMINANTES Abanto 43º19´14´´ -3º04´26´´ 136 Getxo 43º21´15´´ -3º00´48´´ 64 NO, NO2, O3, CO, PM10, PM2.5 y SO2 La Arena 43º20´52´´ -3º06´52´´ 10 NO, NO2 y O3 Muskiz 43º19´15´´ -3º06´47´´ 30 NO, NO2, O3, CO, PM2.5 y SO2 Zierbena 43º21´11´´ -3º04´52´´ 9 NO, NO2, O3, CO, SO2 y PM10 Castro Urdiales 43º22´57´´ -3º13´14´´ 10 NO, NO2, O3, SO2 y PM10 NO2, O3, SO2 y PM10 TABLA 73. COORDENADAS Y CONTAMINANTES REGISTRADOS EN LAS ESTACIONES DE CALIDAD DEL AIRE ANALIZADAS PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 271 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL N W E S # Castro Urdiales Zierbena La Arena Getxo # # # # Muskiz Petronor # # Abanto FIGURA 31. LOCALIZACIÓN DE LA REFINERÍA DE PETRONOR Y DE LAS ESTACIONES DE CALIDAD DEL AIRE SELECCIONADAS En los siguientes apartados se describe el análisis de los niveles de calidad del aire registrados en el periodo 2001-2005 en las estaciones anteriormente indicadas. En todos los casos las concentraciones registradas se comparan con los límites que establece la legislación vigente (apartado 12.2.7.7) con el fin de analizar las superaciones de dichos valores. Es necesario destacar que la legislación aplicable a todos los contaminantes analizados, a excepción del ozono, entró en vigor a finales del año 2002 (31 de octubre), por lo que la superación de los valores límite debería aplicarse únicamente a los valores registrados por las cabinas con posterioridad a dicha fecha. No obstante se han incluido, como se ha indicado anteriormente, los valores registrados en el periodo 2001-2005, con el fin de darle mayor representatividad a la serie de valores analizados. Respecto al ozono, la legislación vigente entró en vigor el 14 de enero de 2004, por lo que la superación de los valores establecidos en ella debería aplicarse únicamente a los años 2004 y 2005, aunque al igual que para el resto de contaminantes, se ha ampliado el periodo analizado con el fin de dar una mayor representatividad al estudio. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 272 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.7.1 Óxidos de nitrógeno y dióxido de nitrógeno Los NOX son una mezcla de óxidos compuesta fundamentalmente por óxido nítrico (NO) y dióxido de nitrógeno (NO2). Sus fuentes naturales de producción son los incendios, erupciones volcánicas y procesos de nitrificación/desnitrificación, mientras que antropogénicamente se producen tras la oxidación del nitrógeno atmosférico en combustiones a temperaturas elevadas (transporte, industria, etc.) y en actividades agrícolas. Los efectos que ejerce sobre la salud el monóxido de nitrógeno son apreciablemente menores que los de una cantidad equivalente de NO2, por lo que en la legislación vigente los valores guía y límite destinados a la protección de la salud humana se centran sobre el NO2, mientras que los destinados a la protección de la vegetación consideran los NOX en su conjunto. Los niveles de NO2 y NOx están regulados por el R.D. 1073/200228, que establece para el año 2010 un valor límite horario de 200 μg/m3 de NO2 para la protección de la salud humana, que no puede superarse en más de 18 ocasiones por año civil. Este límite tiene un margen de tolerancia de 40 μg/m3 en 2006, que se reduce en 10 μg/m3 cada año hasta alcanzar el valor límite en 2010. Asimismo, el Real Decreto establece un valor límite anual para de la protección de la salud de 40 μg/m3 de NO2, con un margen de tolerancia de 8 μg/m3 en 2006, que se reduce anualmente en 2 μg/m3 hasta alcanzar dicho límite en 2010, y un valor límite anual de NOx para la protección de la vegetación de 30 μg/m3. Por último, el R.D. 1073/2002 sitúa el umbral de alerta de dióxido de nitrógeno en 400 μg/m3 registrados durante tres horas consecutivas. En la Tabla 74 se muestran los valores medios anuales de NOx registrados en las estaciones seleccionadas en el periodo 2001–2005. En la Tabla 75 se presentan los niveles máximos horarios y anuales de NO2. Ambas tablas permiten comparar fácilmente los niveles registrados con los valores límites establecidos por el R.D. 1073/2002 para el año 2010. 28 Real Decreto 1073/2002, de 18 de octubre de 2002, (BOE núm. 260, de 30.10.2002). Entrada en vigor del RD: 31.10.2002. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 273 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL NOx (μg/m3) 2001 2002 2003 2004 2005 ABANTO -- 46,0 45,5 49,5 49,2 GETXO -- 44,7 44,6 44,2 46,7 LA ARENA -- 28,7 -- -- -- MUSKIZ -- 55,3 20,8 20,1 22,0 ZIERBENA -- -- -- 35,6 41,3 26,0 30,0 27,0 34,0 33,0 CASTRO URDIALES Valor Límite Protección Vegetación R.D.1073/2002 30 TABLA 74. NIVELES MEDIOS ANUALES DE NOX REGISTRADOS DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 274 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Concentración Media Anual (μg/m3) Superación del límite anual Protección Salud (40 μg/m3) Concentración horaria máxima (μg/m3) 2001 28,6 NO 229,5 (sólo 1 hora > 200 μg/m3 ) NO 2002 23,8 NO 171,0 NO NO 2003 24,2 NO 122,0 NO NO 2004 25,9 NO 137,0 NO NO 2005 24,7 NO 143,0 NO NO 2001 26,4 NO 147,2 NO NO 2002 26,6 NO 108,0 NO NO 2003 26,7 NO 119,0 NO NO 2004 26,4 NO 113,0 NO NO 2005 28,6 NO 132,0 NO NO 2001 -- -- -- -- -- 2002 18,1 NO 115,0 NO NO 2003 -- -- -- -- -- 2004 -- -- -- -- -- 2005 -- -- -- -- -- 2001 23,1 NO 158,5 NO NO 2002 26,6 NO 140,0 NO NO 2003 14,4 NO 173,0 NO NO 2004 10,7 NO 105,0 NO NO 2005 12,6 NO 105,0 NO NO 2001 -- -- -- -- -- 2002 -- -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- -- 2004 20,0 NO 120,0 NO NO 2005 22,6 NO 126,0 NO NO 2001 18,0 NO 101,0 NO NO 2002 20,0 NO 140,0 NO NO 2003 17,0 NO 122,0 NO NO 2004 21,0 NO 110,0 NO NO 2005 22,0 NO 172,0 NO NO NO2 (μg/m3) Superación del valor límite horario para la protección de la salud (200 μg/m3 hasta 18 horas por año). Superación del umbral de alerta (400 μg/m3 durante tres horas consecutivas) CASTRO URDIALES ZIERBENA MUSKIZ LA ARENA GETXO ABANTO NO TABLA 75. NIVELES DE NO2 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL RD 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES De acuerdo con lo mostrado en la Tabla 74, el límite anual para la protección de la vegetación (30 μg/m3) se supera durante los años 2003, 2004 y 2005 prácticamente en todas las estaciones, superándose también en los años anteriores a la entrada en vigor de PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 275 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL dicho límite. Sin embargo, el R.D. 1073/2002 establece que para la aplicación de este valor los datos deberán provenir de cabinas situadas en lugares representativos del ecosistema a proteger, condición que no cumplen las estaciones consideradas, ya que están localizadas principalmente en entornos urbanos o industriales. Con respecto a los niveles de NO2, de la Tabla 75 se deduce que exclusivamente durante el año 2001 se registró un valor horario por encima de los 200 μg/m3 en Abanto, no superándose el límite de protección de la salud en ningún año. El resto de los límites normativos, tanto anuales como horarios, tampoco se superaron en ninguna estación durante el periodo de aplicación de la ley ni en los años anteriores, puesto que las medias anuales de NO2 en todas las cabinas se mantuvieron por debajo de los 40 μg/m3 y no se registraron valores horarios superiores a los 400 μg/m3. 12.2.7.2 Dióxido de azufre El dióxido de azufre es un gas incoloro, no inflamable, reductor y muy soluble en agua. En altas concentraciones tiene un olor irritante y desagradable. Las fuentes naturales son los volcanes, incendios, océanos y zonas pantanosas, mientras que la fuente antropogénica principal es la combustión de productos derivados del carbono y del petróleo, pues presentan un cierto contenido en azufre, que al quemarse se emite a la atmósfera en forma de óxido. El Real Decreto 1073/2002 establece unos límites y umbrales de alerta para el SO2, situando en 350 μg/m3 el valor límite horario (24 superaciones permitidas al año) y en 125 μg/m3 el valor límite diario (3 superaciones permitidas al año), para la protección de la salud humana. Asimismo el Real Decreto establece un valor límite de protección de los ecosistemas en 20 μg/m3 de promedio anual de SO2, y un umbral de alerta si se registran 500 μg/m3 durante tres horas consecutivas. En la Tabla 76 se resumen los niveles de dióxido de azufre registrados durante el periodo 2001-2005 en las estaciones de calidad del aire consideradas, comparados con los valores establecidos en la legislación vigente. Puede apreciarse en dicha tabla que en la estación de Abanto, durante el año 2001, se superó ligeramente el valor para la protección de los ecosistemas. Sin embargo, y al igual que sucedía en el caso de los óxidos de nitrógeno, las estaciones consideradas en este estudio no presentan las condiciones de microimplantación adecuadas para el cálculo de dicho parámetro. En cuanto al límite horario de protección de la salud, hay que señalar que se registraron seis valores mayores de 350 μg/m3 en Abanto durante el año 2002 y cuatro en Muskiz durante el año 2003, números muy inferiores a las 24 superaciones que permite el R.D.1073/2002, por lo que este límite no fue superado en ninguna de las estaciones analizadas. Las medias diarias máximas se situaron por debajo de los 125 μg/m3 en todas las estaciones, salvo en una ocasión en Abanto durante el año 2001, por lo que el límite diario PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 276 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de protección de la salud tampoco se superó durante el periodo de aplicación de la ley, ni en los años anteriores. Cabe destacar que el único valor horario registrado durante el periodo 2001-2005 por encima de los 500 μg/m3 se dio en la estación de Abanto el 22 de febrero de 2002, fecha anterior a la entrada en vigor del RD 1073/2002. De todas formas, este fue un valor aislado, por lo que en ningún caso se habría superado el umbral de alerta. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 277 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Concentración Media Anual (μg/m3) Superación del límite anual Protección Ecosistemas (20 μg/m3) Concentración horaria máxima (μg/m3) Superación del valor límite horario para la protección de la salud (350 μg/m3, hasta 24 horas por año) 2001 22,1 SI29 342,0 NO 129,6 NO (1 ocasión) 2002 18,7 NO 523,0 NO (6 horas) 118,4 NO 2003 11,7 NO 273,0 NO 83,5 NO 2004 10,1 NO 263,0 NO 53,0 NO 2005 7,3 NO 174,0 NO 31,9 NO 2001 12,5 NO 270,0 NO 44,3 NO 2002 9,5 NO 118,0 NO 37,1 NO 2003 7,6 NO 70,0 NO 27,3 NO 2004 6,8 NO 80,0 NO 20,4 NO 2005 6,8 NO 58,0 NO 24,9 NO 2001 15,4 NO 185,0 NO 64,2 NO 2002 7,4 NO 150,0 NO 27,2 NO 2003 8,7 NO 450,0 NO (4 horas) 104,4 NO 2004 9,1 NO 199,0 NO 61,7 NO 2005 9,9 NO 238,0 NO 64,0 NO 2001 -- -- -- -- -- -- 2002 -- -- -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- -- -- 2004 7,9 NO 158,0 NO 41,7 NO 2005 8,5 NO 137,0 NO 29,8 NO NO <> 30 NO <> 30 NO <> 30 NO <> 30 NO <> 30 NO SO2 ZIERBENA MUSKIZ GETXO ABANTO (μg/m3) CASTRO URDIALES 2001 2002 2003 2004 2005 4,0 3,0 4,0 3,0 3,0 NO NO NO NO NO 142,0 99,0 122,0 56,0 43,0 NO NO NO NO Concentración diaria máxima (μg/m3) Superación del valor límite diario para la protección de la salud (125 μg/m3, hasta 3 veces por año) TABLA 76. NIVELES DE SO2 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL RD. 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES 29 Este valor no constituye superación del valor límite al ser anterior a la entrada en vigor del RD 1073/2002 30 Información no facilitada en los informes anuales de la Red de Control y Vigilancia de la Calidad del Aire de Cantabria. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 278 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.7.3 Partículas (PM10 y PM2.5) en suspensión El término partículas materiales engloba una mezcla compleja de partículas sólidas o líquidas que se encuentran en suspensión en el aire, y que presentan diversas características físicas, diferentes composiciones químicas y muy variadas fuentes de emisión naturales y antropogénicas. Se designan los distintos tamaños de partículas mediante la denominación PM seguida por un número relativo al diámetro aerodinámico máximo de éstas. Las fuentes naturales son el polvo transportado por el viento, los océanos, volcanes e incendios, mientras que las fuentes artificiales son la industria (transporte, siderurgia, cementeras), la producción de energía y los contaminantes secundarios. El Real Decreto 1073/2002 establece, en una primera fase, valores límite de PM10 para la protección de la salud humana, tanto diarios como anuales. Sitúa en 50 μg/m3 el valor límite diario (máximo 35 superaciones por año) y en 40 μg/m3 el valor límite anual para el año 2010, con un margen de tolerancia de 15 μg/m3 para el primero (con 5 μg/m3 de reducción por año) y de 4,8 μg/m3 para el segundo (con 1,6 μg/m3 de reducción por año). En una segunda fase se estudiaría la aplicación de unos valores límite más restrictivos para PM10 que entrarían en vigor el año 2010, y se establecerían, si procede, valores límite para las PM2.5. Por tanto, debido a la inexistencia de legislación vigente que regule las partículas PM2.5, sólo se describirá una estadística básica de los niveles registrados en las estaciones que miden este contaminante (Muskiz y Getxo), durante los años 2004 y 2005. En la Tabla 77 se detallan las concentraciones registradas de PM10 durante el periodo 20012005 en las estaciones consideradas, junto con las superaciones de los límites legislativos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 279 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Concentración Media Anual (μg/m3) Superación del límite anual Protección de la Salud (40 μg/m3) Concentración diaria máxima (μg/m3) Superación del valor límite diario para la protección de la salud (50 μg/m3 hasta 35 ocasiones por año). 2001 -- -- -- -- 2002 -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- 2004 20,1 NO 88,4 NO (4 ocasiones) 2005 25,3 NO 137,0 NO (24 ocasiones) 2001 -- -- -- -- 2002 18,6 NO 60,7 NO (5 ocasiones) 2003 13,8 NO 41,7 NO 2004 13,1 NO 36,7 NO 2005 14,1 NO 46,0 NO 2001 -- -- -- -- 2002 -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- 2004 30,2 NO 115,3 SI (41 ocasiones) 2005 32,2 NO 128,7 SI (57 ocasiones) 2001 37,0 NO 185,0 NO (28 ocasiones) 2002 34,0 NO 122,0 NO (19 ocasiones) 2003 41,0 NO 165,0 SI (49 ocasiones) 2004 36,0 NO 141,0 NO (35 ocasiones) 2005 31,0 NO 114,0 SI (39 ocasiones) PM10 CASTRO URDIALES ZIERBENA GETXO ABANTO (μg/m3) TABLA 77.- NIVELES DE PM10 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL R.D. 1073/2002 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES Como puede verse en la Tabla 77, sólamente en la estación de Castro Urdiales la concentración media anual superó los 40 μg/m3 (año 2003). Sin embargo, considerando que el margen de tolerancia permitido por el RD. 1073/2002 para dicho año (3,2 μg/m3) situaba el límite anual en 43,2 μg/m3, tampoco se superó en esta ocasión el límite anual para la protección de la salud humana. Con respecto al límite diario para la protección de la salud, se registraron valores diarios por encima de los 50 μg/m3, midiéndose en Zierbena durante los años 2004 y 2005, y en Castro Urdiales durante los años 2003 y 2005 más de 35 superaciones por año. En cuanto a las partículas PM2.5, en la Tabla 78 se recoge la estadística básica de los valores horarios y diarios registrados en Getxo y Muskiz durante los años 2004 y 2005. De ella se desprende que las concentraciones de PM2,5 fueron superiores en Muskiz, situándose las medias anuales en torno a los 21 μg/m3, frente a los 12 μg/m3 anuales de Getxo. De igual forma, los máximos valores horarios alcanzaron registros mayores en Muskiz, oscilando entre los 148 μg/m3 y los 172 μg/m3, mientras que en Getxo se mantuvieron por debajo de los 100 μg/m3 durante los dos años. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 280 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MUSKIZ PM2,5 2004 GETXO 2005 2004 2005 3 (μg/m ) Valores Horarios Valores Diarios Valores Horarios Valores Diarios Valores Horarios Valores Diarios Valores Horarios Valores Diarios Máximo 148,0 61,8 172,0 82,8 93,0 38,5 80,0 44,2 Mínimo 0,0 2,5 0,0 5,1 0,0 0,0 0,0 0,0 Media 21,8 21,8 19,8 19,8 12,3 12,2 12,5 12,4 Percentil 98 58,0 48,9 65,0 60,0 62,7 37,8 41,0 32,5 Percentil 75 28,0 27,3 24,0 23,2 41,0 29,0 17,0 16,6 Percentil 50 19,0 19,3 15,0 15,7 18,0 16,6 10,0 10,4 Percentil 25 13,0 14,2 10,0 10,9 10,0 10,7 5,0 6,5 Percentil 2 1,0 5,9 3,0 6,6 4,0 6,5 0,0 3,3 TABLA 78. ESTADÍSTICA BÁSICA DE LOS VALORES HORARIOS Y DIARIOS DE PM2,5 EN LAS ESTACIONES DE GETXO Y MUSKIZ DURANTE LOS AÑOS 2004 Y 2005 12.2.7.4 Ozono El ozono (O3) es una sustancia gaseosa, forma alotrópica del oxígeno (O2), de elevado poder oxidante. Se trata de un gas azul de olor metálico y picante, fácilmente reconocible. El ozono troposférico es un contaminante secundario, ya que no es emitido directamente por un foco emisor, sino que se forma por reacciones fotoquímicas a partir de una serie de contaminantes precursores, fundamentalmente los óxidos de nitrógeno (NOX) y los compuestos orgánicos volátiles (COVs). La legislación vigente (Real Decreto 1796/200331, que entró en vigor el 14 de enero de 2004), no establece valores límite admisibles, sino que define valores objetivo para el año 2010 y una serie de umbrales de información y alerta. El valor objetivo para la protección de la salud humana se fija en 120 μg/m3 como máxima media octohoraria del día, no pudiendo registrarse más de 25 días por cada año civil de promedio en un periodo de tres años. Los umbrales de información y alerta se establecen en 180 μg/m3 y 240 μg/m3, respectivamente, de valor máximo horario. En la Tabla 79 se recogen los niveles de O3 medidos en Abanto, Getxo, Muskiz, Zierbena y Castro Urdiales durante el periodo 2001-2005, junto con las superaciones de los límites definidos en el R.D.1796/2003. Como puede observarse en la dicha tabla, durante los años 2004 y 2005 no se superó el umbral de alerta en ninguna estación, aunque en 3 ocasiones se registraron concentraciones horarias de ozono superiores a los 180 μg/m3 en la estación de Muskiz. 31 Real Decreto 1796/2003, de 26 de diciembre de 2003, relativo al ozono en el aire ambiente (BOE núm. 11, de 13.01.2004). Fecha de entrada en vigor: 14.01.2004. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 281 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Tampoco se supero en este periodo el valor objetivo asociado a valores octohorarios máximos superiores a los 120 μg/m3 que establece la legislación. Durante el año 2003, principalmente durante los meses de verano, se registraron valores superiores a los 180 μg/m3 en todas las estaciones. Asimismo, se registraron valores octohorarios máximos superiores a los 120 μg/m3, aunque en ninguna cabina se dieron más de 25 días con medias octohorarias máximas por encima de los 120 μg/m3. Respecto a los valores registrados en el año 2003, es necesario indicar que durante el verano de dicho año se produjo, en toda la cuenca mediterránea, una ola de calor que se tradujo en un aumento de las concentraciones de ozono en todas las redes de medida de la zona. Por ello, el incremento de los niveles de O3 durante ese periodo fue una característica común en la mayoría de países europeos32. 32 EUROPEAN ENVIRONMENT AGENCY. Topic Report 3/2003. Air Pollution by ozone in Europe in summer 2003. Overview of exceedances of EC ozone threshold values during the summer season April-August 2003 and comparisons with previous years PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 282 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL O3 3 CASTRO URDIALES ZIERBENA MUSKIZ LA ARENA GETXO ABANTO (μg/m ) Nº superaciones del Umbral de Información (180 μg/m3)33 Concentración horaria máxima (μg/m3) Nº superaciones del Umbral de Alerta (240 μg/m3) Concentración octohoraria máxima (μg/m3) Superación del valor objetivo (año 2010) para la protección de la salud (120 μg/m3 hasta 25 ocasiones por año) 2001 151,5 0 0 125,6 NO (2 ocasiones) 2002 116,0 0 0 106,4 NO 2003 194,0 5 0 140,9 NO (11 ocasiones) 2004 126,0 0 0 118,1 NO 2005 162,0 0 0 142,0 NO (3 ocasiones) 2001 155,5 0 0 134,8 NO (3 ocasiones) 2002 124,0 0 0 115,4 NO 2003 185,0 1 0 158,9 NO (11 ocasiones) 2004 119,0 0 0 113,1 NO 2005 180,0 0 0 164,5 NO (6 ocasiones) 2001 37,0 0 0 31,7 NO 2002 -- -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- -- 2004 -- -- -- -- -- 2005 -- -- -- -- -- 2001 106,0 0 0 92,0 NO 2002 109,0 0 0 106,2 NO 2003 212,0 8 0 195,4 NO (13 ocasiones) 2004 146,0 0 0 120,1 NO (2 ocasiones) 2005 189,0 3 0 171,7 NO (7 ocasiones) 2001 -- -- -- -- -- 2002 -- -- -- -- -- 2003 -- -- -- -- -- 2004 133,0 0 0 123,3 NO (1 ocasiones) 2005 152,0 0 0 139,0 NO (2 ocasiones) 2001 187,0 2 0 169,0 NO (11 ocasiones) 2002 114,0 0 0 101,0 NO 2003 173,0 0 0 155,0 NO (1 ocasiones) 2004 146,0 0 0 127,0 NO (2 ocasiones) 2005 159,0 0 0 134,0 NO (1 ocasión) TABLA 79.- NIVELES DE O3 REGISTRADOS Y SUPERACIONES DE LOS LÍMITES DEL R.D. 1796/2003 DURANTE EL PERIODO 2001-2005 EN LAS ESTACIONES DE ABANTO, GETXO, LA ARENA, MUSKIZ, ZIERBENA Y CASTRO URDIALES 12.2.7.5 Monóxido de Carbono El monóxido de carbono (CO) es un gas incoloro, inodoro y tóxico. Se produce principalmente en las reacciones de combustión incompleta de combustibles formados por 33 3 Los valores superiores a 180 μg/m en los años 2001 a 2003 no suponen superación de valor límite. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 283 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL hidrocarburos, ya sea de forma artificial, por consumo de gasolina o gas natural, o de forma natural durante los incendios forestales. El Real Decreto 1073/2002 establece para el monóxido un carbono un valor límite para la protección de la salud. Éste se fija en 10 mg/m3 (10.000 μg/m3) de media octohoraria máxima en un día, no permitiéndose ninguna superación de este registro. En la Tabla 80 se recogen los valores octohorarios máximos que se registraron en las estaciones que miden este contaminante (Getxo, Muskiz y Zierbena), durante el período 2001-2005, salvo en las dos últimas estaciones, de las que sólo se dispone de datos para los años 2004 y 2005. CO (mg/m3) Concentración octohoraria máxima Nº superaciones del valor límite octohorario para la protección de la salud (10 mg/m3). ZIERBENA MUSKIZ GETXO R.D.1073/2002 2001 1,8 0 2002 1,6 0 2003 1,5 0 2004 1,1 0 2005 1,1 0 2001 -- -- 2002 -- -- 2003 -- -- 2004 0,82 0 2005 0,95 0 2001 -- -- 2002 -- -- 2003 -- -- 2004 0,94 0 2005 1,1 0 TABLA 80. CONCENTRACIONES OCTOHORARIAS MÁXIMAS DE CO Y SUPERACIONES DEL R.D.1073/2002 EN LAS ESTACIONES DE GETXO, MUSKIZ Y ZIERBENA DURANTE EL PERIODO 2001-2005 Como se desprende de la Tabla 80, los niveles de monóxido de carbono se situaron muy por debajo del límite establecido en el R.D.1073/2002 durante los años 2003 a 2005 y también en los años anteriores a la entrada en vigor del Real Decreto. 12.2.7.6 Benceno y Plomo Las estaciones de la RVCAPV analizadas no disponen actualmente de medidas en continuo de benceno y plomo, si bien en los últimos años se están realizando campañas de medidas puntuales, para la caracterización de los niveles de compuestos orgánicos volátiles (COVs) y metales pesados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 284 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En concreto para los COVs, la empresa Environment and Systems S.A ha realizado varios trabajos para la Dirección de Planificación, Evaluación y Control del Departamento de Medio Ambiente del Gobierno Vasco34: − “Puesta a punto, operación, tratamiento y control de calidad de datos de equipos BTX de la Red de Control de la Calidad del Aire de la C.A.P.V.” en las estaciones de Lantarón y Gasteiz (Araba), Zalla y Abanto (Bizkaia), y Ategorrieta (Donostia). − “Campañas de medida de COV mediante muestreo activo con tubos adsorbentes”, en las estaciones de Lantarón (Araba) y Ategorrieta (Donostia) − “Determinación de COV tóxicos y precursores de ozono” en la estación de medida del Parque Natural de Valderejo (Araba) hasta el año 2005 y en la estación de Zorroza Parque (Bizkaia) desde el año 2006. A continuación se muestran los resultados obtenidos en los trabajos antes citados, para los puntos de medida más próximos a la refinería, estación de Zalla (Bizkaia), que está situada a unos 15 km al SW de la planta, y estación de Abanto. Como puede verse en la Tabla 81 los máximos de concentración durante la campaña realizada en 2005 en Zalla, no se registran de forma simultánea para todos los COV. Sólo para algunos compuestos como etilbenceno y m&p-xileno, muy correlacionados entre sí, sus máximos se han producido a la vez. Además, las concentraciones presentan una gran dispersión (las desviaciones típicas son del mismo orden) y la mediana es siempre inferior a la media, lo cual concuerda con el tipo de distribución sesgada (de tipo logarítmico-normal o exponencial), que cabe esperar cuando se miden promedios horarios de contaminantes atmosféricos a lo largo de varios meses. El benceno, no llega a superar el valor límite promedio anual de 5 μg/m3, manteniéndose por debajo, en torno a 1 μg/m3. 34 Ponencia “Evaluación de Compuestos Orgánicos Volátiles en emplazamientos Urbanos, de Fondo Urbano e Industriales de la CAPV”, de Mª Carmen Gómez Navzo en la 2º Jornada Técnica sobre contaminación atmosférica. 4 de octubre de 2006. Bilbao Exhibition Center (BEC) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 285 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Compuesto Mínimo (μg/m3) Máximo (μg/m3) Benceno 0,00 22,31 Tolueno 0,24 Etilbenceno Fecha y Hora del máximo Mediana (μg/m3) Media (μg/m3) Desv Std (μg/m3) N° Datos válidos 14/01/2005 08:00 0,80 1,05 0,99 7800 35,39 26/10/2005 08:00 1,97 2,62 2,35 7800 0,00 17,25 08/07/2005 08:00 0,57 0,70 0,61 7800 m&p-xileno 0,00 59,31 08/07/2005 08:00 1,80 2,28 2,08 7800 o-xileno 0,00 10,60 07/12/2005 0,67 0,86 0,76 7800 TABLA 81. NIVELES DE COV REGISTRADOS EN LA ESTACIÓN DE ZALLA. CAMPAÑA DE ENERO A DICIEMBRE DE 2005 En la Figura 32 se muestran los resultados preliminares de las medidas realizadas en la estación de Abanto, a partir de marzo de 2006. Como puede observarse en la distribución de concentraciones, el tolueno es el contaminante que presenta las mayores concentraciones, seguido de los m,p-xilenos, y destacando las elevadas concentraciones relativas de o-xileno respecto a etilbenceno. FIGURA 32.- DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. En cuanto a la evolución de las concentraciones horarias, los datos registrados en la estación de Abanto muestran elevadas concentraciones de los 5 COV durante el periodo nocturno en Abanto (Figura 33), desde primeras horas del día y hasta alrededor de las 8 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 286 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL UTC, disminuyendo drásticamente a partir de las 8 UTC para aumentar de nuevo a últimas horas de la tarde-noche. El análisis de los datos para días laborables y festivos (Figura 34), muestran una diminución de estos compuestos en los días festivos, pero sin llegar a desaparecer. FIGURA 33. EVOLUCIÓN CONCENTRACIONES HORARIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. FIGURA 34. EVOLUCIÓN CONCENTRACIONES HORARIAS DE COV. ABANTO. PRIMAVERA 2006. DIFERENCIAS DÍAS LABORABLES Y FESTIVOS. Por último, el sistema cromatográfico de medida automática de COV tóxicos y precursores de ozono de la CAPV, ha estado operando de forma continua en una caseta de intemperie acondicionada al efecto, ubicada en la proximidades del centro de interpretación del Parque Natural de Valderejo en la localidad de Lalastra (Araba), durante el año 2005. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 287 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Desde enero de 2006 opera de forma continua en las inmediaciones de la estación Zorroza parque (Bizkaia), que cubre un área con influencia urbana e industrial. Los primeros resultados promedio para el periodo enero-junio 2006, muestran valores de Benceno de próximos a los 5,0 μg/m3 (1,5 ppbv). En cuanto a los niveles de Metales Pesados, en la CAPV se dispone de diversos estudios, realizados tanto por el Departamento de Sanidad como de Medio Ambiente del Gobierno Vasco, consistentes fundamentalmente en el análisis de la composisción del material particulado (PM10 y PM2,5), en estaciones concretas de medida. Entre la documentación encontrada, la que puede considerarse más representativa para caracterizar la zona de estudio, es la correspondiente a los análisis realizados en Abanto entre el 10 de Diciembre de 2001 hasta el 26 de Noviembre de 2002.35 Estos análisis consistieron en dos muestreos diarios consecutivos de PM10 y uno de PM2.5 utilizando equipos MCV de alto volumen con días de muestreo móviles desplazados un día cada semana. Se obtuvieron así 75 filtros de PM10 y 43 de PM2.5 válidos. Los resultados obtenidos mostraron valores medios anuales de los contenidos en Pb, Ni, As y Cd por debajo de los establecidos en el Real Decreto 1073/2002 y en la Directiva 2004/107/CE; si bien puntualmente se registraron superaciones importantes del valor medio anual, así como valores elevados de algunos otros elementos metálicos como Fe y Zn. 35 “Estudio del material particulado en áreas de fondo urbano con influencia de emisiones industriales (País Vasco)”. A. INZA AGIRRE, M. V. ALBIZU, X. QUEROL, L. A. ORTEGA, J. I. GIL. IX Congreso de Ingeniería Ambiental – Proma 2004 – BILBAO. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 288 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.7.7 Resumen de los valores límites de concentración en el aire ambiente para los distintos contaminantes Contaminante O3 (RD 1796/2003)36 NOx (RD 1073/2002)38 Objetivo Parámetro Límites normativos Protección de la salud humana Máximo de las medias octohorarias del 37 día . No deberá superarse más de 25 días por cada año civil de promedio en un periodo de 3 años 120 μg/m 3 Ninguno Promedio horario 180 μg/m 3 Ninguno Promedio horario 240 μg/m 3 Ninguno Promedio anual 30 μg/m Umbral de información Umbral de Alerta Protección de la vegetación 3 Margen de Tolerancia Ninguno 3 NO2 (RD 1073/2002)38 Protección de la salud humana Umbral de alerta Promedio horario. No podrá superarse más de 18 ocasiones por año civil 200 μg/m 3 80 μg/m a la entrada en vigor del R.D., 3 reduciendo 10 μg/m cada 1 de enero 3 3 16 μg/m a la entrada en vigor del R.D., 3 reduciendo 2 μg/m cada 1 de enero Promedio anual. 40 μg/m Promedio horario registrado durante tres horas consecutivas 400 μg/m 3 Promedio horario. No podrá superarse más de 24 ocasiones por año civil 350 μg/m 3 Promedio diario. No podrá superarse más de 3 ocasiones por año civil 125 μg/m 3 Ninguno Promedio horario registrado durante tres horas consecutivas 500 μg/m 3 Ninguno Promedio anual 20 μg/m Media de ocho horas máximas en un día 10 mg/m Ninguno 3 SO2 (RD 1073/2002)38 CO (RD 1073/2002)38 Protección de la salud humana Umbral de alerta Protección de los ecosistemas Protección de la salud humana 3 90 μg/m a la entrada en vigor del R.D., 3 reduciendo 30 μg/m cada 1 de enero Ninguno 3 3 PM10 (RD 1073/2002)38 Protección de la salud humana Promedio diario. No podrá superarse más de 35 ocasiones por año civil 50 μg/m 3 40 μg/m 3 15 μg/m a la entrada en vigor del R.D., 3 reduciendo 5 μg/m cada 1 de enero 3 Promedio anual 4.8 μg/m a la entrada en vigor del R.D., 3 reduciendo 1.6 μg/m cada 1 de enero TABLA 82. RESUMEN DE LOS VALORES LÍMITES DE CONCENTRACIÓN EN EL AIRE AMBIENTE PARA LOS DISTINTOS CONTAMINANTES 36 Fecha de entrada en vigor del R.D.1796/2003: 14/01/2004 Media octohoraria: promedios móviles de ocho horas, calculados a partir de datos horarios actualizados cada hora. Cada promedio octohorario se asigna al día en que dicho promedio termina. Valor objetivo año 2010. 38 Fecha de entrada en vigor del R.D.1073/2002: 31/10/2002 37 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 289 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.2.7.8 Ruido Para caracterizar el ambiente acústico existente antes de la puesta en marcha de las nuevas unidades del Proyecto URF (situación acústica preoperacional), se han considerado tanto los niveles de ruido de fondo existentes actualmente, como la contribución de la Unidad de proceso G4 (puesta en marcha en junio de 2006, y por tanto sin operar en el momento en que se realizó la campaña) y de las modificaciones puntuales proyectadas en las unidades HD3 y S3, dado que estas también estarán concluidas antes de la puesta en marcha del Proyecto URF. Por lo expuesto anteriormente, los niveles de fondo existentes antes de la puesta en marcha del Proyecto URF (situación acústica preoperacional) se han determinado sumando: − Los valores de ruido de fondo existentes actualmente, determinados en una campaña de medidas de niveles de presión sonora realizada en las inmediaciones de la Refinería, tanto en puntos situados en el límite de parcela (6 puntos) como en las viviendas más próximas (1 punto situado en la localidad de San Julián de Muskiz). − La contribución de la Unidad G4 y de las modificaciones puntuales de las Unidades HD3 y S3, estimada mediante modelización. Respecto a la campaña de medidas, ésta se ha llevado a cabo en siete puntos, distribuidos, como ya se ha mencionado, por el límite del emplazamiento (6 puntos) y en las viviendas próximas a la Refinería (barrio de San Julián de Muskiz, 1 punto). V1 P1 P2 P3 P4 P5 P6 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 290 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 35. PUNTOS DE MEDIDA – CAMPAÑA DE MEDIDAS DE NIVELES DE PRESIÓN SONORA Las medidas en los 7 puntos se han realizado durante los días 26 y 27 de abril de 2006 entre las 17:00 y las 21:00 horas en el periodo diurno y entre las 22:00 y las 04:00 para el periodo nocturno. Las medidas se han realizado conforme a las normas internacionales ISO 1996-1:2003 “Descripción, medición y evaluación del ruido ambiental” y 1996-2:1987 “Descripción y medida del ruido ambiental”. La instrumentación utilizada ha consistido fundamentalmente en un sonómetro analizador en tiempo real (LD-824) y un calibrador sonoro (B&K 4231), realizándose las verificaciones oportunas del sonómetro, tanto al inicio como al final de cada medida. Para cada una de las medidas se han recogido los valores correspondientes al nivel sonoro continuo equivalente LAeq, al nivel máximo LAFmax, al nivel mínimo LAFmin y a los niveles percentiles LAF10, LAF50, y LAF90. Los valores obtenidos se muestran en la tabla siguiente. NIVELES DE PRESIÓN SONORA (dB(A)) PTO. PERIODO DIURNO PERIODO NOCTURNO LAeq, 20 min LAFmax LAF10 LAF50 LAF90 LAeq, 15 min LAFmax LAF10 LAF50 LAF90 P1 68 80 72 65 59 64 75 66 60 60 P2 68 76 70 65 63 65 70 66 65 64 P3 68 75 71 67 65 65 82 64 63 63 P4 64 75 68 60 52 55 79 57 47 45 P5 64 81 67 58 56 58 81 55 53 52 P6 71 79 74 69 66 62 68 63 62 61 V1 58 75 59 57 56 57 75 56 55 55 TABLA 83. NIVELES DE PRESIÓN SONORA OBTENIDOS EN LA CAMPAÑA DE MEDIDAS Por otro lado, la estimación de los niveles de presión sonora debidos al funcionamiento de la Unidad G4 y de las modificaciones puntuales de las Unidades HD3 y S3, se ha realizado mediante el modelo IMMI 5.3, basado en el modelo de cálculo desarrollado por ISO dentro de la Norma 9613 parte 2, siendo los resultados obtenidos los siguientes: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 291 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL PTO. NIVELES DE PRESIÓN SONORA (dB(A)) PERIODO DIURNO PERIODO NOCTURNO P1 39,6 39,6 P2 32,8 32,8 P3 32,6 32,6 P4 28,0 28,0 P5 38,9 38,9 P6 42,8 42,8 V1 41,2 41,2 TABLA 84. NIVELES DE PRESIÓN SONORA DEBIDOS AL FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD G4 Y A LAS MODIFICACIONES PUNTUALES DE LAS UNIDADES HD3 Y S339 Los niveles de ruido de fondo resultantes, obtenidos sumando los niveles de presión sonora registrados en la campaña de medidas (Tabla 83), los estimados mediante modelización de la Unidad G4 y de las modificaciones puntuales de las Unidades HD3 y S3 (Tabla 84), son los siguientes: PTO. CAMPAÑA DE MEDIDAS G4-HD3-S3 (PRESIÓN SONORA (dB(A)) (PRESIÓN SONORA (dB(A)) RUIDO DE FONDO PREOPERACIONAL (PRESIÓN SONORA (dB(A)) PERIODO PERIODO PERIODO PERIODO PERIODO PERIODO DIURNO NOCTURNO DIURNO NOCTURNO DIURNO NOCTURNO P1 68,0 64,0 39,6 39,6 68,0 64,0 P2 68,0 65,0 32,8 32,8 68,0 65,0 P3 68,0 65,0 32,6 32,6 68,0 65,0 P4 64,0 55,0 28,0 28,0 64,0 55,0 P5 64,0 58,0 38,9 38,9 64,0 58,1 P6 71,0 62,0 42,8 42,8 71,0 62,1 V1 58,0 57,0 41,2 41,2 58,1 57,1 TABLA 85. NIVELES DE RUIDO DE FONDO EXISTENTES ANTES DE LA PUESTA EN FUNCIONAMIENTO DE LAS NUEVAS UNIDADES CONTEMPLADAS EN EL PROYECTO URF A la vista de los resultados mostrados se puede constatar que, actualmente, el entorno de la Refinería de Muskiz se caracteriza por unos niveles de presión sonora altos, propios de una actividad industrial. Según se pudo constatar durante la campaña de medida, durante el periodo diurno el ruido es debido al tráfico circulante por las carreteras más cercanas, a la propia actividad de la Refinería y en menor medida a obras existentes, voces y ladridos. Durante el periodo nocturno, el ruido procede principalmente del tráfico circulante, de la propia actividad de la Refinería y de otros ruidos esporádicos (ladridos). Por otra parte, los niveles de ruido de fondo que existirán antes de la puesta en marcha del Proyecto URF en el límite de parcela oscilarán entre 64,0 y 71 dB(A) en el periodo diurno y 39 Periodo diurno: [8 a 22) horas. Periodo nocturno [22 a 8) horas PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 292 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL entre 55,0 y 65,0 dB(A) en el periodo nocturno. En el punto de medida localizado junto a una vivienda próxima a la Refinería (punto V1, situado en la localidad de San Julián de Muskiz) dichos valores serán de 58,1 y 57,1 dB(A), respectivamente. La aportación sonora del funcionamiento de la Unidad G4 y de las modificaciones puntuales de las Unidades HD3 y S3 al ruido de fondo de las nuevas Unidades del Proyecto URF es prácticamente nula, apreciándose tan solo pequeños incrementos del orden de 0,1 dB(A) en alguno de los puntos considerados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 293 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.3 MEDIO BIOLÓGICO TERRESTRE 12.3.1 Vegetación Se ha realizado un estudio de detalle de la vegetación presente en el área de estudio. La cartografía se presenta a escala 1:25.000 en el Mapa 7 del Anexo II. Para la realización del trabajo se han fotointerpretado las ortofotos de 2004 a color de la Diputación Foral de Bizkaia; asimismo, se ha consultado el Mapa de Vegetación de la Comunidad Autónoma del País Vasco (Hojas 37-III y 61-I) (GOBIERNO VASCO) y el Mapa de Vegetación incluido en el Sistema de Cartografía Ambiental de la C.A.P.V. (GOBIERNO VASCO, 2000). Las masas identificadas se han comprobado y corregido con trabajo de campo. 12.3.1.1 Descripción general de la zona de estudio y su entorno El área de estudio se sitúa en el sector norte del Territorio Histórico de Bizkaia, a orillas del mar Cantábrico. Se trata de un terreno bastante montañoso, pero con relieves bajos y numerosos valles, generalmente estrechos a excepción del valle del río Barbadún que baja al mar entre amplios depósitos fluviales cuaternarios. Las temperaturas son suaves por su proximidad al mar y las montañas no son lo bastante altas para disminuir de forma importante las medias. La geología está constituida por calizas arcillosas, areniscas y margas, y destacan dos crestones calizos cretácicos, Serantes y Punta Lucero. Los dominios del roble pedunculado y del encinar han sido transformados en las zonas de pendientes más suaves en cultivos o prados, y en las laderas de pendientes más fuertes en plantaciones forestales. No obstante, aun quedan pequeños rodales de robledal, en gran parte degradados o en fase juvenil. Los encinares viven sobre suelos menos profundos y de menor utilidad agrícola, conservándose alguna masa representativa de esta formación, como la de El Peñón. Las plantaciones forestales más abundantes son las de eucaliptos, aunque también hay de Pinus pinaster y de Pinus radiata. 12.3.1.2 Vegetación potencial Siguiendo la clasificación biogeográfica de RIVAS-MARTÍNEZ (1990), modificada por LOIDI & al. (1994) y PERALTA (1996), la zona de estudio se incluye en el Reino Holártico, Región Eurosiberiana, Subregión Atlántico-Medioeuropea, Superprovincia Atlántica, Provincia Cántabro atlántica, Sector Cántabro-Euskaldún, Subsector Santanderino-Vizcaíno. La provincia Cántabro – Atlántica presenta un clima oceánico con abundantes precipitaciones durante todo el año. Se divide en varios sectores, de los cuales el sector Cántabro – Euskaldún se encuentra bien representado en nuestro territorio. El subsector Santanderino –Vizcaíno abarca desde la mitad de Cantabria hasta la cuenca del Deba, incluyendo la comarca de Zumaia y Zarautz. Por el sur el límite de este subsector alcanza la divisoria de aguas. La frontera oeste la establece el sector Galaico – Asturiano a través del subsector Ovetense. Al sur limita con los subsectores Cántabro meridional y Navarro – Alavés de oeste a este. Por el este contacta con el subsector Euskaldún oriental. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 294 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Presenta ombrotipos húmedo e hiperhúmedo, y abarca los termotipos termocolino, colino y montano hasta su horizonte superior. Geológicamente cabe mencionar el predominio de las calizas en este subsector Euskaldún oriental, lo que influirá en la abundancia y distribución de las diferentes series de vegetación en ambos subsectores. Con respecto a la flora, el sector Cántabro – Euskaldún posee muy pocos endemismos. La franja costera de la cornisa cantábrica se halla bajo la influencia directa del mar y presenta un régimen termométrico que la sitúa en el piso bioclimático termocolino. La franja termocolina penetra varios kilómetros hacia el interior en Cantabria y Bizkaia, abarcando los tramos exteriores de los valles hasta el mismo Nervión. Aparte de la vegetación halófila, influida por la salinidad marina, el termocolino está dominado por las series de vegetación de los bosques mixtos robledal-fresneda mesofíticas (Polysticho setiferi-Fraxineto excelsioris-S), de los robledales acidófilos (Hyperico pulchri-Querceto roboris-S.), de los marojales (Melampiro pratensis-Querceto Pyrenaicae-S.) y, sobre todo, de los encinares cantábricos (Lauro nobilis-Querceto ilicis-S.). Hay pocas especies indicadoras que separen este piso del colino, tan sólo algunas especies megatermas mediterráneas como Pistacia lentiscus, Olea europaea var. sylvestris y Ceratonia siliqua. En el piso colino, sobre suelos ácidos o lixiviados, se desarrolla la serie acidófila del roble (Hyperico pulchri-Querceto roboris-S.), cuya cabeza de serie corresponde a un robledal y las etapas de degradación las constituyen las orlas del Salici atrocinereae-Betuletum celtibericae y los brezales del Ulici – Ericetum vagantis. Dado el uso preponderantemente forestal del territorio, casi la totalidad del terreno correspondiente a esta serie se encuentra ocupado con plantaciones de Pinus radiata. En las situaciones más xéricas de solana, la serie del melojo Melampyro-Querceto pyrenaicae-S. reemplaza a la del roble pedunculado. Sobre suelos más eutrofos se instala la serie del fresno Polysticho setiferi-Fraxineto excelsioris-S. Debido a la riqueza de los suelos esta serie se halla representada por los prados de siega del Lino-Cynosuretum, quedando muy relegados los bosques cabeza de serie. Las orlas de Rubo-Tametum se encuentran en los setos que delimitan los prados. Los cursos de agua están bordeados por comunidades edafohigrófilas de la serie del aliso (Hyperico androsaemi-alneto glutinosae-S.). Junto a los cursos de agua y en los depósitos fluviales existirían amplias alisedas. En el río Barbadún el área potencial de la aliseda es muy extensa. Tanto las zonas de marisma como los arenales costeros presentarían su propia vegetación potencial, tan característica de estos hábitats extremos. La caracterización de este subsector radica principalmente en la abundancia de los encinares, cabeza de la serie Lauro nobilis-Querceto ilicis-S., que se asientan sobre sustratos duros, principalmente calizos, y en áreas de fuerte insolación. La degradación de los encinares da lugar a la instalación de los matorrales de Helictoricho-Genistetum occidentalis y de los pastizales del Aveno-Seslerietum. En la proximidad del mar y sobre las calizas aflorantes, el encinar se extendería por superficies bastante amplias. El elemento mediterráneo penetra hacia la zona atlántica siguiendo varias vías. La principal de ellas es el llamado “pasillo del Nervión”, en el que se produce una disminución apreciable de la precipitación, en especial en verano, con sequía estival en algunos puntos. Este hecho, unido al aumento de temperaturas que se registra en PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 295 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL el sector costero occidental, hace que la notable extensión potencial de los encinares respecto de otras zonas costeras vascas esté justificada. • Serie Colina cántabro – euskalduna acidófila del roble (Quercus robur). Hyperico pulchriQuerceto roboris S. − Etapa madura. Robledales de Quercus robur que ocasionalmente pueden presentar también algún individuo de Fagus sylvatica, Quercus pyrenaica, Betula celtiberica o Populus tremula. Su sotobosque está constituido por el elenco típico de los bosques caducifolios acidófilos con sus especies de brezal, Pteridium aquilinum, etc. − Etapas de sustitución. Manto forestal constituido por espinares (Frangulo alniPyretum cordatae), madroñales (Ulici gallii-Arbutetum unedonis) o saucedas de Salix atrocinerea, según la variante de la que se trate: típica, termófila o de suelos húmedos, brezales de Daboecienion y, si se fertiliza y encala, pastizales de Cynosorion cristati. − Ecología y distribución en el territorio. De gran importancia, sobre todo en los subsectores Santanderino – Vizcaíno y Euskaldún oriental, de donde apenas sale. Ocupa gran parte de los pisos termocolino y, sobre todo, colino, bajo ombrotipos húmedo y hiperhúmedo. La acción humana ha alterado esta serie de vegetación mediante el enmendado de los suelos con cal y fertilizantes, especialmente en la variante de la serie que presenta las saucedas de Salix atrocinerea, asentada sobre suelos muy pesados, con cierta tendencia hidromorfa, desarrollados sobre argilitas. • Serie colino-montana cántabro-euskalduna acidófila del marojo o melojo (Quercus pyrenaica). Melampyro pratensis-Querceto pyrenaicae S. − Etapa madura. Bosque de Quercus pyrenaica con algunos pies de Betula celtiberica, Quercus robur, Fagus sylvatica o Ilex aquifolium, que presenta un sotobosque rico en helechos y especies del brezal, además de las plantas del bosque acidófilo como Holcus mollis, Melampyrum pratense, Teucrium scorodonia, Luzula forsteri, Potentilla montana, Lathyrus linifolius, etc. − Etapas de sustitución. Manto forestal de helechos y espinos, brezales de Daboecienion. − Ecología y distribución en el territorio. Sobre suelos arenosos filtrantes en los pisos montano, colino y termocolino de todo el sector Cántabro-Euskaldún. En los subsectores costeros la serie de los marojales se restringe a las crestas y laderas de los montes de arenisca, donde los suelos son livianos y no experimentan fenómenos de hidromorfía. • Serie colina orocantábrica y cántabro-atlántica mesofítica del fresno (Fraxinus excelsior). Polysticho setiferi-fraxineto excelsioris S. − Etapa madura. Bosque dominado por Quercus robur, en el que participan Fraxinus excelsior, Acer pseudoplatanus, A. campestre. Su sotobosque es rico e intrincado, con un desarrollado estrato lianoide, formado principalmente por Hedera helix y un estrato arbustivo exuberante constituido por las especies del manto forestal espinoso. Presencia abundante de Polystichum setiferum e PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 296 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Hypericum androsaemum. El estrato arbustivo es rico, con presencia de especies del bosque mesofítico. − Etapa de sustitución. Zarzales y espinares de manto forestal (Rubo ulmifoliiTametum communis), pastizales de Bromion erecti y de Cynosurion. − Ecología y distribución en el territorio. Se halla confinada a los valles de la vertiente atlántica, es decir, a los subsectores Santanderino – Vizcaíno y Euskaldún oriental, en sus pisos termocolino y colino. En estos territorios ocupa situaciones de fondo de valle o piedemonte si los sustratos rocosos son predominantemente silíceos, mientras que si son calizos esta serie puede reconocerse también en las laderas. • Serie termocolino-colina cántabro euskalduna y ovetense de la encina y carrasca híbrida (Quercus ilex; Quercus x gracilis). Lauro nobilis – Querceto ilicis S. − Etapa madura. Bosque de Quercus ilex y del híbrido Q x gracilis, con muy escasa participación de otras especies arbóreas como Quercus robur. Un nutrido conjunto de plantas esclerófilas mediterráneas acompaña a las encinas: Arbutus unedo, Smilax aspera, Rhamnus alaternus, Phillyrea latifolia, Rosa sempervirens, Ruscus aculeatus, Rubia peregrina, Laurus nobilis, etc. Forman un inextricable estrato arbustivo y lianoide que contrasta con el escaso desarrollo del herbáceo. − Etapas de sustitución. Madroñales de manto forestal (Phillyreo latifoliaeArbutetum unedonis), matorrales de Genistion occidentalis y pastizales de Bromion erecti. − Ecología y distribución. Como serie edafoxerófila, se encuentra sobre suelos delgados y secos en pendientes pronunciadas de los montes calizos del piso colino, sobre todo en el subsector Santanderino – Vizcaíno; en el Euskaldún oriental es mucho más rara. Como verdadera serie climatófila, también puede reconocerse en el termocolino Santanderino-Vizcaíno, donde es posible encontrar una versión silicícola sobre areniscas. • Serie Salici atrocinereae – Betuletum celtibericae − Se trata de una sauceda con abedules y zarzas que orlan robledales acidófilos (Hyperico pulchri-Quercetum roboris). Domina Salix atrocinerea y participan Rubus ulmifolius, Pteridium aquilinum y Betula pubescens subsp. celtiberica principalmente. − Ecología y distribución. Especialmente en aquellos suelos donde tienen lugar fenómenos de hidromorfía que afectan incluso a lugares inclinados, en virtud de las altas precipitaciones y de la naturaleza poco permeable del sustrato, situación favorecida por la presencia de areniscas o argilitas. • Serie Hyperico androsaemi-alneto glutinosae S. − Etapa madura. Bosque dominado por Alnus glutinosa, siendo frecuentes también Fraxinus excelsior y Salix atrocinerea. En algunos casos en los que el río adquiere cierta madurez, también aparece Salix alba. Bajo el dosel arbóreo son características Carex pendula, C. remota, Circaea lutetiana, Hypericum androsaemum, Myosotis lamottiana, Festuca gigantea, Bromus ramosus, etc. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 297 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Ecología y distribución. Alisedas riparias termocolinas y colinas del sector Cántabro – Euskaldún. • Serie Ulici europaeii – Ericetum vagantis − Las especies más frecuentes son Erica vagans, E. cinerea, Daboecia cantabrica, Calluna vulgaris, Lithodora prostrata, longifolium, Agrostis curtisii, Ulex galli y U. europaeus. Pseudarrhenatherum − Ecología y distribución. Brezales y tojales densos no hidromorfos de la vertiente oceánica del sector Cántabro-Euskaldún, que habita desde el nivel del mar hasta el horizonte submontano (700 m). • Serie Helictoricho Genistetum occidentalis − Matorrales basófilos de otabera y Erica vagans termocolinos, colinos y montanos de los subsectores Santanderino Vizcaíno y Cántabro meridional, caracterizados por la presencia de Lithodora diffusa, en los que entran abundantes gramíneas de los pastizales mesoxerófilos calcícolas de Bromion erecti y Bromo-Teucrion pyrenaici, como Helictotrichon cantabricum, Brachypodium pinnatum subsp. rupestre, etc. − El límite oriental conocido por esta formación es el valle del Nervión (Bizkaia), frontera de su taxón característico. La elevada pluviosidad del territorio les confina en los litosuelos calcáreos. • Serie Aveno – Seslerietum hispanicae − Comunidades calcícolas y xerófilas de gran biomasa dominadas por Helictotrichon cantabricum o Sesleria argentea subsp. hispanica que pueblan taludes y superficies rocosas provistas de grandes grietas, cubiertas de suelo delgado, en los pisos termocolino, colino y montano del sector CántabroEuskaldún. 12.3.1.3 Vegetación actual. Unidades de vegetación Se trata de un área muy antropizada en cuyo paisaje vegetal dominan los prados y matorrales. Además, destacan las zonas antropizadas con pequeños núcleos urbanos y las instalaciones industriales de CLH (en fase de desmantelamiento) y PETRONOR. En las zonas no boscosas, restan encinas y robles calcícolas híbridos, indicadores del tipo de vegetación existente en tiempos pretéritos. Destaca también la vegetación marismeña del río Barbadún. Las unidades de vegetación que se han diferenciado en el área de estudio son: encinar cantábrico, robledal acidófilo y bosque mixto atlántico, prebrezal atlántico, brezal-argomalhelechal atlántico, bortal o matorral alto termoatlántico, lastonar de Brachypodium pinnatum, prados y cultivos atlánticos, vegetación de arenales costeros, vegetación de marisma, complejo de vegetación de acantilados, vegetación ruderal o nitrófila, zonas sin vegetación, plantaciones forestales, vegetación de marismas, carrizales y vegetación de roquedos calizos. En el citado el citado Mapa 7 del Anexo II se han cartografiado a escala 1:25.000 las distintas unidades presentes. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 298 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Encinar cantábrico El encinar cantábrico es un bosque típicamente mediterráneo que sin embargo está bien representado en la cornisa cantábrica, en plena región oceánica; de ahí el importante significado biogeográfico de esta formación. Son bosques relictos, de edades pretéritas en las que predominaban climas similares al del litoral mediterráneo actual. En épocas desfavorables se han acantonado en los ambientes más próximos a aquellas condiciones y allí donde no encuentran competidores: laderas calizas, soleadas, con fuertes pendientes y suelos esqueléticos, secos por escorrentía y de fácil drenaje. El encinar cantábrico que se desarrolla en la comarca de los valles atlánticos del País Vasco tiene un carácter fragmentario, se pueden encontrar numerosas masas pero en general son de tamaño pequeño. Sin embargo, su presencia aumenta en la costa occidental de Bizkaia. En el área de estudio destacan las masas fragmentadas de El Peñón, con un sotobosque bastante impenetrable, masas al sur de Cardedo y en el entorno del arroyo San Mamés. También aparece una mancha al norte de la carretera entre San Mamés y La Arena. Finalmente, también se han cartografiado masas de encinar entre San Julián y Muskiz, a orillas del río Barbadún y pequeñas masas en la campiña existente entre Gallarta y Muskiz. En general, el aclareo del encinar provoca el desarrollo del bortal, formación en la que predomina el borto o madroño (Arbutus unedo) acompañado de otros arbustos como el labiérnago negro (Phillyrea latifolia) o el aladierno. La quema del bortal lleva a etapas aún menos evolucionadas del encinar, como son el prebrezal atlántico o el lastonar. La especie dominante del encinar es la encina, Quercus ilex. Dos especies acompañantes muy características son el labiérnago y la zarzaparrilla (Smilax aspera). Otras especies acompañantes son Rosa sempervirens, Rubia peregrina, Rhamnus alaternus, Arbutus unedo, Laurus nobilis, Ruscus aculeatus, Prunus spinosa, Pistacia lentiscus, Ligustrum vulgare y Hedera helix. Destaca la presencia en los encinares de la zona de MuskizZierbena de Pistacia lentiscus, de carácter mediterráneo y termófilo. En la orla del encinar, además de los arbustos citados, se encuentra Crataegus monogyna, Tamus communis, Cornus sanguinea y en los claros Erica vagans, Genista hispanica subsp. occidentalis, Brachypodium pinnatum, Helianthemum nummularium, etc. Robledal acidófilo o bosque mixto atlántico En el área de estudio se encuentran masas disgregadas y degradadas de robledal en su mayor parte acidófilo, puesto que se sitúa en laderas con suelos de carácter ácido y no en vaguadas o barrancos, donde predominaría el bosque mixto atlántico. El estrato arbóreo se encuentra dominado por el roble pedunculado y la flora representativa está constituida por: Quercus robur, Castanea sativa, Betula celtiberica, Ilex aquifolium, Frangula alnus, Crataegus monogyna, Lonicera periclymenum, Blechnum spicant, Pteridium aquilinum, Dryopteris affinis, Teucrium scorodonia, Hypericum pulchrum, Calluna vulgaris, Vaccinium myrtillus, Erica vagans, Daboecia cantabrica, Deschampsia flexuosa, Potentilla erecta, Stachys officinalis, Ranunculus nemorosus y Hieracium gr. laevigatum. Otras especies frecuentes son: Euphorbia amygdaloides, Viola sylvestris subsp. riviniana, Oxalis acetosella, Veronica officinalis, Solidago virgaurea, Lathyrus linifolius, Helleborus viridis, Salix atrocinerea, Tamus communis, Ruscus aculeatus, Daphne laureola. Las varas de San José (Asphodelus albus), colonizan algunos claros y lugares incendiados. En las orlas y zonas PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 299 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL aclaradas del robledal aparecen las argomas (Ulex europaeus), el helecho común (Pteridium aquilinum) y los brezos, con más o menos zarzas (Rubus sp.) y sauces (Salix atrocinerea). La zona potencial del roble en el área de estudio se sitúa al sur de Muskiz y en los fondos de vaguada. Los alrededores de Muskiz están muy antropizados, predominando la campiña y las plantaciones de eucalipto y pino. Sin embargo, aún se conservan pequeños rodales y setos con las especies propias del robledal. Aparecen también estas formaciones en el término de Muskiz al norte de la autopista A8, en Zierbena a lo largo de la carretera N-639 que llega al núcleo de El Puerto y en Abanto y Ciérvana, al sur de Las Carreras. También aparece una pequeña mancha de robledal acidófilo (en fase juvenil o degradada) en las proximidades de Zierbena, dos cerca de la salida a Santurtzi de la Autopista A-8 y varias al oeste de la Refinería. Prebrezal atlántico Se trata de un conjunto de matorrales y formaciones herbáceas altas de carácter basófilo que ocupan el ambiente de formaciones vegetales maduras como el encinar. Generalmente esta formación ocupa laderas mezclándose con el lastonar de Brachypodium pinnatum y el brezal – argomal – helechal atlántico, como es el caso de las manchas que aparecen en la parte superior del acantilado que se forma al oeste de la playa de La Arena, así como en las laderas de orientación este y sur del monte Montaño y en la peña Caracol. La única mancha representada en el área de estudio sin estar asociada a otras unidades se ubica en la parte noreste, a lo largo de los picos situados en el entorno de La Cuesta: La Atalaya y El Caracol; se trata de terrenos calizos, secos y con suelo poco desarrollado. La flora representativa de esta formación está formada por Erica vagans, Brachypodium pinnatum, Genista hispanica subsp. occidentalis, Helictotrichon cantabricum, Helianthemum nummularium, Seseli cantabricum, Euphorbia flavicoma occidentalis, Teucrium pyrenaicum, Smilax aspera y Juniperus communis, siendo las especies más abundantes en las unidades cartografiadas las dos primeras. En algunas zonas, el lastón pasa a ser dominante formando el denominado lastonar. Además, están presentes pequeños rodales o hileras de roble pedunculado y hay presencia de encinas. Brezal-argomal-helechal atlántico En la cartografía se diferencian varias unidades homogéneas de brezal-argomal-helechal atlántico: ocupan todo el extremo suroeste de la zona analizada, aparecen manchas de menor extensión también al norte del término municipal de Muskiz, al oeste del río Barbadún, al este de la Refinería, en el pico Montaño y en el extremo noreste, ya en el límite con el municipio de Santurtzi. En el resto de la zona de estudio figura en combinación con el lastonar, con el bortal y/o los prados. Se trata de suelos más acidificados que aquellos sobre los que se asienta el prebrezal, y por ello Erica vagans y Genista hispanica subsp. occidentalis desaparecen para dar paso a plantas del brezal-argomal. En las zonas del límite potencial entre el encinar y el robledal se mezclan brezal y prebrezal; tal es el caso de la peña Caracol. Las argomas (Ulex europaeus), diversos brezos (Erica cinerea, Calluna vulgaris) y el helecho común (Pteridium aquilinum) son las especies dominantes de la agrupación. La abundancia o dominancia de cada uno de estos grupos de plantas puede ser muy variable de una parcela a otra, dependiendo en gran parte del uso que se haga del terreno, así como PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 300 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de algunas características del suelo. Son características de la agrupación gramíneas como Pseudarrhenatherum longifolium, Danthonia decumbens, Festuca rubra, Agrostis capillaris y A. curtisii, y entre las plantas de otros grupos, Potentilla erecta, Galium saxatile, Polygala serpyllifolia, Veronica officinalis, Carex caryophyllea, etc. Estas agrupaciones vegetales son la etapa de degradación más extendida y frecuente en la vertiente cantábrica del País Vasco. Bortal o matorral alto termoatlántico El bortal es el primer estadío de degradación del encinar. Es un matorral denso constituido por arbustos de gran talla. Las especies más características son: Phillyrea latifolia, Arbutus unedo, Rhamnus alaternus, Viburnum lantana, Rosa sempervirens, Smilax aspera, Erica lusitanica y Rubia peregrina. En ocasiones el bortal está dominado por el madroño, y en otros casos es el labiérnago la especie que caracteriza la fisonomía del conjunto. En los bortales costeros aparece Pistacia lentiscus. En los claros recientes de los lugares más frescos pueden dominar las zarzas (Rubus ulmifolius y Rubus sp.), formando el zarzal – espinar, en el que además de las zarzamoras aparecen Smilax aspera, Rubia peregrina, Rosa sempervirens, Rhamnus alaternus y Ligustrum vulgare. Las plantas propias del prebrezal también suelen salpicar los claros del bortal, ya que la destrucción de este conduce de forma progresiva al prebrezal y los pastos petranos. Lastonar de Brachypodium pinnatum La acidificación del suelo da pie a los brezales-argomales-helechales y en los lugares en los que el sustrato calcáreo aflora se instalan los prebrezales. La degradación de ambos matorrales bajos da lugar a los lastonares de Brachypodium pinnatum. En el área de estudio, el lastonar se presenta en mosaico con otras formaciones vegetales, bien como unidad dominante, caso de las laderas del monte Montaño, al norte de Muskiz y al este y oeste de la Refinería, o como formación minoritaria en zonas donde dominan los prados atlánticos. Entre los matorrales destaca la presencia de coscoja (Quercus coccifera) en el lastonar del monte Montaño, muy raro en la vertiente cantábrica. Los lastonares son formaciones herbáceas dominadas por el lastón, que apenas deja espacio para otras especies. Esta unidad se caracteriza por los colores pajizos que le proporcionan las hojas secas que se mantienen en la planta y por el aspecto basto determinado por sus hojas anchas y ásperas. El lastón es una de las plantas más abundantes y de mayor amplitud ecológica de la Comunidad Autónoma Vasca. Prados y cultivos atlánticos Los prados, junto con algunas parcelas de cultivos de pequeña extensión, son el componente básico del uso del suelo en el caserío. En el área de estudio, ocupan los terrenos situados al norte de Gallarta y en los alrededores de Cardedo y San Mamés, de pendiente suave o media. Son poco abundantes los cultivos frutícolas. Entre Cardedo y la playa de La Arena y en las cercanías de Muskiz se han cartografiado zonas donde predominan los cultivos hortofrutícolas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 301 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Los prados son formaciones herbáceas constituidas por plantas perennes, que se han establecido casi siempre en suelos correspondientes al piso bioclimático del roble pedunculado, a cuyos bosques fueron sustituyendo desde tiempos ancestrales en los mejores suelos de cada área. La mayoría de las especies que los componen están adaptadas a las labores de siega, estercolado y al diente del ganado. En general se siegan dos o más veces al año y algunos se libran temporalmente al ganado en época invernal. Las gramíneas son las plantas predominantes en los prados: Anthoxanthum odoratum, Cynosurus cristatus, Lolium sp., Dactylis glomerata, Festuca arundinacea, Poa pratensis, Holcus lanatus, etc. Las leguminosas son también un componente importante: Trifolium pratense, T. repens, T. dubium y a veces alfalfa sembrada (Medicago sativa). Asimismo, las compuestas Taraxacum grs. officinale-praestans, Crepis vesicaria haenseleri, Bellis perennis, Leucanthemum vulgare y especies de otros grupos como Plantago lanceolata, Ranunculus acris, Daucus carota, etc. En el área de estudio los prados forman un mosaico con pequeñas parcelas de lastonar y la mayoría de las parcelas están separadas por setos vivos que aportan una gran variedad al paisaje de campiña y enriquecen la diversidad específica de la unidad. Los setos están formados por especies arbóreas como Quercus ilex, Q. robur y otros robles calcícolas híbridos, Fraxinus excelsior, Acer campestre y especies arbustivas propias del zarzal como zarzas (Rubus sp.), avellano (Corylus avellana), algún majuelo (Crataegus monogyna), arraclán (Frangula alnus), endrino (Prunus spinosa), cornejo (Cornus sanguinea), escaramujos (Rosa sp.), salguero (Salix atrocinerea), etc. Vegetación de arenales costeros La playa de La Arena se crea en la margen derecha de la desembocadura del río Barbadún, donde el mar y el viento han acumulado arenas, formándose una playa con pequeñas dunas en su zona más interior. En la actualidad la vegetación psamófila (de arenales y dunas) se encuentra muy alterada por la elevada presión antrópica que sufren las playas. Sin embargo, en la playa de La Arena todavía se distinguen las típicas bandas de vegetación, la playa carente de vegetación, las dunas móviles con vegetación propia de los arenales costeros y los matorrales sobre terrenos arenosos estables. El entorno inmediato se halla fuertemente antropizado (áreas urbanizadas, de uso recreativo, las instalaciones de CLH (en desmantelamiento), la planta de aguas residuales urbanas, y más alejado, PETRONOR). No obstante, el arenal de la anteplaya conserva todavía un número considerable de las especies características de estos ambientes. En la zona arenosa próxima al mar humedecida, salina y generalmente eutrofizada por los aportes del mar y los desechos humanos encontramos Cakile maritima y Polygonum maritimum; en la banda de las dunas más o menos móviles, Ammophila arenaria arundinacea, Elymus farctus boreali-atlanticus, Euphorbia paralias, Calystegia soldanella y Eryngium maritimum. Además, entre las especies menos comunes en el litoral de la Comunidad Autónoma cabe citar Juncus acutus, Trifolium resupinatum, Euphorbia polygonifolia, Asperula occidentalis, Aetheorhiza bulbosa y Poa subcaerulea. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 302 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Vegetación de marisma La marisma de Pobeña mantiene las comunidades propias del ambiente, desde aquellas que se instalan en humedales de salinidad variable o dulce, hasta aquellas diariamente inundadas por el agua del mar. En la zona de la marea inundada diariamente por la pleamar aparece Spartina maritima. En la banda típicamente marismeña, es decir zonas muy húmedas, inundadas con frecuencia, ricas en sales y bastante eutrofizadas por los restos depositados tanto por el mar como por el río, destacar por una parte la vegetación anual con Salicornia ramosissima y Suaeda maritima, que colonizan las superficies casi desnudas de la banda, y por otra parte halófitos subarbustivos como Sarcocornia sp. o Halimione sp. Las zonas en las que la inundación de la marea es esporádica, están caracterizadas por la presencia de Juncus maritimus, que ocupa terrenos algo arenosos, húmedos y subhalófitos. Entre las especies reseñables se encuentran Sarcocornia perennis, S. fruticosa, Salicornia ramosissima, Armeria maritima miscella, Suaeda maritima, Limonium vulgare serotinum, Puccinella maritima, Halimione portulacoides, Inula crithmoides, Spartina maritima, Trifolium squamosum, Triglochin maritima, Baccharis halimifolia (especie introducida de origen norteamericano), etc. Complejo de vegetación de acantilados litorales La costa del País Vasco, con acantilados de fuertes pendientes, se caracteriza por presentar unas condiciones ambientales difíciles de soportar por la vegetación; al continuo abatir del mar y al aporte de sales, hay que añadir la escasez de suelo y el azote del viento. Por todo ello, las plantas que aquí viven son muy especializadas, y en general adaptadas al cambio de salinidad, por lo que algunas poseen las hojas y los tallos carnosos. Se produce una zonación desde el borde del mar hasta la parte superior del acantilado; en la primera zona predominan las superficies rocosas en cuyas grietas viven especies como el hinojo marino o el llantén marino mientras que la segunda está cubierta de césped, donde domina la festuca. La ruderalización de los acantilados costeros está relacionada en ocasiones con las colonias de gaviotas (que provocan un cúmulo de excrementos) y con aves muertas, todo lo cual favorece el desarrollo de especies nitrófilas que conviven con las especies propias del acantilado. Entre las especies características de los acantilados de roca dura, como es el que nos ocupa, se pueden citar Crithmum maritimum, Plantago maritima y Limonium binervosum, y, en menor cantidad, Daucus carota subsp. gummifer, Spergularia rupicola, Silene vulgaris subsp. maritima y Asplenium marinum. Al disminuir la acción mecánica del oleaje y la salinidad, se acumula más suelo y se dan las condiciones necesarias para la aparición de una cubierta vegetal más continua. Se forman así los céspedes de Festuca rubra pruinosa, especie que se ve acompañada por Daucus carota subsp. gummifer, Anthyllis vulneraria, Plantago maritima, Silene vulgaris subsp. maritima, Leucanthemum vulgare subsp. crassifolium y Armeria euscadiensis, que constituye un endemismo de la Costa Vasca, no identificado en el trabajo de campo, aunque su presencia se considera muy probable en esta zona. Los céspedes de Festuca rubra subsp. pruinosa suelen formar mosaico con pequeñas superficies rocosas poco cubiertas por Crithmum maritimum y Plantago maritima. Las grietas frescas y sombrías del acantilado PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 303 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL directamente expuestas a las salpicaduras del mar suelen cobijar a un helecho muy típico, Asplenium marinum. Por encima de los céspedes de festuca se instala un prebrezal dominado por Erica vagans y Genista hispanica subsp. occidentalis. En general existe una baja cobertura vegetal, con zonas amplias de roquedo desnudo, apareciendo la vegetación en las pequeñas grietas o repisas donde se acumula algo de suelo. En los alrededores del área de estudio, se conserva la vegetación de acantilados a ambos lados de la playa de La Arena, hasta la muga con Cantabria y hasta Punta Lucero. Sin embargo, en la vertiente este, desde Zierbena a Punta Lucero, el acantilado ha sido eliminado por los usos industrial y portuario. Vegetación ruderal o nitrófila En esta unidad se incluyen los núcleos urbanos y su planta de tratamiento de aguas residuales, y las zonas industriales, entre las que destacan por su ocupación de superficie, CLH (en desmantelamiento) y PETRONOR. Comprende un numeroso y heterogéneo grupo de plantas adaptadas a vivir en bordes de caminos y carretera, viejos muros y tapias, terrenos removidos, etc. En muchas de las parcelas incluidas en este apartado la vegetación es muy rara o prácticamente inexistente, es el caso de los núcleos urbanos y los complejos industriales. Los lugares urbanos se caracterizan por estar muy pisoteados, tener escaso suelo y humedad limitada. Entre las especies capaces de vivir en estos ambientes cabe citar Polygonum aviculare, Sagina apetala, Amaranthus deflexus, Polycarpon tetraphyllum, Coronopus didymus y Poa annua. Los pies de tapias y las márgenes con escaso pisoteo presentan especies como Hordeum murinum, Sisymbrium officinale, Bromus sterilis, B. diandrus, B. rigidus, B. madritensis, Sonchus oleraceus, Capsella rubella, Avena barbata, Rapistrum rugosum, Senecio vulgaris, Geranium molle, G. rotundifolium, Malva sylvestris, M. neglecta, etc. Entre las plantas de cuneta no faltan Daucus carota, Melilotus officinalis, Pastinaca sativa, Cichorium intybus, Melilotus albus, Picris hieracioides, P. echioides, Echium vulgare, Senecio jacobea, Lactuca virosa, Verbena officinalis, Hypericum perforatum, Medicago sativa, Lapsana communis, Convolvulus arvensis, Geranium columbinum, etc. Dentro de la vegetación ruderal o nitrófila quedan incluidos los parques urbanos y las praderas de esparcimiento. Zonas sin vegetación Se ha señalado como zona sin vegetación la playa de La Arena, concretamente la zona en la que la presión antrópica ha impedido la conservación de la vegetación psamófila (de dunas y arenales). Asimismo, se cartografía como zona sin vegetación la autopista A-8, junto con sus taludes con vegetación ruderal o nitrófila, la zona del desmonte provocado por las obras de ampliación de la zona portuaria y la propia zona portuaria. Plantaciones forestales Las plantaciones forestales son formaciones arbóreas introducidas por el hombre con fines de explotación maderera. Estas plantaciones son formaciones homogéneas, tanto en la especie utilizada en cada parcela como en la edad del arbolado dentro de la misma. Por PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 304 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL tratarse de aprovechamientos intensivos de especies netamente distintas a las de los bosques climácicos, gran parte de la flora nemoral (herbáceas y leñosas) propia de los bosques potenciales desaparece y aparecen las especies más banales y resistentes a cortas, rozas, quemas de broza, etc. Estas especies son el helecho (Pteridium aquilinum), zarza (Rubus sp.), el lastón (Brachypodium pinnatum), etc. En el área de estudio las plantaciones más importantes se encuentran al oeste de la Refinería y de la playa de La Arena, asicomo al sur del área de estudio, si bien al norte también se encuentran algunas manchas. En general son plantaciones de eucalipto (Eucaliptus spp). y en menor proporción de Pinus radiata (=P. insignis). El eucalipto es una especie bastante utilizada en el occidente de Bizkaia, disminuyendo su presencia en la parte oriental de la Comunidad Autónoma. Las plantaciones forestales de frondosas tienen una importancia muy pequeña en el País Vasco en relación con las plantaciones de coníferas. Vegetación de ribera El río Barbadún presenta una vegetación de ribera deteriorada, ya que en el tramo de estudio atraviesa zonas urbanas e industriales, mientras que aguas abajo la ría está jalonada por vegetación de marisma. En la zona urbana hay tramos en los que la vegetación de ribera está totalmente ausente, y otros en los que hay fresnos (Fraxinus excelsior), chopos (Populus sp.), algún aliso (Alnus glutinosa), sauces (Salix atrocinerea y Salix alba) y en general especies introducidas como Eucaliptus globulus o Platanus hispanica, cuyo valor se debe principalmente a la protección que ejercen sobre el suelo de las orillas y a la sombra que aportan al cauce. Hay que destacar la sauceda que rodea el arroyo Cardedo, que discurre entre prados y huertas y cuya vegetación no forma una masa homogénea, sino que varía su densidad en función de la intervención antrópica a que se ve sometida, estando tan solo más concentrada en la zona de La Arena. Las especies arbustivas más comunes son Salix atrocinerea, S. alba, Corylus avellana, Cornus sanguinea, etc. Además, encontramos Rubus ulmifolius, Equisetum sp., Carex pendula, C. remota, Circaea lutetiana, Myosotis lamottiana, Chaerophyllum hirsutum, Cardamine raphanifolia, Angelica sylvestris, Hypericum androsaemum, Filipendula ulmaria, Ranunculus repens, Urtica dioica, Alliaria petiolata y Lamium maculatum. Carrizales Se han diferenciado dos masas de carrizal bien distintas, el carrizal de Pobeña junto a las zonas de vegetación de marisma y las balsas del interior de los terrenos de PETRONOR. El carrizal de Pobeña está dominado por Phragmites australis, Scirpus maritimus y S. lacustris. Estas especies helófitas están favorecidas por el aporte de agua dulce ya que toleran peor la salinidad. Las balsas de PETRONOR recogen las aguas pluviales de toda la Planta y se utilizan como reserva de agua para casos de emergencia como pueden ser incendios. Estas balsas sufren una limpieza cada cierto tiempo, lo que supone la eliminación de la vegetación acuática. Actualmente, la balsa que más vegetación tiene es la de mayor tamaño, que se sitúa al norte de las otras dos. Presenta una orla de Phragmites australis, otra de Tipha sp. y una zona más extensa de sauces. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 305 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Vegetación de roquedos calizos Esta unidad se encuentra únicamente representada en las crestas calizas de Punta Lucero, así como en el entorno del Pozo Gerente, al sur del barrio de San Lorenzo. En esta zona apenas se encuentran plantas especializadas en la vida rupícola, apareciendo sólo las más comunes en todas las tapias y peñas tanto de zonas montañosas como de zonas bajas. Entre otras, se puede encontrar Asplenium trichomanes, A. ruta-muraria, Sedum dayphyllum, Teucrium pyrenaicum, etc. 12.3.1.4 Valoración de las unidades de vegetación La vegetación psamófila de la playa de La Arena y la vegetación de acantilados costeros son de muy alto interés naturalístico. La playa de La Arena constituye uno de los pocos arenales de la Comunidad que se conservan de modo aceptable y, a pesar de la presión antrópica, presenta las bandas de vegetación propias de los arenales. La vegetación de acantilados constituye un peculiar ambiente con condiciones muy adversas como el aporte continuo de sales, la escasez de suelo y el azote del agua, que hacen de la vegetación presente una comunidad muy especializada que aporta una gran diversidad específica al entorno; además, hay que destacar la posible presencia de Armeria euscadiensis, endemismo de la CAPV y especie catalogada como “en peligro de extinción” por la normativa estatal y como “rara” por la normativa del País Vasco. Por todo ello, se hace imprescindible la conservación de ambas unidades. En este ambiente se recoge la presencia de varios hábitats de interés comunitario incluidos en el Anexo I de la Directiva Hábitats. Se trata de los hábitats: 1230. Vegetación de acantilados del litoral atlántico, 2110. Vegetación de las dunas móviles embrionarias, y 2120. Vegetación de las dunas móviles secundarias. La vegetación de marisma y los carrizales constituyen otro ambiente escaso en el conjunto de la Comunidad Autónoma, y aunque en este caso la superficie de marisma conservada es pequeña, las comunidades vegetales y la flora existente son de gran valor ecológico; así, se considera de muy alto interés naturalístico. En este ambiente se señala la presencia de varios hábitats de interés comunitario incluidos en el Anexo I de la Directiva Hábitats. Se trata de los hábitats: 1130. Estuarios, 1140. Fangos y bancos de arenas intermareales, 1320. Vegetación gramínica vivaz de Spartina, y 1330. Praderas salinas de los marjales atlánticos. El encinar cantábrico es de alto interés naturalístico. Se trata de una formación climácica de carácter mediterráneo y relicto, e indicadora de la vegetación potencial de la zona. La presencia de islotes de vegetación mediterránea en pleno paisaje atlántico aporta diversidad a dicho paisaje y ofrece un número considerable de especies que viven casi exclusivamente en este ambiente. Por otra parte, la mayor parte de los encinares que todavía se conservan ocupan suelos esqueléticos, de muy poco interés desde el punto de vista agrícola o forestal, ejerciendo una clara función protectora y mejoradora del suelo. El encinar cantábrico es un hábitat de interés comunitario incluido en el Anexo I de la Directiva Hábitats con el código 9340. Los robledales son bosques muy castigados en la Comunidad Autónoma del País Vasco; por una parte quedan pocas masas de entidad, y en las conservadas se observa una clara PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 306 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL selección negativa, por haberse talado los árboles de mejor calidad. Por todo ello, parece obvia la necesidad de conservación y mejora de las masas existentes. Se valoran con interés naturalístico alto. Asimismo, son de interés naturalístico alto los setos vivos entre prados, con especies típicas del encinar y del robledal, que aportan gran variedad al paisaje de la zona y son la base de una mayor diversidad en la fauna de campiña. La vegetación de ribera que acompaña al río Barbadún y al arroyo Cardedo no tiene gran valor desde el punto de vista de una formación climácica, ya que, sobre todo la del río Barbadún, se encuentra degradada y abunda la presencia de especies alóctonas. Sin embargo, hay que valorar las diferentes funciones que ejercen dichas especies como la sombra que aportan al cauce, la protección que suponen para las orillas expuestas a constante erosión y la diversidad que aportan al sustrato desde el punto de vista de la fauna. El Prebrezal atlántico, el bortal y el Brezal – argomal – helechal atlántico son etapas regresivas en la serie evolutiva de los bosques climáticos propios de la zona y su valor estriba, por una parte, en la protección que proporcionan a los suelos y, por otra, en la potencialidad de dichos matorrales para alcanzar etapas más evolucionadas de la vegetación propia del área. El brezal-argomal-helechal se considera el matorral más abundante de la vertiente cantábrica, por lo que su valor naturalístico es medio – bajo. El bortal y el prebrezal, sin embargo, son más escasos y por tanto se consideran de un interés naturalístico medio – alto. Otro matorral que no se ha considerado como unidad por su baja densidad pero que se considera de alto valor naturalístico por su escasez en la Comunidad Autónoma del País Vasco, es el coscojar presente en la ladera suroeste-sur del monte Montaño. Los prebrezales, brezales y argomales son hábitats de interés comunitario incluidos en el Anexo I de la Directiva Hábitats con el código 4030. Las Plantaciones forestales y las formaciones herbáceas como el lastonar y los prados y cultivos atlánticos se consideran de bajo interés desde el punto de vista naturalístico. La Vegetación de roquedos calizos se considera de alto valor naturalístico, ya que si bien las especies que la constituyen no tienen un excesivo interés, éste radica en la singularidad de la propia formación como primera etapa de colonización de estos medios rocosos. Hay que tener en cuenta, no obstante, que ocupan una superficie muy reducida. Se trata de un hábitat de interés comunitario incluido en el anexo I de la Directiva Hábitats con el código 8210. La Vegetación ruderal o nitrófila y las zonas sin vegetación se consideran de nulo valor desde el punto de vista de la vegetación. 12.3.1.5 Inventario de flora En el Anexo VII se incluye un inventario de especies vegetales características presentes en la zona de estudio. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 307 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.3.1.6 Especies catalogadas: especies protegidas y amenazadas La normativa considerada ha sido: • Foral: − Norma Foral 11/97, de 14 de octubre, de régimen específico de diversas especies forestales autóctonas. • Autonómica: − Decreto 167/1996, de 9 de julio, por el que se regula el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas de la Fauna y Flora Silvestre y Marina; y posteriores modificaciones. • Estatal: − Real Decreto 439/1990, de 30 de marzo, por el que se regula el Catálogo Nacional de Especies Amenazadas y posteriores modificaciones. − Real Decreto 1997/1995, de 7 de diciembre, que traspone la Directiva Hábitats 92/43/CE. Se establecen medidas para contribuir a garantizar la biodiversidad mediante la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y la flora silvestres y posteriores modificaciones. • Europea: − Directiva 92/43/CEE, relativa a la conservación de los hábitats naturales y de fauna y flora silvestres y posteriores modificaciones. Entre las especies presentes en la zona, cabe destacar que Genista legionensis se encuentra catalogada como especie En Peligro de Extinción en el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas, mientras que Iris latifolia, Juncus acutus y Armeria euscadiensis están catalogada como Raras (esta última está catalogada a nivel estatal como En peligro de extinción, Real Decreto 439/1990, de 30 de marzo), e Ilex aquifolium como De interés especial. 12.3.2 Hábitats Directiva 92/43/CEE En el Mapa 8 del Anexo II a escala 1:25.000 se recogen los Hábitats Naturales de Interés Comunitario incluidos en la Directiva 92/43/CEE que se localizan en el área de estudio, a partir de la información del Inventario Nacional de Hábitats del Banco de Datos de la Naturaleza del Ministerio de Medio Ambiente. A continuación se listan dichos hábitats y se relacionan sus principales características en base a las descripciones realizadas en la publicación “Los tipos de hábitat de interés comunitario de España. Guía básica” (MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, 2005). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 308 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Código 1230. Acantilados con vegetación de las costas atlánticas y bálticas En la zona de estudio aparece a lo largo de la costa a ambos lados de la playa de la Arena. Se incluye en este tipo de hábitat la parte de los acantilados situada en primera línea costera, con topografía generalmente abrupta, y las salpicaduras y aerosoles marinos. La vegetación que ocupa este medio es una formación rupícola abierta, dominada por el hinojo de mar (Crithmum maritimum) o por gramíneas que forman céspedes, como Festuca rubra subsp. pruinosa. La avifauna que descansa o anida en acantilados marinos está representada por el Cormorán Moñudo (Phalacrocorax aristotelis) o la Gaviota Tridáctila (Rissa tridactyla). • Código 1310. Vegetación anual pionera con Salicornia y otras especies de zonas fangosas o arenosas Estas formaciones aparecen en la margen oeste de la ría del Barbadún. Se trata de formaciones pioneras estacionales que colonizan suelos salinos húmedos en los espacios abiertos de marismas y saladares costeros. La fauna asociada a estos medios es muy parecida a la de otros hábitats propios de medios húmedos y salobres, como puede ser la Cigüeñuela (Himantopus himantopus) o la Garceta Común (Egretta garzetta). • Código 2110. Dunas móviles embrionarias Estas formaciones aparecen en el interior de la playa de La Arena. Se trata de la primera banda de vegetación colonizadora de las arenas móviles costeras, situada después de la línea superior de alcance de las olas. La vegetación es de plantas perennes con estolones y rizomas que permiten un crecimiento vegetativo permanente capaz de soportar la constante alteración de la topografía. La planta más común es la gramínea estolonífera Elymus factus. La fauna de estos medios inestables es escasa. Son lugares utilizados como descansaderos por aves marinas, como las gaviotas. • Código 4030. Brezales secos europeos Aparecen diversas superficies correspondientes a estas formaciones, especialmente a lo largo de los montes situados en paralelo a la línea de costa entre los términos de Zierbena y Santurtzi. Son formaciones arbustivas, a menudo densas, de talla meda a baja, con especies de Erica, Calluna, Cistus, Ulex o Stauracanthus. Las especies faunísticas son las típicas de matorral y medios abiertos. • Código 4090. Brezales oromediterráneos endémicos con aliaga Al sur del monte Montaño aparece la única superficie ocupada por este hábitat en la zona de estudio. Se trata de una banda arbustiva situada por encima de los niveles forestales o en los claros y zonas degradadas de bosques. Predominan especies como Genista florida, Cytisus scoparius, Adenocarpus hispanicus o Erica arborea. La fauna de estos matorrales es extraordinariamente variada en consonancia con la gran amplitud de ambientes que pueden estar incluidos en este tipo de hábitat. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 309 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Código 6212. Prados secos seminaturales y facies de matorral sobre sustratos calcáreos (Festuco-Brometalia) Este hábitat es el más extendido en la zona analizada, apareciendo especialmente en la mitad noreste en las laderas de los diversos montes. Se trata del tipo de prado vivaz característico de la media montaña en sustratos profundos y básicos, generalmente calcáreos. Son formaciones herbáceas que pueden alcanzar medio metro de altura y generalmente densas. Las especies dominantes son gramíneas como Bromus erectus, Brachypodium rupestre o Festuca nigrescens. En ocasiones estos pastos incluyen buenas poblaciones de orquídeas de diversos géneros. La fauna más característica de los prados secos es la invertebrada, con abundancia de insectos fitófagos, como ortópteros, coleópteros, hormigas granívoras o lepidópteros. Las aves y otros grupos faunísticos que habitan bosques adyacentes suelen visitar estos pastos como lugar de alimentación adicional. • Código 8211. Pendientes rocosas calcícolas con vegetación casmofítica Estas formaciones rocosas aparecen a lo largo de los montes La Atalaya y Punta Lucero. Cabe señalar que el medio rocoso es restrictivo para las plantas en cuanto a disponibilidad de agua, nutrientes y oportunidades para la fijación y arraigo de propágulos, por lo que se trata de comunidades de escasa cobertura. Entre los géneros más comunes destacan Androsace, Alchemilla, Campanula, Saxifraga, Centaurea, etc. La fauna rupestre es diversa, destacando las aves rapaces (Buitre Común, Águila Real, Águila Perdicera, Halcón Peregrino, Búho Real, etc.) y paseriformes (Roqueros, Chovas, Treparriscos, Avión Roquero, etc). • Código 91E0. Bosques aluviales de Alnus glutinosa y Fraxinus excelsior *40 Este hábitat aparece en la ribera del río Cotorrio, al sur de la zona analizada. Se trata de un bosque cerrado y umbroso, que forma galerías al contactar las copas de ambas orillas. La falta de luz limita la presencia de elementos leñosos, aunque en los más abiertos se pueden observar Frangula alnus, Crataegus monogyna, Salix atrocinerea, etc. El estrato herbáceo suele llevar especies como Ranunculus ficaria, Oenanthe croccata, etc. Las alisedas más septentrionales presentan, además, Fraxinus excelsior de forma habitual, así como Betula alba, Populus tremula o Ulmus glabra. La fauna está muy ligada al agua con aves como la Lavandera Cascadeña o el Mirlo Acuático y mamíferos como la Nutria. • Código 9340. Bosques de Quercus ilex y Quercus rotundifolia Estos bosques aparecen en algunas laderas del monte Montaño y al sur del monte La Atalaya, de manera relicta. En la zona predomina la especie Quercus ilex. La fauna suele ser rica en especies forestales como el Gato Montés, Jabalí, Ciervo, Rabilargo, Paloma Torcaz, etc. Cabe destacar que en la zona de estudio únicamente aparece un hábitat prioritario, entendiéndose como tal aquel hábitat natural amenazado de desaparición cuya conservación supone una especial responsabilidad habida cuenta de la importancia de la 40 El símbolo * indica que se trata de un hábitat prioritario PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 310 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL proporción de su área de distribución natural incluida en el territorio europeo. Se trata de los Bosques aluviales de Alnus glutinosa y Fraxinus excelsior que ocupan la ribera del río Cotorrio. 12.3.2.1 Vegetación en un área de 40 km alrededor de la Refinería La información empleada para la realización del Mapa 11 del Anexo II referente a las principales masas de vegetación en un entorno de 40 km alrededor de la Refinería corresponde al Segundo Inventario Forestal Nacional (1986-1996) de las provincias de Bizkaia, Araba, Burgos y Cantabria, editada en formato digital por el Organismo Autónomo de Parques Nacionales (DIRECCIÓN GENERAL DE CONSERVACIÓN DE LA NATURALEZA DEL MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, 2001). La información cartografiada corresponde a las siguientes capas: • Forestal Arbolado (uso 1): Bosque, monte arbolado, superficie forestal arbolada, ecosistema forestal arbolado. Se trata de un territorio o ecosistema poblado con especies forestales arbóreas como manifestación vegetal de estructura vertical dominante y con una fracción de cabida cubierta por ellas igual o superior al 10%. El concepto incluye las dehesas de base cultivo o pastizal con labores siempre que la fracción de cabida cubierta arbolada sea igual o superior al 20%, y excluye los terrenos poblados por especies forestales arbóreas tratadas como cultivos, es decir, con fuerte intervención humana para la obtención de frutos, hojas, flores o varas más próximos a los ecosistemas agrícolas que a los forestales. • Forestal Arbolado Ralo (uso 2): Bosque ralo, monte arbolado ralo, superficie forestal arbolada rala, ecosistema forestal arbolado ralo. Hace referencia a un territorio o ecosistema poblado con especies forestales arbóreas como manifestación botánica de estructura vertical dominante y con una fracción de cabida cubierta por ellas comprendida entre el 5 y el 10%. También puede referirse a un territorio con especies de matorral o pastizal natural como manifestación vegetal de estructura horizontal dominante pero con una presencia de árboles forestales importante cuantificada por una fracción de cabida cubierta arbórea igual o superior al 5% e inferior al 20%, incluyéndose aquí las dehesas de base pastizal natural; puede en algunos casos, cuando la manifestación botánica dominante no esté muy clara, solaparse con el concepto Forestal Arbolado, pero cede ante éste cuando la fracción de cabida cubierta arbolada alcance el 20%. • Forestal Desarbolado (uso 3): Monte desarbolado, superficie forestal desarbolada, ecosistema forestal desarbolado. Se trata de un territorio o ecosistema poblado con especies de matorral y/o pastizal bien con débil intervención humana o bien natural como manifestación vegetal de estructura horizontal dominante, con presencia o no de árboles forestales, pero en todo caso con la fracción de cabida cubierta por éstos inferior al 5% (dando por supuesto que no puede haber terrenos con especies forestales arbóreas dominantes con una fracción de cabida cubierta inferior al 5%, así como tampoco dehesas con base sólo de matorral). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 311 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.3.2.2 Estudio de la presencia de contaminantes atmosféricos en la flora del entorno de la Refinería Entre los años 1995 y 2005 PETRONOR ha llevado a cabo estudios sobre la presencia de contaminantes atmosféricos en la vegetación del entorno de la Refinería, siendo por tanto este año el undécimo de monitorización de los niveles de contaminación en la vegetación del entorno. El documento Estudio de la Presencia de Contaminantes atmosféricos en la Flora del entorno de la Refinería. 2005. Informe Final se incluye en el Anexo VII del presente documento. 12.3.3 Fauna Los datos de base para la realización del presente apartado proceden de un estudio realizado para PETRONOR en abril de 2000 con motivo de estudios ambientales para la ejecución de un proyecto de Refinería distinto al URF. Durante el trabajo de campo se recorrieron distintos itinerarios en sectores del área de estudio (Montaño, Cardedo, La Arena, El Peñón, PETRONOR, San Julián, la marisma del Barbadún) seleccionados previamente para abarcar el mayor abanico de ambientes posible. Se anotaron todas las especies de aves contactadas, tanto visualmente como por audición de su canto, y paralelamente se inspeccionó el terreno a la búsqueda de huellas y excrementos que certificaran la presencia de mamíferos. También se realizaron escuchas nocturnas para la detección de estrigiformes en las zonas de Montaño y Cardedo. La época en que se realizaron estos censos era apropiada para el registro de aves nidificantes, que en general muestran periodos de canto prolongados y máxima detectabilidad (aunque algunas estivales migrantes no habrían llegado aún). Posteriormente, en 2003 se realizó otra campaña en la zona de estudio. Por otra parte, se ha llevado a cabo una recopilación bibliográfica que cubre los grupos y periodos fenológicos no accesibles para el trabajo de campo realizado. La inventariación faunística más relevante a este respecto es el Atlas de Vertebrados de Álava, Bizkaia y Guipúzcoa (ÁLVAREZ et al., 1985), que sintetiza la distribución de peces, anfibios, reptiles, aves nidificantes y mamíferos entre 1981 y 1984 con base en cuadrículas UTM de 100 km2. La correspondiente al área de estudio es la 30T VN99, a la que será necesario referirse aunque su superficie sea mayor que la del área de estudio. El estado de conservación de estos taxones en la Comunidad Autónoma Vasca ha sido revisado por BEA (1998). Otros trabajos más recientes tratan aspectos parciales (rapaces, micromamíferos, quirópteros) de interés. Combinando esta información se ha podido elaborar el catálogo faunístico del área de estudio. 12.3.3.1 Fauna de invertebrados • Lepidópteros La fauna de invertebrados, a pesar de su absoluto predominio cualitativo y cuantitativo en los ecosistemas, no es considerada habitualmente en los estudios de medio físico a causa de la falta de datos básicos sobre la misma. En muchos grupos se carece incluso de inventarios regionales, y la investigación se centra aún en aspectos taxonómicos. No es PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 312 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL posible, por tanto, atenderlos desde el punto de vista conservacionista, salvo parcialmente, en algunos casos bien documentados. Los lepidópteros son probablemente los invertebrados más estudiados, disponiéndose de mapas de distribución con detalle. GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988a) expone la corología de las especies de ropalóceros (mariposas diurnas) en la zona norte de España. Se han extraído los taxones citados para la cuadrícula de 100 km2 30T VN99 (Tabla 86), que incluye la totalidad del área de estudio. También GÓMEZ DE AIZPURÚA (1988b) expone la distribución de los heteróceros (mariposas nocturnas), si bien en este caso apenas ofrece datos para la cuadrícula de referencia (Tabla 87), ya que no efectuó capturas en ella. En conjunto, la fauna lepidopterológica de ropalóceros de la cuadrícula no destaca en el contexto regional por incluir especies de interés, teniendo en cuenta que no figura ninguna de las calificadas como “raras” (aquellas que aparecieron en menos del 4 % de las cuadrículas del territorio considerado) por GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988a). Al contrario, sí aparecen varias de las especies más comunes (aquellas que se registraron en más del 70 % de las cuadrículas): Colias croceus, Artogiea rapae, Maniola jurtina, Polyommatus icarus, Pyronia tithonus, Gonepteryx rhamni, Melanargia galathea y Lasiommata megera. Pieridae Pieris brassicae Artogeia napi Artogeia rapae Anthocharis cardamines Colias croceus Gonopteryx rhamni Nymphalidae Argynnis paphia Clossiana selene Mellicta athalia Satyridae Hipparchia semele Melanargia galathea Maniola jurtina Pyronia tithonus Pararge aegeria Lasiommata megera Lycaenidae Everes argiades Polyommatus icarus TABLA 86. ESPECIES DE LEPIDÓPTEROS ROPALÓCEROS CITADAS POR GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988a) EN LA CUADRÍCULA UTM DE 100 KM2 30T VN99 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 313 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Hypsidae Euplagia quadripunctaria Noctuidae Gortyna flavago TABLA 87. ESPECIES DE LEPIDÓPTEROS HETERÓCEROS CITADAS POR GÓMEZ DE AIZPÚRUA (1988b) EN LA CUADRÍCULA UTM DE 100 KM2 30T VN99 • Especies catalogadas Existen normativas internacionales asumidas por España que contemplan la protección de especies de insectos amenazadas (VIEJO & SÁNCHEZ, 1994). Es el caso del Convenio de Berna, relativo a la conservación de la vida silvestre y del medio natural en Europa, y de la Directiva de Hábitats (92/43/CEE), relativa a la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestres. En sus respectivos anexos de especies de interés no se incluye ninguno de los lepidópteros citados para la cuadrícula de referencia. La misma situación corresponde al Catálogo Nacional de Especies Amenazadas (Real Decreto 439/1990 y ampliaciones posteriores). La Comunidad Autónoma Vasca no ha desarrollado hasta el momento actuaciones legislativas en el campo concreto de la protección de los invertebrados. Únicamente podemos mencionar al coleóptero Ciervo Volante (Lucanus cervus), cuya presencia es posible en el área de estudio. Este taxón se recoge en los listados del Convenio de Berna (especies protegidas cuya explotación o captura debe ser regulada), de la Directiva de Hábitats (especies de interés comunitario para las que es necesario designar zonas de conservación) y del Catálogo Nacional de Especies Amenazadas (concretamente en la Orden de 10 de marzo de 2000) dentro de la categoría de interés especial. Se trata de una especie ligada a bosques y formaciones de quercíneas, principalmente robledales. 12.3.3.2 Fauna de vertebrados Desde el punto de vista faunístico, la diferenciación más nítida de biotopos se produce entre áreas urbanas, humedales (que incluye balsas, marisma, riberas y cursos de agua) y campiña. Esta última se caracteriza por la integración de setos, bosquetes, pastizales, plantaciones forestales y matorrales. • Peces La Red de Vigilancia de la Calidad Ambiental de los Ríos de la Comunidad Autónoma Vasca promovida por el Gobierno Vasco, mantiene una estación de muestreo en la cuenca del río Barbadún aguas abajo de Muskiz, por tanto dentro del área de estudio. Este tramo se encuentra catalogado como de pesca libre de ciprínidos, y por sus características piscícolas se trata de una zona de transición a la ría que presenta una comunidad natural. Como especies típicas de este medio se detectan la Anguila (Anguilla anguilla), la Platija (Platichthys flesus) y el Muble (Chelon labrosus). Más netamente fluviales son el Piscardo (Phoxinus) y la Loina (Chondrostoma toxostoma), que penetran circunstancialmente desde tramos superiores del río. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 314 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La calidad de estas aguas para la vida de los peces, según la clasificación establecida por la Directiva 78/659/CEE y el Real Decreto 927/1988, oscila entre clase C (aguas donde viven o podrían vivir poblaciones piscícolas de ciprínidos) y clase III (calidad inferior a C o no aptas). No obstante, los índices bióticos, de toxicidad físico-química para peces y de estado ambiental utilizados por INGURU-DHV (1996) reflejan una calidad aceptable y además, sostenida durante los años de seguimiento (INGURU-DHV, 1997; ONDOAN, 1998; ONDOAN, 1999). • Anfibios La información disponible sobre la herpetofauna de anfibios del área de estudio procede del Atlas de Vertebrados (ÁLVAREZ et al., 1985), en relación con la cuadrícula UTM 30T VN99. En ella se citan como especies presentes al urodelo Tritón Jaspeado (Triturus marmoratus) y a los anuros Sapo Partero Común (Alytes obstetricans), Sapo Común (Bufo bufo) y Rana Común (Rana perezi). Por su parte, PÉREZ DE ANA (1994a) menciona en la misma cuadrícula, aunque fuera del área de estudio, la Salamandra Común (en Abanto y Ciérvana), Tritón Palmeado (en Galdames), Ranita de San Antonio (en el Valle de Trápaga) y Rana Bermeja (en Galdames). La distribución del Tritón Jaspeado en la vertiente atlántica de la Comunidad Autónoma Vasca es puntual. Conecta con la del sector mediterráneo a través del pasillo del Nervión, de cuyo extremo norte forma parte el área de estudio. Esta vía constituye un curioso corredor biogeográfico aprovechado por plantas y animales de filiación mediterránea para alcanzar áreas costeras de clima dulcificado (URIBE-ECHEBARRÍA, 1989). Por su parte, los dos sapos y el Tritón Palmeado tienen repartición muy amplia y abundancia notable, ocupando gran variedad de hábitats no necesariamente ligados al agua. La Salamandra Común y la Rana Bermeja tienen carácter montano en la Comunidad Autónoma, manteniendo una presencia puntual en la franja costera. Sus poblaciones en esta zona deben ser frágiles, tal y como se señala también para la Ranita de San Antonio (ÁLVAREZ et al., 1985). La Rana Común se encuentra, al menos, en las balsas de la Refinería de PETRONOR. • Reptiles La información procede del Atlas de Vertebrados (ÁLVAREZ et al., 1985) que para la cuadrícula UTM 30TVN99 cita las especies Lución (Anguis fragilis), Eslizón Tridáctilo (Chalcides chalcides), Lagartija Roquera (Podarcis muralis) y Culebra Bordelesa (Coronella girondica). PÉREZ DE ANA (1994a) añade para la cuadrícula al Lagarto Verde (Abanto y Ciérvana), la Lagartija de Turbera (Galdames) y la Víbora de Seoane (en Abanto y Ciérvana), si bien mencionando localidades fuera del área de estudio. Por último, es posible la presencia de especies como Lagarto Verdinegro, Culebra Lisa Europea, Culebra de Esculapio, Culebra Viperina y Culebra de Collar (A. BEA, obs. pers.). El Lagarto Verde y el Lución son francamente comunes en la vertiente atlántica de la Comunidad Autónoma, presentándose en campiñas, bosques mixtos y landas. Por el contrario, el Eslizón resulta escaso en este sector, hacia el que penetra desde la región mediterránea mediante el pasillo del Nervión. La Lagartija Roquera es común y abundante por doquier, instalándose en todo tipo de hábitats con cierta preferencia por los sustratos rocosos. Su patrón distributivo en el País Vasco es similar al de la Lagartija de Turbera y a la Víbora de Seoane, especies que manifiestan predilección por las condiciones atlánticas. Por PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 315 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL último, la Culebra Bordelesa, de distribución general en la Comunidad pero con densidades bajas, se localizó en enclaves rocosos expuestos a mediodía, en ambientes de campiña o landa. • Aves A escala amplia, la avifauna del área de estudio se correspondería con la de una campiña costera, cuya ornitocenosis ha sido descrita en sus aspectos más relevantes por FERNÁNDEZ & GALARZA (1986) y GALARZA (1987). Las características fundamentales de este medio son la alta diversidad de la comunidad estival y la importante capacidad de acogida de invernantes (densidades medidas de hasta 100 individuos/10 ha). A este respecto, son factores influyentes la permeabilidad de los medios simplificados (modificados) a la entrada de contingentes de aves foráneas, la benignidad climática invernal de la costa que permite una cierta productividad vegetal, y la posición geográfica del Golfo de Bizkaia en el contexto de las rutas migratorias (GALARZA, 1996). Con mayor detalle, se observa que la riqueza y diversidad de la comunidad nidificante se relaciona con la heterogeneidad estructural del medio, ya que la campiña se configura a través de un mosaico de bosquetes, setos arbolados, pastizales y laderas de matorral. Estas teselas presentan unitariamente superficies pequeñas, que no alcanzan un tamaño crítico mínimo para ser consideradas subunidades con entidad ornitológica propia. Es el caso, por ejemplo, de las manchas de encinar del Montaño; la variación estacional de la avifauna de encinares costeros ha sido estudiada por GALARZA (1998), quien encuentra valores de riqueza y densidad máximos en invierno y durante el paso otoñal, a favor de la abundancia de plantas productoras de frutos. Sí merecen diferenciación, por su avifauna netamente original, los enclaves de humedal (balsas de PETRONOR y marisma) y las áreas urbanizadas. El listado de especies de aves nidificantes en el área de estudio es ciertamente amplio. Se ha elaborado la Tabla 88 a partir de observaciones personales efectuadas durante el trabajo de campo, así como de registros bibliográficos. La precisión y adecuación de éstos últimos es menor, ya que por un lado se remontan a años anteriores (incluso a los años 80) y por otro pueden referirse a un ámbito mayor, como el de la cuadrícula UTM de 100 km2 30T VN99. Paralelamente, algunas otras especies son mencionadas por ZUBEROGOITIA et al. (1995) como de aparición esporádica en el área de estudio, aunque consta que no nidifican en el mismo. Se trata del Alimoche y del Buitre Leonado, rapaces rupícolas con amplio rango de acción en sus desplazamientos a la búsqueda de alimento, y Carraca, con un solo registro y ausente, además, de la Comunidad Autónoma Vasca. ZUBEROGOITIA & TORRES (1998) señalan una posible nidificación esporádica de la Garza Imperial en las balsas de PETRONOR. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 316 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA)41 ESPECIES PECES Anguila Platija Muble Piscardo Loina Carpín Dorado ANFIBIOS Tritón Jaspeado Tritón Palmeado Salamandra Común Sapo Partero Común Sapo Común Ranita de San Antonio Rana Bermeja Rana Verde REPTILES Lución Eslizón Tridáctilo Lagarto Verde Lagarto Verdinegro Lagartija Roquera Lagartija de Turbera Culebra Bordelesa Culebra Lisa Europea Culebra de Esculapio Culebra Viperina 41 OBS CAM X BIB X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X HUM X X X X X X X URB FEN ABU CVA CNA DAV DHA CBE II III IE IE IV IE IV IE IE IV V V III III III II III II III III TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA X X TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IV II-IV IV IV IV III III II II II III III II II III Las aves citadas son posibles nidificantes salvo en los casos de la Garza Real, la Gaviota Patiamarilla y, quizá, del Andarríos Chico y del Mosquitero Musical PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 317 CBO PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA)41 ESPECIES Culebra de Collar Víbora de Seoane AVES ESTIVALES Zampullín Común Garza Real Ánade Azulón Cernícalo Vulgar Aguilucho Pálido Gavilán Común Busardo Ratonero Alcotán Común Codorniz Común Rascón Gallineta Común Focha Común Andarríos Chico Gaviota Patiamarilla Cuco Paloma Doméstica Mochuelo Común Lechuza Común Cárabo Común Autillo Búho Chico Chotacabras Europeo Vencejo Común Torcecuello Euroasiático Pito Real Pico Menor Alondra Común OBS BIB X X CAM X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X HUM URB X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria X X FEN TA TA ABU CVA CNA IE TA TA TA TA E TA TA E E TA TA TA TA TA E TA TA TA TA E TA E E E TA TA TA 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 3 2 1 1 2 R IE IE DAV R IE IE III IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE II II II II II II III II II II III IE IE I IE IE IE II R II R IE IE IE CBE III III III III III II II II II II III III III III II II IE IE DHA I 318 CBO II II II II II II II II PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA)41 ESPECIES Golondrina Común Avión Común Bisbita arbóreo Lavandera Cascadeña Lavandera Blanca Lavandera Boyera Chochín Acentor Común Petirrojo Colirrojo Tizón Tarabilla Común Mirlo Común Zorzal Común Ruiseñor Bastardo Buitrón Buscarla Pintoja Carricerín Común Carricero Común Carricero Tordal Zarcero Común Curruca Rabilarga Curruca Zarcera Curruca Cabecinegra Curruca Mosquitera Curruca Capirotada Mosquitero Ibérico Mosquitero Musical Reyezuelo Listado Papamoscas Gris Mito OBS X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X BIB X X X X X CAM X X X X X HUM URB X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria FEN E E E TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA E E E E E TA E TA E TA TA E TA E TA ABU 3 2 2 2 3 1 3 2 2 2 2 3 2 2 2 1 1 1 1 2 1 1 1 2 3 3 1 2 1 2 CVA CNA IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE DAV II EP R R IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE IE I DHA CBE II II II II II II II II II II II III III II II II II II II II II II II II II II II II III 319 CBO II II II II II II II II II II II II II II PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA)41 ESPECIES Herrerillo Común Carbonero Común Agateador Común Alcaudón Dorsirrojo Estornino Pinto Arrendajo Urraca Corneja Negra Gorrión Común Gorrión Molinero Pinzón Vulgar Verdecillo Verderón Común Jilguero Pardillo Común Camachuelo Común Escribano Soteño Escribano Montesino MAMÍFEROS Erizo Común Topo Común/Occidental Musaraña Tricolor Musaraña Enana Musgaño Patiblanco Musaraña Gris Murciélago Grande de Herradura Murciélago Común Comadreja Visón Europeo Garduña OBS X X X X X X X X X X X X X X BIB X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X CAM X X X X X X X X X X X X X X X X X X HUM X X X X X X X X PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria X X X X X X X URB FEN TA TA TA E TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA ABU 2 3 2 1 1 1 2 2 3 2 2 3 3 3 1 1 2 1 CVA CNA IE IE IE IE DAV DHA I II CBE II II II II II II IE IE III III III III III III III II II IE IE IE III V IE IE II-IV IV EP EP II-IV III III III III II III III II III 320 CBO PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL TABLA 88. PECES, ANFIBIOS, REPTILES, AVES ESTIVALES Y MAMÍFEROS EN EL ÁREA DE ESTUDIO (DURANTE EL TRABAJO DE CAMPO O EN INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA)41 ESPECIES Zorro Gato Doméstico Jineta Ardilla Lirón Careto Ratón Espiguero Ratón de Campo Rata Campestre Rata Común Ratón Casero Topillo Rojo Topillo Pirenaico Topillo Lusitánico Topillo Agreste Liebre Europea OBS BIB X X X X X X X X X X X X X X X X X CAM X X X X X X X X X X X X X X HUM URB X X X X X X FEN TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA TA ABU CVA CNA DAV DHA CBE V III III III CBO III OBS, observaciones personales; BIB, referencias bibliográficas; CAM, campiña; HUM, humedales, ribera y marisma; URB, áreas urbanizadas. FEN, fenología: E, estival; TA, todo el año. ABU, abundancia en el área de estudio: 1, poco abundante; 2, medianamente abundante; 3, muy abundante. CVA, taxones incluidos en el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas: EP, en peligro de extinción; V, vulnerable; R, rara; IE, de interés especial. CNA, taxones incluidos en el Catálogo Nacional de Especies Amenazadas: IE, de interés especial. DAV, taxones incluidos en la Directiva de Aves: I, especies que serán objeto de medidas de conservación especiales en cuanto a su hábitat; II, especies cazables. DHA, taxones incluidos en la Directiva de Hábitats: II, especies de interés comunitario para cuya conservación es necesario designar zonas especiales de conservación; IV, especies de interés comunitario que requieren protección estricta; V, especies de interés comunitario cuya recogida y explotación pueden ser objeto de medidas de gestión. CBE, taxones incluidos en el Convenio de Berna: II, especies estrictamente protegidas; III, especies protegidas. CBO, taxones incluidos en el Convenio de Bonn: II, especies que necesitan o se beneficiarían de acuerdos internacionales para su conservación. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 321 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL El recambio estacional que se produce en las comunidades de aves de la campiña cantábrica ha sido estudiado por GALARZA (1987). Aunque en el País Vasco se han analizado la estructura y composición de las principales ornitocenosis invernantes, no se dispone de información acerca de la distribución espacial de las especies, que por otro lado es inconstante, dada la ausencia de ligazón de las aves hacia un territorio concreto y la variabilidad climática y de presencia de recursos tróficos. En el presente Estudio se proporcionan datos bibliográficos. A las especies invernantes en el área, con mayor o menor abundancia, señaladas en la Tabla 88 como residentes, se deben sumar los Porrones Común y Moñudo, anátidas buceadoras que se dejan ver en las balsas de PETRONOR (ZUBEROGOITIA et al., 1995), lo mismo que algún ejemplar de Colimbo Grande, Somormujo Lavanco y Cormorán Grande. También es invernante habitual en las marismas de Muskiz la Garceta Común. GALARZA (1989), ZUBEROGOITIA et al. (1995) y ZUBEROGOITIA & TORRES (1998) citan expresamente la observación de individuos migrantes a través del área de estudio de las siguientes especies: Garza Imperial, Milano Negro, Halcón Peregrino (nidificante también pero fuera del área de estudio), Grulla, Chorlitejo Patinegro, Correlimos Común, Zarapito Trinador, Paloma Torcaz, Tórtola, Oropéndola, Alcaudón Real y Collalba Gris. Otras especies de limícolas migratorios comunes en la costa vasca y que pueden observarse en las marismas del Barbadún serían la Aguja Colipinta, la Aguja Colinegra, el Archibebe Común, el Archibebe Claro, el Andarríos Grande y la Agachadiza Común. De aparición más ocasional aún serían la Garcilla Bueyera (una cita en las marismas de Muskiz), el Tarro Blanco (balsas de PETRONOR) y el Búho Real (ZUBEROGOITIA & CAMPOS, 1997). • Mamíferos El Atlas de Vertebrados (ÁLVAREZ et al., 1985) proporciona citas de mamíferos para la cuadrícula UTM de 100 km2 30T VN99, si bien en el caso de los micromamíferos GONZÁLEZ et al. (1993) ofrecen información detallada a partir del análisis de 807 presas de Lechuza obtenidas en egagrópilas recolectadas en Abanto y Ciérvana y Somorrostro. Sólo en años recientes se han dado a conocer inventarios y estudios sobre quirópteros en el País Vasco. Cabe mencionar la revisión de PÉREZ DE ANA (1994b) y los de AIHARTZA et al. (1995), PÉREZ DE ANA (1996) y GALÁN (1997). Entre las cavidades inspeccionadas y mencionadas figuran varias del entorno de Muskiz y Galdames (Los Cuervos, Pedro González, El Galao, Arenaza, Brenilla, Mina La Arboleda, Hoyo Gazterán, Mina Europa, Torca del Avellano) pero ninguna en el interior del área de estudio. Como particularidades, mencionar que las áreas de distribución generales del Topo Común y del Topo Occidental abarcan aproximadamente el área de estudio, aunque ninguna de esas especies es citada para la cuadrícula 30T VN99 por ÁLVAREZ et al. (1985) ni por GONZÁLEZ et al. (1993). Se han encontrado indicios de actividad de topos en el Montaño, pero no podemos atribuir el hallazgo a ninguna de estas especies en concreto. También se han localizado huellas de Visón o Turón en el arroyo Cardedo, que hemos optado por atribuir al primero ya que es citado en el Barbadún por ZUBEROGOITIA et al. (1997). No obstante, los mismos autores relatan avistamientos de Turón en zonas muy cercanas, como La Arboleda y Abanto y Ciérvana, por lo que su presencia en el área de estudio no es descartable. La existencia de Tejón en la cuadrícula 30T VN99 es referida por ÁLVAREZ et al. (1985). Sin embargo, parece improbable su presencia actual en el área de estudio, ya PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 322 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL que no se ha detectado en el trabajo de campo (siendo una especie relativamente asequible), y además los bosquetes resultan insuficientes y sin conexión con otras zonas más favorables. Destacar también que durante los trabajos de campo no se ha encontrado ningún rastro de Zorro ni de Liebre, especies probablemente presentes en el área de estudio pero con densidades francamente bajas. • Especies catalogadas El Catálogo Vasco de Especies Amenazadas (Decreto 167/1996, Orden de 08/07/1997 y Orden de 20/05/2003) incluye aquellos taxones con poblaciones presentes en una u otra época del año en la Comunidad Autónoma, merecedoras de una protección en razón de las amenazas de desaparición que soportan. Las categorías aplicadas en el listado, en orden decreciente de prioridad, son en peligro de extinción, vulnerable, rara y de interés especial. Además de su rango legal, este Catálogo recoge y adecua a las peculiaridades de la Comunidad Autónoma otras disposiciones y normativas sobre protección de especies de ámbito geográfico más amplio, como el Catálogo Nacional de Especies Amenazadas y los listados de las directivas de Aves y Hábitats y de los convenios de Bonn y Berna. Ninguna de las especies de peces y anfibios reseñadas en el área de estudio se encuadra en el Catálogo Vasco42. Entre los reptiles, sí lo están el Lagarto Verdinegro (de interés especial, endemismo ibérico) y la Culebra de Esculapio (de interés especial), de presencia posible en el área. En el caso de las aves nidificantes, los taxones cuya preservación es prioritaria se recogen en la Tabla 88. Destaca especialmente el caso del Carricerín Común (en peligro de extinción): una de las poquísimas localidades de cría citadas en la década de los años 90 en toda la Península Ibérica son, precisamente, las balsas de la Refinería de PETRONOR (ZUBEROGOITIA, 1996). Sin embargo, lo adelantado de la fecha de observación (julio) sugiere la posibilidad de aves en paso, que utilizan profusamente algunos enclaves marismeños de la costa vasca, como Txingudi y Urdaibai (GRANDÍO, 1999). El único carricero observado durante el trabajo de campo en la Refinería fue el Carricero Común (rara), aunque también está mencionado el Carricero Tordal (rara), ambos nidificantes poco frecuentes. En la misma situación se encuentran el Rascón (rara) y el Zampullín Común (rara). Aunque consignamos la observación del Andarríos Chico (rara), es probable que no nidifique en la localidad, considerando la amplitud de las fechas de paso en esta especie. Varias rapaces diurnas catalogadas utilizan regularmente la zona de campiña como área de campeo, sin constar expresamente su nidificación en el interior del área de estudio: Alcotán (rara), Aguilucho Pálido (de interés especial) y Gavilán Común (rara), esta última con un paso notorio de ejemplares europeos. Presencia exclusivamente estival tienen el Chotacabras Europeo (de interés especial) y el Torcecuello Euroasiático (de interés especial), ocupando el primero los matorrales (argomales, brezales, coscojares) del Montaño y el segundo los setos arbolados de ladera. Por su parte, el Pico Menor (de interés 42 En este punto cabe señalar que en el “Informe sobre la afección a la RN 200 del Proyecto URF” emitido por la Dirección de Biodiversidad y Participación Ambiental del Gobierno Vasco se indicaba que se tuviera en cuenta la presencia del pez Alosa alosa incluida en el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas como “Rara” . No obstante tras mantener una conversación telefónica con este organismo se nos informó que actualmente esta especie no se encuentra en los ríos de la zona, si bien existe una propuesta de Plan de Gestión de esta especie para introducirla e corto plazo en el río Barbadún. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 323 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL especial) está ligado a bosquetes y formaciones de ribera; su presencia en la cuadrícula 30T VN99 viene corroborada por LANIUS et al. (1994). La Curruca Cabecinegra, otra especie mediterránea que se ha expandido recientemente hacia la costa vizcaína (GAINZARAIN & PÉREZ DE ANA, 1995), aparece en setos arbustivos con plantas termófilas en el entorno del Montaño. En el caso de los mamíferos, un quiróptero catalogado de posible presencia en el área de estudio, ya que es citado en cavidades de su entorno cercano, es el Murciélago Grande de Herradura (vulnerable). Éste se refugia en oquedades naturales, pero también en edificaciones humanas. Por otro lado en el citado “Informe sobre la afección a la RN 200 del Proyecto URF” emitido por la Dirección de Biodiversidad y Participación Ambiental del Gobierno Vasco se indicaba que se tuviera en cuenta en el entorno del proyecto la presencia de los murciélagos de cueva, de Geoffroy o de oreja partida y mediterráneo de herradura, incluidos, los dos primeros, en el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas como “Vulnerables” y el tercero “En peligro de extinción”. El Visón Europeo (en peligro de extinción) es un mustélido estrictamente ligado a cursos fluviales, cuya distribución en la Unión Europea se reduce tan solo a la costa atlántica francesa y el extremo occidental pirenaico (País Vasco, Navarra y La Rioja). Con fecha de junio de 2006, la Diputación Foral de Bizkaia ha aprobado el Plan de Gestión de esta especie, con el fin de eliminar las amenazas existentes sobre ella y garantizar su recuperación y conservación. No obstante, la ría de Barbadún no se encuentra entre las áreas de interés especial seleccionadas en las que la conservación y mejora activa de los cauces fluviales se desarrollará de forma especial. 12.3.3.3 Enclaves de interés y valoración La relación de especies incluidas en el Catálogo Vasco de Especies Amenazadas muestra con claridad el interés preferente -en el contexto no sólo del área de estudio sino de toda la Comunidad Autónoma- de las balsas de la Refinería de PETRONOR, que, en función de la información bibliográfica disponible, albergan en época de cría taxones de aves acuáticas y paseriformes relevantes. Este hecho se relaciona principalmente con la escasez de humedales dulceacuícolas en la vertiente atlántica de la Comunidad Autónoma, que hace que especies casi banales en otros ámbitos biogeográficos, como fochas o zampullines, sean aquí escasas. Pese a su carácter artificial y la utilidad de estas balsas para los procesos industriales de la Refinería, el interés ornitológico de las mismas es indudable. La Ría de Barbadún se encuentra clasificada como Lugar de Interés Comunitario en Red Natura 2000. Este enclave es un ejemplo de la situación de los humedales costeros en el País Vasco, reducida al límite su extensión y funcionalidad debido a la ocupación de sus terrenos por urbanizaciones o polígonos. En Bizkaia únicamente Urdaibai y Muskiz merecen una reseña por mantener muestras representativas de vegetación de marisma (ONAINDÍA & NAVARRO, 1987), aunque su interés faunístico es bien diferente. La valoración que desde el punto de vista ornitológico efectúa GALARZA (1996) acerca de los tipos de hábitats de la Comunidad Autónoma Vasca coloca a los humedales y saladares costeros en una primera posición, ponderando la extrema rareza y fragilidad de las aves que los habitan y de las propias marismas en su conjunto. De todas formas, buena parte de la importancia de estos enclaves se revela en las épocas de migración, cuando actúan como áreas de sedimentación y reposo. La marisma de Barbadún y la playa de la Arena también se PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 324 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL incluyen en el listado de Áreas de Interés Naturalístico de las Directrices de Ordenación Territorio. La marisma de Muskiz es la única zona de interés faunístico del área de estudio entre las mencionadas por ÁLVAREZ et al. (1984) para la cuadrícula UTM de 100 km2 30T VN99. En el extremo opuesto se encontrarían los ambientes urbanos, con una diversidad reducida y una valoración baja, y en una posición intermedia la campiña, que combina parcelas de bosquetes, matorrales, plantaciones jóvenes y herbazales. Alguna de esas teselas tiene valor ecológico o botánico reseñable por separado. Tal es el caso de los encinares y coscojares del pico Montaño y de los setos de Cardedo, pero la pequeña extensión dificulta su individualización desde el punto de vista ornitológico. En la campiña, es la agregación de esos microambientes lo que otorga funcionalidad al conjunto. La fauna de mamíferos es una versión bastante empobrecida de la que albergaría una campiña cantábrica típica, especialmente en lo referente a mesomamíferos. A este hecho debe contribuir sustancialmente el aislamiento del área de estudio frente a otras comarcas, propiciado no sólo por el efecto barrera de la autopista sino también por la intensísima urbanización de todo el territorio, que impide la existencia de corredores para el intercambio y la dispersión de 12.4 MEDIO MARINO La zona de estudio considerada para el análisis del medio marino se sitúa en la parte más occidental de la Costa Vasca, entre la playa de La Arena y el interior del dique de Punta Lucero. Se trata de un tramo de costa sometido a un fuerte hidrodinamismo, tanto por su orientación como por su topografía, lo que le confiere una gran capacidad de mezcla y renovación de las aguas. Las condiciones ambientales de este entorno dependen de las corrientes costeras y del régimen de vientos predominante. 12.4.1 Medio Físico Marino El análisis del medio físico marino se ha realizado en base a la bibliografía existente y a los estudios y campañas llevados a cabo en la zona de estudio en el año 2000 y en el año 2007. En este sentido cabe indicar que en el Anexo X se adjunta el documento “Caracterización del medio receptor del vertido de la refinería de PETRONOR en Punta Lucero (Bizkaia)” elaborado en marzo de 2007, en el que se incluye un análisis de la situación actual en torno al punto de vertido en cuanto a las corrientes, parámetros hidrográficos, transparencia del agua y calidad de la misma. Asimismo, también en el Anexo X se incluye el “Estudio de dispersión del vertido para el Proyecto URF en Muskiz”, realizado en abril de 2007, que incluye en una primera parte una descripción del medio físico marino del entorno, en concreto de la batimetría, mareas, corrientes, oleaje y viento. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 325 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Clima marítimo Los datos de vientos proceden del documento Notas para una climatología de Bilbao (INM, 1987). Todos los valores se obtuvieron a base de observaciones diarias realizadas a las 7 h, 13 h y 18 h durante un período de 10 años (1961-1970). Las mayores frecuencias de la dirección corresponden a los vientos del NW con bastante diferencia sobre los demás. También en casi todos los meses figura el NW como dirección dominante. Solamente cambia en enero, noviembre y diciembre, en los que domina el S. Para vientos de velocidad superior a 5,9 km/h, durante el día domina también la dirección NW, pero durante la noche domina el E en todo el año excepto en invierno, cuando la dirección dominante es la del SE. El mayor flujo del aire que penetra en Bilbao–Sondica corresponde al 4º cuadrante. Las velocidades son, en general, bastante altas. La velocidad media mensual más elevada, por rumbo, pertenece al S, con 31 km/h, en el mes de abril, y la menor de 7 km/h en varios meses y direcciones. El recorrido medio diario del viento (período 1947 - 1960) es de 287 km, resultando el mes de febrero el de mayor valor, con 343 km de media por día. El máximo recorrido en un día (registrado en el período de 1950 - 1960) es de 1.120 km, el día 20 de noviembre de 1953. • Dinámica marina La dinámica marina en la zona de estudio, como en el Cantábrico, presenta dos direcciones predominantes de transporte. La primera se caracteriza por ser de tipo periódico con una dirección N-S, mientras que la segunda es de tipo estacionario y posee una dirección W-E. El 31 de enero de 2007 se realizó una serie de medidas para estudiar la intensidad de la corriente en la zona receptora del vertido. Según los resultados obtenidos, es en la superficie, entre 0 y 5 m, donde la intensidad de la corriente es superior. En todo caso, las corrientes en la zona son de baja intensidad, oscilando la media entre 3,34 y 3,95. La dirección del transporte depende del régimen mareal, de forma que las fases de llenante y vaciante están principalmente dirigidas al primer y tercer cuadrante respectivamente, siendo la dirección en estos casos muy homogénea en toda la columna de agua, mientras que en bajamar y pleamar, la dirección del agua es variable. • Mareas A continuación se presentan en la Tabla 89 las componentes armónicas de la marea en el puerto patrón (Bilbao). Según los datos proporcionados por Puertos del Estado, la costa en la zona de estudio se define como mesomareal baja durante los periodos de mareas muertas y mesomareal alta durante las épocas de mareas vivas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 326 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la zona de estudio, las mareas son semidiurnas, y poseen amplitudes que oscilan entre 4,6 m en mareas vivas y 1,2 m en mareas muertas, siendo el volumen de agua marina que penetra durante éstas últimas aproximadamente 2-2,5 millones de m3. ONDA AMPLITUD (m) FASE (º) ZO 2,397 0,00 MU2 0,056 64,57 O1 0,066 324,44 K1 0,049 81,92 N2 0,305 72,49 M2 1,303 95,98 K2 0,136 149,54 S2 0,498 127,14 TABLA 89. COMPONENTES ARMÓNICAS DE LA MAREA EN EL PUERTO DE BILBAO En general, la predominancia de oleaje y viento del Noroeste hacen que las aguas contaminadas de la pluma del río Nervión fluyan hacia el Este, quedando el área de estudio fuera de su influencia. • Calidad del agua marina Para analizar la calidad del agua se comenta a continuación la información obtenida en dos campañas. La primera de ellas se realizó durante los días 30 y 31 de marzo y 1 de abril de 2000, mientras que la segunda, más reciente, se llevó a cabo el día 31 de enero de 2007. Campaña del año 2000 Durante la campaña de toma de datos se realizaron diferentes perfiles verticales de temperatura, conductividad, salinidad, pH y oxígeno disuelto. Se seleccionaron un total de 8 puntos de medición, 3 en la Playa de la Arena y 5 en el Abra. Se muestreó en superficie de modo manual. La situación relativa del conjunto de los puntos de muestreo puede verse en la Figura 36. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 327 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 36. ESTACIONES DE MUESTREO DE LA CALIDAD DEL AGUA Adicionalmente a la toma de ciertos parámetros in situ se recogieron muestras de agua superficial (a 20 cm de la superficie) para su análisis en laboratorio. Los resultados analíticos de cada estación de muestreo a mar abierto se recogen en la tabla siguiente. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 328 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MUESTRA Nº 4 5 DETERMINACIONES MARZO-ABRIL 2000 Día 1 2 3 31/03/00 31/03/00 01/04/00 31/03/00 01/04/00 6 7 8 01/04/00 01/04/00 01/04/00 12:12 13:38 16:56 13:54 13:30 14:35 15:45 17:30 llenante llenante llenante llenante llenante llenante pleamar vaciante 24,6 23 31,9 31,5 14,5 19,4 29,1 22,5 12,03 12,00 12,24 11,95 12,49 12,54 12,54 12,40 pH 8,31 8,33 8,34 8,35 8,36 8,37 8,37 8,39 Oxíg. disuelto (mg/l) 8,97 9,21 9,15 9,14 9,31 9,38 9,74 8,92 Conductividad (mmhos/cm) 52,3 52,3 52,3 52,3 51,0 51,6 51,7 52,4 Salinidad (‰) 33,4 33,5 33,5 33,4 32,6 32,6 33,3 33,5 Transparencia (m) 11 10 12 9 13 12 12 12,5 Nitratos (mg NO3/l) <0,05 <0,05 0,05 0,07 0,05 0,53 <0,05 0,86 Nitritos (mg/l) <0,01 0,01 <0,01 <0,01 <0,01 <0,01 <0,01 0,05 Hora (H. Of.) Estado del mar Profundidad (m) Temperatura (°C) Ortofosfatos (mg PO4/l) Clorofila (mg/l) Sól. suspensión (mg/l) Aceites y grasas (mg/l) Colif. fecales (ufc/100 ml) <0,1 <0,1 <0,01 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 4,8 1,2 0,8 5,2 <0,5 3,2 4,0 1,6 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 <0,010 Ausencia Ausencia Ausencia 4 Ausencia Ausencia 8 Ausencia TABLA 90. RESULTADOS ANALÍTICOS DEL MUESTREO A MAR ABIERTO La principal conclusión de los resultados de los análisis de calidad de agua superficial realizados en la zona es que los niveles de nitratos, nitritos y ortofosfatos son muy bajos, lo que a priori puede corroborar que la zona se sitúa fuera de la influencia principal de la “pluma” de la ría del Nervión. Campaña del año 2007 En el Estudio de contaminantes primarios Estudio de dispersión fotoquimico Anexo X se adjunta un informe de una campaña hidrográfica para vertido en Punta Lucero, que se ha elaborado con objeto de caracterizar el medio receptor del vertido de la refinería. Para seleccionar los parámetros de muestreo se ha tenido en cuenta la siguiente documentación: − Autorización de vertido de PETRONOR. − Inventario E-PRTR. − BREF del refino (Mineral Oil and Gas Refineries). − Informe de resultados de la red de seguimiento del estado ecológico de las aguas de transición y costeras de la CAPV. 2006. Realizado por AZTI Tecnalia para el Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio del Gobierno Vasco. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 329 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Directiva Marco del Agua (Directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2000, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas). − Decisión Nº 2455/2001/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 20 de noviembre de 2001 por la que se aprueba la lista de sustancias prioritarias en el ámbito de la política de aguas, y por la que se modifica la Directiva 2000/60/CE. − Real Decreto 258/1989, de 10 de marzo, por el que se establece la normativa general sobre vertidos de sustancias peligrosas desde tierra al mar. En este caso los muestreos se realizaron en 2007 y para ello se establecieron nueve estaciones, cuya posición se puede apreciar en la Figura 37. FIGURA 37. ESTACIONES DE MUESTREO DE LA CALIDAD DEL AGUA Las variables analizadas fueron: − En las estaciones PL1 a PL8, perfiles en continuo, a lo largo de toda la columna de agua (desde la superficie hasta la máxima profundidad batimétrica en el momento de la medida), de las siguientes variables: Temperatura, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 330 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Salinidad, Conductividad, Oxígeno disuelto, Turbidez, pH, Potencial Redox y Transparencia. − En las estaciones PL 1 a PL4, se tomaron 3 muestras en cada punto, una superficial, una a media profundidad y otra a un metro del fondo; y en la estación PL 9 (estación blanco) únicamente se tomó la muestra superficial. Los parámetros analizados fueron: Materia en suspensión, DQO, DBO5, Amonio Koroleff, Nitratos, Nitrógeno Kjeldahl, Fósforo total, Fosfatos, Arsénico, Cadmio, Cobre, Cromo total, Cromo VI, Cobalto, Mercurio, Níquel, Plomo, Selenio, Cinc, Vanadio, Hierro, Suma de metales, Hidrocarburos totales, HC no polares, HC flotantes, PAH'S, Benceno, Etilbenceno, Tolueno, Xilenos, Fluoranteno, Benzoperileno, MTBE, AOX, TOC, Grasas y aceites, Aceites y grasas flotantes, Cianuros, Sulfuros, Fluoruros, Índice de fenoles y Cloruros. Del informe realizado se concluye que todos los parámetros analizados se encuentran dentro de rangos normales y esperables para la zona y la época en que fueron realizados los muestreos, y que en las estaciones PL 1 a PL 4 los resultados son similares a los de la estación blanco PL 9. Cabe destacar la presencia de niveles significativos de amonio y nitratos en la estación ubicada a poniente de Punta Lucero (PL1) que pueden ser debidos a algún vertido puntual de origen terrestre. Por otra parte, en la Tabla 91 se recogen los valores máximos encontrados en las analíticas realizadas con objeto de poder compararlos con objetivos de calidad de las aguas. En este sentido, cabe indicar que actualmente, a nivel europeo, estatal y autonómico únicamente hay fijados objetivos de calidad en las aguas receptoras para algunos parámetros, por lo que para comparar los resultados obtenidos en la campaña de muestreo con estándares de calidad se ha acudido a los informes de resultados de la “Red de seguimiento del estado ecológico de las aguas de transición y costeras de la CAPV”. En dichos informes se recuerda que aún no están legalmente definidos los estándares de calidad ambiental (EQSs, Environmental Quality Standards) para las sustancias prioritarias incluidas en la Directiva Marco del Agua (Directiva 2000/60/CE). Sin embargo, existe una “Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa a las normas de calidad ambiental en el ámbito de la política de aguas y por la que se modifica la Directiva 2000/60/CE” en la que se indican los valores de EQS para la mayoría de las sustancias prioritarias indicadas en la Decisión Nº 2455/2001/CE y también un listado anexo de otros nueve contaminantes basado en la Directiva 86/280/CEE43. Sin embargo, esta propuesta de Directiva únicamente fija estándares de calidad ambiental para algunos de los contaminantes analizados en el presente EsIA, por lo que se ha considerado asimismo la Orden de 14 de febrero de 1997, por la que se clasifican las aguas litorales andaluzas y se establecen los objetivos de calidad de las aguas afectadas 43 Directiva 86/280/CEE del Consejo de 12 de junio de 1986 relativa a los valores límite y los objetivos de calidad para los residuos de determinadas sustancias peligrosas comprendidas en la lista I del Anexo de la Directiva 76/464/CEE. Modificada por la Directiva 90/415/CEE del Consejo de 27 de julio de 1990. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 331 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL directamente por los vertidos, en desarrollo del Decreto 14/1996, de 16 de enero, por el que se aprueba el Reglamento de calidad de las aguas litorales. Esta Orden establece en su Anexo II objetivos de calidad para Aguas especiales, Aguas limitadas, Aguas normales y Aguas menos limitadas (en este sentido, el Decreto 168/2004, de 7 de septiembre, por el que se declaran las zonas sensibles en las cuencas intracomunitarias y en las aguas marítimas de la Comunidad Autónoma del País Vasco, tiene por objeto la declaración de “zonas sensibles”; según este Decreto la zona de estudio no forma parte de ninguna zona sensible). Aún así, hay parámetros para los que no se conoce ningún objetivo de calidad a nivel español o europeo. En algunos de los contaminantes el estándar de calidad ambiental es inferior al nivel de cuantificación de las metodologías utilizadas en la campaña de medidas. Esto implica que para estos contaminantes la evaluación del cumplimiento de los estándares de calidad ambiental sólo se puede realizar parcialmente. El resto de los contaminantes se encuentran por debajo del estándar de calidad. Así, no hay ningún contaminante del que se pueda decir que se supera el objetivo de calidad. DETERMINACIÓN UNIDADES + Amonio Koroleff AOX mg/l NH4 mg/l Cl Cianuros mg/l CN - MÁXIMO VALOR ENCONTRADO OBJETIVOS DE CALIDAD LEGISLACIÓN 0,59 <0,15 1 - Andalucía <0,05 Andalucía Cloruros mg/l Cl DBO5 total mg/l O2 <5 DQO total mg/l O2 <30 0,005 - <0,20 0,030 Andalucía 0,63 1,7 Andalucía - 23.437 Fluoruros mg/l C6H5OH mg/l F Fosfatos mg/l PO4 <0,05 mg/l P <0,20 Fenoles totales Fósforo total -3 Grasas y aceites flotantes mg/l <1 Grasas y aceites totales mg/l <1 Hidrocarburos flotantes mg/l <0,5 Hidrocarburos totales mg/l <0,5 Hidrocarburos alifáticos C10-C30 mg/l 0,117 TOC mg/l C <10 MES mg/l 38 Nitratos - mg/l NO3 0,9 Nitrógeno Kjeldahl mg/l N <5 pH u. pH 8,2 -2 Sulfuros mg/l S Cromo VI mg/l Cr VI <0,07 Vanadio total mg/l V <0,010 Zinc total mg/l Zn <0,10 Arsénico disuelto mg/l As <0,05 0,6 3 Sin película en la superficie del agua y ausencia de olor 3 1 6-9 0,004 0,06 0,025 <0,01 Cadmio disuelto mg/l Cd <0,001 Cobre total Cromo disuelto mg/l Cu mg/l Cr <0,010 <0,005 0,0002-Depende de la dureza 0,002 0,010 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Propuesta de Directiva Andalucía Andalucía 332 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Mercurio disuelto Níquel disuelto Plomo disuelto Zinc disuelto Cobalto Selenio MTBE Suma de metales DISOLVENTES NO HALOGENADOS Dietileter Acetona Acetato de metilo Acetato de vinilo Metiletilcetona Acetato de etilo Tetrahidrofurano Ciclohexano Benceno Acetato de isopropilo 2-pentanona 3-pentanona Acetato de propilo Piridina Tolueno Acetato de isobutilo Acetato de butilo Etilbenceno Xileno Diisobutilcetona Nitrobenceno HIDROCARBUROS POLICÍCLICOS AROMÁTICOS Naftaleno Acenaftileno Acenafteno Fluoreno Fenantreno Antraceno Fluoranteno Pireno Benzo (a) antraceno Criseno Benzo (b) fluoranteno Benzo (k) fluoranteno Benzo (a) pireno Indeno (1,2,3,cd) pireno Dibenzo (a,h) antraceno Benzo (g,h,l) perileno mg/l Hg mg/l Ni mg/l Pb mg/l Zn mg/l Co mg/l Se mg/l mg/l UNIDADES mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l mg/l UNIDADES µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l µg/l <0,005 <0,005 <0,005 <0,10 <0,05 <0,5 <0,05 <0,10 MAX DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS <0,1 <0,5 <0,5 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,01 <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 <0,5 <0,05 <0,1 <0,05 <0,1 <0,01 <0,1 <0,5 MAX DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 <0,20 0,0003 0,025 0,010 0,060 0,001 0,0017-0,049 Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Andalucía Propuesta de Directiva OBJETIVOS DE CALIDAD LEGISLACIÓN 1,2-80 Propuesta de Directiva 0,01-0,4 0,09-0,9 Propuesta de Directiva Propuesta de Directiva 0,003 0,003 0,005 0,016 Propuesta de Directiva Propuesta de Directiva Propuesta de Directiva Propuesta de Directiva 0,016 Propuesta de Directiva Cuando se dan dos valores procedentes de los estándares de calidad ambiental fijados en la Propuesta de Directiva, estos corresponden a: TABLA 91. COMPARACIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DE CONTAMINANTES ANALIZADOS CON OBJETIVOS DE CALIDAD PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 333 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Primer valor: AA-EQS: estándar de calidad ambiental de la media anual. − Segundo valor: MAC-EQS: estándar de calidad ambiental de medida individual. 12.4.2 Medio Biológico Marino La caracterización del medio biológico marino se realiza a partir de un estudio llevado a cabo por PETRONOR en la primavera de 2000 en el borde litoral y el abra portuaria, y los resultados de la campaña de 2005 del estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero que realiza anualmente la Universidad del País Vasco para PETRONOR. A continuación se exponen las principales conclusiones de cada uno de estos estudios. • Estudio del abra portuaria y el borde litoral. Primavera de 2000 De acuerdo con un estudio realizado por PETRONOR en la primavera de 2000, los aspectos más destacables del medio biológico marino en el entorno de la playa de La Arena y el dique de Punto Lucero son los que a continuación se resumen. Respecto a la vegetación marina, no presenta grandes valores ecológicos, estando constituida en el interior del abra portuaria, y coincidiendo con zonas de sustrato duro, con líquenes marinos (Verrucaria) en la franja litoral, comunidades de Blindingia minima en el intermareal, comunidades de Fucus spiralis en Las Arenas, comunidades de Gelidium pusillum en zonas contaminadas del área portuaria, comunidades de Ceramium indicadoras de presencia de materia orgánica, Zanardinia hasta los 8 m y Rhodymenia hasta los 10 m en Zierbena. A partir de los 10 m, Lophogorgia, Eunicella, etc. En la bocana del puerto y coincidiendo con sustratos blandos se señala la presencia de Ampharete y Pectinaria. Respecto al bentos marino de la zona del abra portuaria y el borde litoral, cabe referir la presencia sobre sustratos duros de gasterópodos (Littorina) en la franja litoral comunidades de Chthamalus stellatus en Zierbena, comunidades de Corallina officinalis al oeste de Zierbena, comunidades de Mytilus edulis en Zierbena, Ostrea edulis a 4 m de profundidad en Zierbena, Mesophyllum zanardinia entre 4 y 10 m de profundidad. En el Abra exterior se encuentran Hinia incrassanta y Ophiura, entre 5 y 15 m. Sobre sustrato blando de arenas y conchas cabe mencionar la existencia de Venus fasciata entre 20-40 m de profundidad. En la zona exterior del abra portuaria se constata una dominancia de crustáceos (59,03 %), moluscos (28,47 %) y poliquetos (12,50 %), mientras que en la zona de Zierbena existe una dominancia de moluscos (58,82 %), poliquetos (35,29 %) y crustáceos (5,88 %). La zona exterior del abra no presenta especies bentónicas reseñables y coincide con un entorno rocoso. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 334 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En general, la zona en el interior del abra portuaria (esquina de Punta Lucero) presenta una calidad de las aguas y un interés biótico inferior al exterior del dique, al coincidir con el interior del abra portuaria. • Estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero. Campaña 2005 Por otra parte, y como acción enmarcada dentro del Plan de Vigilancia Medioambiental que PETRONOR viene realizando desde 1998 en la zona exterior de la terminal marítima de Punta Lucero para detectar y cuantificar el impacto potencial que pudiera ocasionar en el entorno el vertido de las aguas residuales tratadas provenientes de su proceso operativo y otras de tipo doméstico, se ha realizado un estudio del estado ecológico del entorno de la descarga anualmente en el año 2005. En este informe se señala, en cuanto a la valoración global del cambio de las comunidades que: • Vegetación intermareal: a lo largo de las diferentes campañas se han registrado fluctuaciones significativas en la abundancia de las especies, tanto perennes como estacionales, y en los valores de los parámetros estructurales de la vegetación. No obstante, no se ha detectado una pérdida ni de cobertura algal, ni de riqueza específica, y en lo referente a los cambios en la abundancia relativa de las diferentes especies de macrófitos, éstos no han demostrado una tendencia espacio-temporal definida que evidencie la degradación de la vegetación. Asimismo, no se ha registrado retroceso de especies perennes, ni la proliferación de especies estacionales que no fueran componentes de la comunidad en la situación previa al vertido. Los cambios registrados pueden ser enmarcados, por lo tanto, dentro de la variabilidad natural de las comunidades. Si bien durante la campaña 2004-2005 se ha detectado una disminución de la riqueza de ciertas especies algales en algunas de las estaciones de muestreo, si se comparan estos valores con los registrados en la primera de las campañas realizadas (año 1998), no se detecta una pérdida de especies ni a nivel de estación ni en la media de especies inventariadas por superficie de muestreo. En la zona intermareal media, la tendencia de la mayoría de las estaciones ha sido un retroceso de la flora, que contrasta con los resultados de las últimas campañas y que parece responder a ciclos naturales. • Vegetación submareal: ha experimentado cambios significativos a lo largo de las diferentes campañas de muestreo. Con respecto al inicio del estudio, la cobertura del estrato incrustante de la vegetación, se ha incrementado en el punto de vertido y en el Control 2, mientras que ha disminuido en el Control 1. Asimismo, las especies basales han mostrado una elevada variabilidad temporal, con una tendencia ascendente en la mayoría de las estaciones. En líneas generales, los cambios detectados han presentado una tendencia similar en todo el área de estudio, con lo que se descarta la existencia de un impacto ambiental significativo en el entorno del vertido. Cabe destacar la convergencia detectada entre la fisionomía de la vegetación del punto de vertido y el Control 1. • Fauna intermareal: en la zona intermareal inferior, la cobertura animal media y la diversidad de especies han sufrido un retroceso generalizado en el periodo 2004-2005 en todas las estaciones de muestreo, excepto en la nº 6, donde la tendencia ha sido la opuesta. Estos cambios sugieren la existencia de algún tipo de estrés no identificado en PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 335 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL el entorno del vertido, que ha tenido un efecto negativo sobre la fauna. Asimismo, con respecto a la situación previa al inicio del vertido (año 1998), la cobertura animal y la diversidad de especies han disminuido en 4 de las estaciones del entorno del vertido. En la zona intermareal media, la cobertura animal media y la diverdisdad de especies han disminuido de manera generalizada en el último periodo, con la excepción de las estaciones 2 y 6. En cuanto a la abundancia relativa de las especies que componen la comunidad, se han detectado cambios moderados y de distinta naturaleza en el periodo 2004-2005. • Fauna submareal: en el periodo 2004-2005 se ha detectado un incremento en los valores de los parámetros estructurales del zoobentos de la zona submareal. Los valores obtenidos en la campaña de 2004 han sido los máximos registrados desde que comenzara el estudio en el caso del número medio de especies por inventario en los puntos de vertido y Control nº 2, del número total de especies en el punto de Control nº 2 y de la cobertura en los puntos Control 1 y 2. Las comunidades que más han variado desde la campaña inicial han sido las de los puntos Control 1 y 2. El punto de Vertido ha presentado cambios menos evidentes. Los análisis multivariables han reflejado que con estos cambios, las comunidades de los puntos Control se parecen cada vez más a las del punto de Vertido, lo que refleja una escasa repercusión del vertido en las comunidades faunísticas submareales en las campañas más recientes. Este estudio (Estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero. Campaña 2005) se ha incluido en el Anexo X de este Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 336 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.5 MEDIO SOCIOECONÓMICO De forma general, para el estudio del medio socioeconómico se han considerado los municipios que quedan incluidos parcialmente en el área de estudio, por lo que, para muchos aspectos, el área considerada es de mayor superficie que la tenida en cuenta para los factores y elementos del medio anteriormente analizados. Dichos municipios son Abanto y Ciérvana, Muskiz y Zierbena. 12.5.1 División administrativa La zona de estudio se encuentra en el litoral cantábrico y comprende tres municipios de la comarca de Las Encartaciones. En la Tabla 92 se presentan los datos relativos a superficie y densidad de población correspondientes a 2004. SUPERFICIE (km2) DENSIDAD DE POBLACIÓN (hab/km2) C.A.P.V. 7.234 288 Bizkaia 2.214 512 Abanto y Ciérvana 18 518 Muskiz 21 317 Zierbena 9 137 Fuente: INE TABLA 92. SUPERFICIE Y DENSIDAD DE POBLACIÓN (2004) Cabe destacar la elevada densidad de población del Territorio Histórico de Bizkaia, superada en el caso del municipio de Abanto y Ciérvana. En el término municipal de Muskiz la capitalidad la ostenta San Juan de Somorrostro, que concentra, aproximadamente, el 77% de la población total. Otras entidades son: Kobaron (a 4,5 km), Pobeña (a 4,1 km), La Rigada (a 2,5 km), San Julián de Muskiz (a 1 km) y Santelices (a 1 km). Abanto y Ciérvana se formó a partir de dos núcleos de población, San Pedro o Abanto de Suso y Santa Juliana o Abanto de Yuso. En este municipio se encuentran los barrios de Las Carreras, Gallarta y San Fuentes. En 1995 se desanexionó el municipio de Zierbena. En Zierbena se hallan los barrios de La Cuesta-Aldapa y El Puerto. 12.5.2 Población 12.5.2.1 Estructura poblacional En la Tabla 93 se presentan los datos relativos a la población según grupos de edad en 2004, en los municipios de Abanto y Ciérvana, Muskiz y Zierbena, así como a nivel provincial y autonómico. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 337 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la Tabla 94 se recogen las variaciones que se han producido en la población de derecho en los municipios de Abanto y Ciérvana, Muskiz y Zierbena, así como en la C.A.P.V. y Bizkaia, en el periodo comprendido entre los años 1996 y 2005. Total Total 0-19 % 20-64 % > 65 % C.A.P.V. 2.115.279 16,6 65,1 18,3 Bizkaia 1.132.861 16,1 65 18,9 Abanto y Ciérvana 9.315 17,7 65,8 16,5 Muskiz 6.597 16,3 65,6 18,1 Zierbena 1.265 14,9 65,5 19,6 Fuente: INE TABLA 93. POBLACIÓN POR ÁMBITOS TERRITORIALES SEGÚN EDAD CUMPLIDA (2004) 1993 1994 1995 1996 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 C.A.P.V. 2.127.9722.130.447 2.130.7832.098.0552.098.6282.100.4412.098.5962.101.4782.108.2812.112.204 2.115.2792.124.846 Bizkaia 1.163.6711.164.772 1.163.7261.140.0261.137.5941.137.4181.132.7291.132.6161.133.4441.133.428 1.132.8611.135.243 Abanto y Ciérvana 9.623 9.731 9.779 8.417 8.812 8.920 8.989 9.033 9.111 9.190 9.315 9.443 Muskiz 6.472 6.477 6.500 6.367 6.123 6.196 6.208 6.275 6.283 6.573 6.597 6.669 1.148 1.170 1.180 1.206 1.177 1.207 1.244 1.265 1.283 Zierbena * (*) Municipio desanexionado en 1995 del que no se dispone de información anterior a este año. Los datos de este municipio están incluidos en el municipio al que pertenecían antes de la desanexión, es decir en el municipio de Abanto y Ciérvana. Fuente: INE TABLA 94. EVOLUCIÓN DE LA POBLACIÓN (1996-2005) Debido a la carencia de datos del municipio de Zierbena de forma previa a su desanexión de Abanto y Ciérvana, muchos de los comentarios de población harán referencia al conjunto de los dos municipios. Según los últimos datos disponibles, los términos municipales estudiados concentran aproximadamente el 1,5% de la población de la provincia de Bizkaia. Históricamente, durante los primeros cincuenta años del s. XX, en el País Vasco se experimentan incrementos notables de población, todavía más acusados en la segunda mitad del siglo. Esta última etapa tiene dos fases diferenciadas: hasta los años 80 se da un crecimiento espectacular, cuadriplicando las cifras de principios de siglo, seguido de un período de tasas de crecimiento negativo, que en los últimos años ha empezado a remontar. De acuerdo con el estudio realizado por EUSTAT (Actualización de la población municipal, 2003), la evolución de las grandes cifras de población en el País Vasco muestra una ralentización en la tendencia de descenso de la población iniciada a principios de los 80. Entre 1981 y 2003, la Comunidad Autónoma registra una pérdida de 36.897 personas, es decir, del 1,7% de su población. En dicho período, la población de Bizkaia desciende, con una pérdida de 56.341 personas, que representa un 4,7% de su población total. No obstante, cabe señalar que a partir de 2000 la tendencia de la población es ascendente, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 338 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL aunque sólo alcanza un 0,3% en la C.A.P.V. La totalidad del crecimiento demográfico en la comunidad se debe al saldo migratorio. En cuanto a la comarca de las Encartaciones, entre los años 1996 y 2003 el crecimiento de población es del 0,5%. En los municipios que nos ocupan, la riqueza minera de esta zona, hoy en declive, hizo que contasen siempre con un volumen importante de población, mantenido a lo largo de los años. La expansión del tejido urbano-industrial de Bilbao hacia el oeste, integrándose plenamente estos municipios en el mismo, provocó una tendencia al aumento de la población. Respecto a la estructura de la población de la Comunidad Autónoma, la evolución de la distribución por grandes grupos de edad muestra un acusado y continuo descenso de efectivos en las edades más jóvenes, a la vez que un aumento en las edades más maduras. Entre 1981 y 2003 la población de la Comunidad entre 0 y 19 años bajó del 34% al 17%. A su vez, en estos años la población de 65 y más años dobló su representación, pasando del 9 al 18%. Este hecho es especialmente notorio en los municipios de Muskiz y Zierbena, donde la población mayor de 65 años supera en número a los menores de 19. Esto conlleva a que el reemplazo de la población sea menor que en su propia Comunidad Autónoma, y de igual forma, el índice de envejecimiento sea mayor. 12.5.2.2 Dinámica poblacional En la Tabla 95 se presentan los datos de las migraciones (inmigración y emigración) para el año 2004. Inmigración Emigración Saldo Migrat. Externo Migr. Internas Destino Migr. Internas Origen Saldo Migrat. Interno Migraciones Intramunicipales C.A.P.V. 30.328 21.304 9.024 41.231 41.231 0 87.494 Bizkaia 17.349 12.181 5.168 25.547 25.435 112 47.002 420 287 133 793 712 81 858 72* 86* 1 366* 215* 48 330 80 52 28 210 186 24 285 15 9 6 71 63 8 37 Encartaciones Abanto Ciérvana Muskiz y Zierbena *. Datos correspondientes al año 2003. Fuente: EUSTAT TABLA 95. MIGRACIONES POR ÁMBITO TERRITORIAL SEGÚN LA CLASE (2004) De acuerdo con los datos del documento Estadística de Movimientos Migratorios 2003 elaborado por EUSTAT, la tasa neta de migración cambia de signo en la Comunidad a comienzos de la década de los 80. En los últimos 30 años, esta Comunidad Autónoma ha pasado de ser una comunidad receptora de inmigrantes a consolidarse como donante de emigrantes. El descenso resulta especialmente acusado en Bizkaia. No obstante, en el año 2000 el saldo migratorio externo (diferencias entre entradas y salidas) a nivel comarcal, provincial y autonómico fue positivo. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 339 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por territorios, es Bizkaia la provincia que presenta el saldo migratorio más elevado, aumentando el mismo en 2003 con respecto al año anterior un 17,4%, ganando un total de 4.020 personas. En los municipios analizados destaca el saldo migratorio de Abanto y Ciérvana. 12.5.2.3 Datos familiares En la Tabla 96 y Tabla 97 se recogen los datos de tipo, tamaño medio y composición por franjas de edad de las familias, en los municipios objeto de estudio y en los ámbitos comarcal, provincial y autonómico. No se aprecian diferencias en tamaño ni en tipo de familias entre los distintos ámbitos considerados. Por lo que respecta a la composición de las familias, destaca el hecho de que la población mayor de 64 años supera a los menores de 19 años en el conjunto de la comarca de las Encartaciones, si bien en el municipio de Abanto y Ciérvana sucede al contrario, siendo más abundante la población joven en la composición de las familias. Se observa que el tipo de familia más abundante en los ámbitos analizados es la nuclear con hijos, seguida de la unipersonal y la nuclear sin hijos. Familias Tamaño* Edad* Relación con la actividad* 0-19 20-64. >64 Ocupados Parados Dependiente C.A.P.V. 748.967 2,8 0,47 1,80 0,48 1,15 0,15 1,28 Bizkaia 400.403 2,8 0,47 1,81 0,51 1,10 0,17 1,35 10.460 2,8 0,45 1,77 0,59 1,05 0,15 1,34 3.297 2,7 0,49 1,79 0,45 1,08 0,19 1,37 2.261 2,9 0,50 1,87 0,52 1,08 0,15 1,48 427 2,9 0,43 1,87 0,54 1,11 0,16 1,36 Encartaciones Abanto Ciérvana Muskiz Zierbena y *. Media de personas por familias Fuente: EUSTAT TABLA 96. COMPOSICIÓN FAMILIAR POR ÁMBITOS TERRITORIALES, SEGÚN LAS CARACTERÍSTICAS BÁSICAS DE LOS COMPONENTES DE LA FAMILIA (MEDIA DE PERSONAS POR FAMILIAS) EN EL AÑO 2001 PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 340 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Número de familias C.A.P.V. 748.967 Bizkaia 400.403 Encartaciones 10.460 Abanto y Ciérvana 3.297 Muskiz 2.261 Zierbena 427 Unipersonal Compuesta Nuclear sin hijos 151.855 25.371 127.615 (20,3%) (3,4%) (17,0%) 76.923 12.448 68.408 (19,2%) (3,1%) (17,1%) 2.173 430 1.588 (20,8%) (4,1%) (15,2%) 638 89 598 (19,4%) (2,7%) (18,1%) 378 72 406 (16,7%) (3,2%) (18,0%) 86 21 60 (20,1%) (4,9%) (14,1%) Nuclear Monoparental Ampliada Polinuclear Tamaño con hijos medio 302.533 75.428 53.198 12.967 2,8 (40,4%) (10,1%) (7,1%) (1,7%) 165.595 40.933 28.769 7.327 2,8 (41,4%) (10,2%) (7,2%) (1,8%) 3.795 1.078 1.015 381 2,8 (36,3%) (10,3%) (9,7%) (3,6%) 1.393 295 227 57 2,7 (42,3%) (8,9%) (6,9%) (1,7%) 934 202 203 66 2,9 (41,3%) (8,9%) (9,0%) (2,9%) 141 48 55 16 2,9 (33,0%) (11,2%) (12,9%) (3,7%) Fuente: EUSTAT TABLA 97. FAMILIAS POR ÁMBITO TERRITORIAL SEGÚN EL TIPO Y SU TAMAÑO MEDIO (2001) 12.5.2.4 Desarrollo social La Tabla 98 recoge los datos de centros extrahospitalarios públicos en los municipios considerados y en los ámbitos comarcal, provincial y autonómico. En la misma se observa que el nivel de dotaciones de este tipo es proporcional al número de habitantes, presentando los municipios estudiados unos niveles de dotación condicionados por el tamaño y por la proximidad a núcleos de población de mayor entidad. C.A.P.V. Bizkaia Encartaciones Abanto y Ciérvana Muskiz Zierbena TotalAmbulatorios Consultorios Centros Servicios de Centros Centros de Otros Centro de Salud Urgencias Periféricos Salud Asistencial Mental Mutual 443 28 51 108 37 119 50 46 4 (6,3%) (11,5%) (24,4%) (8,4%) (26,9%) (11,3%) (10,4%) (0,9%) 232 17 33 63 19 54 26 18 2 (7,3%) (14,2%) (27,2%) (8,2%) (23,3%) (11,2%) (7,8%) (0,9%) 16 1 3 2 9 1 (6,3%) (18,8%) (12,5%) (56,3%) (6,3%) 2 1 1 (50,0%) (50,0%) 1 1 (100,0%) 1 1 (100,0%) Fuente: EUSTAT TABLA 98. CENTROS EXTRAHOSPITALARIOS PÚBLICOS POR ÁMBITOS TERRITORIALES (2004) Frente al conjunto de comunidades, la C.A.P.V., según datos de 2004, se sitúa por encima de la media nacional en cuanto a número de médicos por cada mil habitantes. Conforme a los datos de EUSTAT el número medio de médicos por cada mil habitantes en el conjunto del territorio nacional es de 3,3, mientras que en la C.A.P.V es de 4,3. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 341 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En la Tabla 99 se recogen otros indicadores de bienestar, como son el número de líneas telefónicas por cada mil habitantes y un índice de confort basado en las instalaciones disponibles en las viviendas principales. El índice de confort en los tres municipios es superior al del conjunto de la comarca de las Encartaciones, destacando especialmente Muskiz, que supera incluso el índice de la provincia y la autonomía. El resto de indicadores siguen una tendencia similar, siendo Zierbena el municipio de los estudiados con menores valores en los parámetros analizados. Calefacción Agua corriente Agua caliente central Teléfono Gas por tubería Índice de Confort C.A.P.V. 99,9 28,5 14,3 51,3 Bizkaia 100 26,4 14,6 46 31,5 99,2 67,2 70,6 35,7 99,2 62,4 69,1 Encartaciones 99,4 37,7 3,3 50,5 39,4 95,3 37,6 65,8 Abanto y Ciérvana 99,8 37,4 3,4 52,1 37,9 98,9 64,9 69,2 Muskiz 100 Zierbena 100 75,7 4,4 55,8 32,7 98,8 80,8 74,3 96,0 0,9 53,5 41,1 94,1 - 66,2 Central Individual Puntual Fuente: EUSTAT TABLA 99. VIVIENDAS PRINCIPALES POR ÁMBITO TERRITORIAL, INSTALACIONES Y SERVICIOS. ÍNDICE DE CONFORT (2001) 12.5.3 Nivel de instrucción En la Tabla 100 se muestran los datos del nivel de instrucción (analfabetos, sin estudios, preescolar y estudios primarios, formación profesional, estudios secundarios, medios y superiores) en el año 2001. Sin Preescolar Profesionales Secundarios estudios y primarios Mediosuperiores Superior es 354.529 (18,43%) 142.858 (7,43%) 253.021 (13,16%) 139.121 (13,37%) 188.851 (18,15%) 76.994 (7,40%) 144.389 (13,88%) 13.855 (49,92%) 4.605 (16,59%) 4.775 (17,21%) 1.562 (5,63%) 2.094 (7,55%) 306 (3,69%) 3.899 (47,04%) 1.498 (18,07%) 1.365 (16,47%) 439 (5,30%) 645 (7,78%) 34 (0,56%) 143 (2,35%) 2.764 (45,43%) 1.147 (18,84%) 1.094 (17,98%) 377 (6,20%) 525 (8,64%) 6 (0,53%) 11 (0,97%) 535 211 (18,54%) (47,01%) 188 (16,52%) 73 (6,41%) 114 (10,02%) Total Analfabetos C.A.P.V. 1.922.982 13.027 (0,68 %) 80.802 (4,20%) 810.790 (42,16%) 267.955 (13,94%) Bizkaia 1.040.537 7.240 (0,69%) 45.708 (4,39%) 438.234 (42,12%) Encartaciones 27.751 110 (0,40%) 750 (2,70%) Abanto y Ciérvana 8.289 137 (1,65%) Muskiz 6.084 Zierbena 1.138 Fuente: EUSTAT TABLA 100. POBLACIÓN DE 10 Y MÁS AÑOS SEGÚN NIVEL DE INSTRUCCIÓN (2001) En los tres municipios se aprecia que el mayor porcentaje de habitantes se encuadra en el grupo de estudios primarios, seguido de los que tienen estudios de formación profesional y estudios secundarios. No se observa diferencia en este aspecto entre los tres municipios, pero sí respecto a los ámbitos comarcal, provincial y autonómico, ya que en estos casos las personas con estudios secundarios superan a aquellos con formación profesional. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 342 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.5.4 Mercado de trabajo Según información recogida en la publicación del EUSTAT, que recoge los principales resultados de la Encuesta de Población en Relación con la Actividad, 2004, en el año 2004 se continuó la línea de los años anteriores en el aumento del número de ocupados y disminución del número de parados. Durante 2004 el empleo se incrementó en un 1% en la Comunidad y un 2% en Bizkaia. Por sectores económicos, el volumen de ocupados sólo aumentó en el sector servicios. La tasa de paro se redujo del 8,6% al 7,8%. El número de parados descendió en los tres territorios históricos. En concreto, en Bizkaia descendió 0,8 puntos porcentuales, situándose en el 8,5%. En cuanto a sexos, en 2004 descendió el número de mujeres paradas en 7.400 personas, mientras que el de los varones apenas varió. En términos relativos, el número de paradas descendió un 15,7% y el de los varones el 1,3%. La tasa de paro masculina se mantuvo en 6,5% y la femenina descendió al 9,5%, 2 puntos porcentuales menos en comparación con 2003. En la Tabla 101 se recoge la población según su relación con la actividad en el año 2001 para los ámbitos municipal, comarcal, provincial y autonómico. Parados Total Activos Ocupados Total Primer Empleo Han Trabajado Inactivos C.A.P.V. 2.082.587 975.773 (46,8%) 862.407 (41,4%) 113.366 (5,4%) 25.455 (1,2%) 87.911 (4,2%) 1.106.814 (53,1%) Bizkaia 1.122.637 509.869 (45,4%) 441.967 (39,3%) 67.902 (6,0%) 16.943 (1,5%) 50.959 (4,5%) 612.768 (54,6) Encartaciones 29.663 12.580 (42,4%) 11.009 (37,1%) 1.571 (5,2%) 464 (1,5%) 1.107 (3,7%) 17.083 (57,6) Abanto y Ciérvana 9.036 4.203 (46,5%) 3.573 (39,5%) 630 (6,9%) 143 (1,5%) 487 (5,3%) 4.833 (53,5%) Muskiz 6.558 2.786 (42,4%) 2.454 (37,4%) 332 (5,0%) 75 (1,1%) 257 (3,9%) 3.772 (57,5%) Zierbena 1.215 545 (44,8%) 476 (39,1%) 69 (5,6%) 16 (1,3%) 53 (4,3%) 670 (55,1%) Fuente: EUSTAT TABLA 101. POBLACIÓN SEGÚN SU RELACIÓN CON LA ACTIVIDAD (2001) En cuanto a la ocupación por sectores, en la Tabla 102 se muestran los datos de población ocupada por sector de actividad. Se observa la gran importancia del sector servicios en los ámbitos analizados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 343 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Total C.A.P.V. Bizkaia Encartaciones 862.407 441.967 11.009 Abanto y Ciérvana 3.573 Muskiz Zierbena 2.454 476 Agricultura Industria Construcción Servicios 15.319 236.977 74.732 535.379 (1,8%) (27,5%) (8,7%) (62,1%) 6.673 104.464 41.002 289.828 (1,5%) (23,6%) (9,3%) (65,6%) 741 2.915 1.136 6.217 (6,7%) (26,5%) (10,3%) (56,5%) 31 856 529 2.157 (0,9%) (24,0%) (14,8%) (60,4%) 38 652 362 1.402 (1,5%) (26,6%) (14,8%) (57,1%) 9 91 75 301 (1,9%) (19,1%) (15,8%) (63,2%) Fuente: EUSTAT TABLA 102. POBLACIÓN OCUPADA POR SECTOR DE ACTIVIDAD (2001) 12.5.5 Estructura de la propiedad Del análisis de los últimos datos publicados por EUSTAT correspondientes al Censo Agrario de la Comunidad Autónoma del País Vasco 1999, se desprende que en la zona estudiada domina la pequeña propiedad o minifundismo. El total de explotaciones con tierras censadas en Abanto y Ciérvana (228) ocupan una superficie de 1.870 ha, por lo que la explotación media en la zona ocupa una superficie de 8,2 ha. En Zierbena la explotación media es de 9,0 ha (aparecen un total de 70 explotaciones que ocupan una superficie de 632 ha). Este carácter minifundista se acentúa en Muskiz, donde el dato de referencia disminuye a 3,8 ha (se trata de 396 explotaciones que ocupan 1.519 ha). A nivel autonómico, según los últimos datos publicados, la explotación media tiene 15,2 ha. El régimen de tenencia de la superficie agrícola es mayoritariamente la propiedad en Abanto y Ciérvana y en Zierbena, mientras que en Muskiz predomina el arrendamiento. En cuanto al aprovechamiento de la tierra, predominan los pastos en los tres municipios analizados. La mayor superficie forestal se encuentra en Muskiz. Las tierras labradas son muy escasas en toda la zona analizada, apareciendo algunas superficies dedicadas al cultivo de herbáceas en Abanto y Ciérvana y en Muskiz. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 344 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.5.6 Actividades económicas 12.5.6.1 Sector primario • Distribución de las superficies agrícolas y forestales. Producciones En cuanto al sector primario, en el que se incluye la pesca, en 2001 había en Muskiz 38 personas mayores de 16 años que se encontraban empleadas en este sector, 31 en Abanto y Ciérvana y 9 en Zierbena, según datos de EUSTAT (ver Tabla 102). Teniendo en cuenta que la población mayor de 16 años empleada en Muskiz ascendía en 2001 a 2.454 habitantes, las cifras de población empleada en el sector primario son muy reducidas. En Abanto y Ciérvana había 3.573 personas empleadas en 2001, y en Zierbena 476. Atendiendo a los datos de superficie forestal arbolada proporcionados por EUSTAT correspondientes a 1996, las conclusiones son las siguientes: en Abanto y Ciérvana destaca la presencia de las coníferas (especialmente Pinus radiata) y eucaliptos como especies de uso industrial. Según las estadísticas municipales, las coníferas ocupan 201 ha en Abanto y Ciérvana (73 ha correspondientes a pino radiata) y 342 ha en Muskiz (correspondiendo 195 ha a Pinus radiata). El eucalipto aparece en ambos casos, siendo su presencia muy destacada en Muskiz donde se registran 424 ha de suelo ocupadas por el mismo, frente a las 58 ha de Abanto y Ciérvana. La superficie ocupada por especies autóctonas es escasa frente a los cultivos arbóreos industriales. En Abanto y Ciérvana hay 138 ha de bosque atlántico frente a 259 ha de pinos y eucaliptos. Esta tendencia se acentúa intensamente en Muskiz, donde tan sólo hay 103 ha de bosque atlántico y frondosas y 10 ha de encinar, frente a 766 ha ocupadas por eucalipto y coníferas. El 56,5% de la superficie forestal del municipio de Zierbena está ocupada por bosque atlántico (13 ha). El caso de Zierbena difiere de los dos anteriores en cuanto a la escasa superficie dedicada a coníferas y eucaliptos en relación a las especies autóctonas. Cinco hectáreas se hallan cubiertas de coníferas y dos de eucaliptos. • Localización e identificación del suelo de uso agrícola y forestal En el Mapa 7 del Anexo II se encuentran cartografiadas las zonas de uso agrícola y forestal: prados y cultivos atlánticos, plantaciones forestales (Eucaliptus sp. y Pinus radiata), con presencia de brezal-helechal-argomal, matorral alto termo-atlántico, y lastonar de Brachypodium pinnatum. En base al mapa de vegetación mencionado, a E 1:25.000, y dentro del área de estudio, el suelo de uso agrícola ocupa las áreas de margen. En algunos casos, las parcelas de cultivos y prados se hallan intercalados entre matas de bosque mixto atlántico y manchas de argomal atlántico. A lo largo de toda la margen derecha, los cultivos y prados comparten el espacio con el lastonar. Tan sólo hay algunas manchas de cultivos y prados sin intercalación de otro tipo de vegetación a lo largo de las márgenes del río Barbadún o en sus proximidades en la zona más meridional. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 345 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En el área de estudio las plantaciones más importantes se encuentran al oeste de la Refinería y de la playa de La Arena y al sur del área de estudio, si bien al norte también se encuentran algunas manchas. En general son plantaciones de eucalipto Eucaliptus spp. y en menor proporción de Pinus radiata (=P. insignis). • Características de los usos agrícolas y ganaderos del suelo Las áreas de uso agrícola se caracterizan por el laboreo y uso intensivo del suelo, habitualmente con cultivo de productos de autoconsumo en pequeñas parcelas. Los suelos destinados a la ganadería extensiva o semiextensiva son objeto de pastoreo durante un determinado periodo de tiempo a lo largo del año. Los ganaderos habitualmente llevan a cabo intervenciones sobre la evolución natural de la cubierta vegetal con el fin de mantener un pasto tierno. Se trata mayoritariamente de ganado bovino y ovino. En menor medida aparecen explotaciones con ganado caprino y equino. 12.5.6.2 Sector secundario y terciario En la Tabla 103 se muestran los datos relativos al número de establecimientos censados en los ámbitos municipal, comarcal, provincial y autonómico en 2004, así como el número de personas empleadas en tales establecimientos. Total Nº Empleo establecimientos Industria Construcción y Energía Comercio, hostelería y transportes Banca, seguros y servicios a empresas Otras actividades de servicios C.A.P.V. 175.412 820.043 15.120 (8,6%) 23.990 (13,7%) 75.757 (43,2%) 34.470 (19,6%) 26.075 (14,9%) Bizkaia 89.589 412.019 6.694 (7,5%) 11.268 (12,6%) 40.428 (45,1%) 18.318 (20,4%) 12.881 (14,4%) Encartaciones 2.133 6.830 207 (9,7%) 317 (14,9%) 1.036 (48,6%) 258 (12,1%) 315 (14,8%) 673 4.554 94 (13,9%) 138 (20,5%) 287 (42,6%) 88 (13,1%) 66 (9,8%) Muskiz 416 2.176 26 (6,3%) 82 (19,7%) 205 (49,3%) 38 (9,1%) 65 (15,6%) Zierbena 103 455 6 (5,8%) 21 (20,4%) 53 (51,5%) 11 (10,7%) 12 (11,6%) Abanto Ciérvana y Fuente: EUSTAT TABLA 103. ESTABLECIMIENTOS Y EMPLEO. ESTABLECIMIENTOS POR RAMA DE ACTIVIDAD (2004) Según estos datos, el número total de establecimientos censados en Abanto y Ciérvana asciende a 673. El número de empleados por dichos establecimientos es de 4.554 en total. Los valores correspondientes a Muskiz son de 416 establecimientos censados, con 2.176 empleados, mientras que Zierbena registra un total de 455 empleados repartidos en 103 establecimientos. En los tres municipios los datos reflejan predominio de las actividades terciarias. Estas se recogen de manera desglosada por grupos según su dedicación. Así, el mayor número de establecimientos se dedican al comercio, a la hostelería y al transporte (287 en Abanto y PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 346 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Ciérvana, 205 en Muskiz y 53 en Zierbena), seguido de la construcción (138 en Abanto y Ciérvana, 82 en Muskiz y 21 en Zierbena). En cambio, en el conjunto del País Vasco y del territorio histórico de Bizkaia, tras las actividades comerciales y hosteleras se encuentran la banca y los servicios a empresas. Destaca en Abanto y Ciérvana el número de establecimientos dedicados a la industria y energía, superior al resto de servicios en Abanto y Ciérvana 66 establecimientos se incluyen bajo la categoría de otros servicios, 65 en Muskiz y 12 en Zierbena. En este último grupo se recogen los servicios vinculados a la educación, sanidad, administración pública, justicia, asistencia social, asociaciones y servicios personales. El 34,56% de los establecimientos en Abanto y Ciérvana se incluyen dentro del sector secundario (si añadimos construcción a industria y energía). Este peso del sector secundario disminuye ligeramente a favor del terciario en Muskiz y en Zierbena (26% en ambos municipios). • Instalaciones industriales: identificación y distribución por ramas de actividad de las instalaciones industriales existentes Las instalaciones industriales con que cuenta este ámbito, además de la Refinería de PETRONOR y las instalaciones de CLH (que están siendo desmanteladas para su traslado a Santurtzi) se concentran en pequeños talleres de madera y metal. La influencia de PETRONOR sobrepasa los límites comarcales, siendo abastecedora de toda la C.A.P.V. 12.5.7 Infraestructuras 12.5.7.1 Infraestructuras de comunicaciones y transporte La Comunidad del País Vasco dispone de una importante infraestructura de comunicaciones y transportes por carretera, ferrocarril y avión. Situada en el punto de encuentro e intersección de los ejes peninsulares de conexión nortesur (Irún-Madrid) y este-oeste (Barcelona – Zaragoza – Cornisa Cantábrica), la Comunidad Autónoma del País Vasco está atravesada por la carretera N-I, que forma parte del itinerario europeo de primer orden (E-5) y constituye, junto a las autopistas A-8 (E-70) y A-68 (E-80), una de las principales vías de comunicación occidental de la Península Ibérica con el resto de Europa. Por su parte, la comunicación interna es fluida y segura, merced a una tupida red de carreteras, con múltiples vías de acceso entre las capitales vascas y cada uno de los municipios más importantes. La infraestructura ferroviaria del País Vasco cuenta con numerosos kilómetros de vía. Las líneas más importantes son Miranda-Irún, que forma parte del eje ferroviario Madrid-París, y la línea Bilbao-Miranda, que conecta Bizkaia con la Meseta castellana. El País Vasco está conectado por vía férrea con las principales capitales a través de la red de RENFE, además de la red de Cercanías con 3 líneas férreas que conectan la Margen Izquierda del Nervión, la Zona Minera (integrante de la Comarca de las Encartaciones) y el Valle de Ayala hasta Orduña con Bilbao. La comunicación ferroviaria vasca se completa con PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 347 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL las redes de las empresas FEVE y Eusko Tren. La primera de ellas cubre el área geográfica de la cornisa cantábrica y la segunda, dependiente del Gobierno Vasco, desarrolla los servicios correspondientes a cercanías y zonas suburbanas de las capitales territoriales. En lo que respecta a las líneas de largo recorrido y sus conexiones internacionales, hay que señalar la conexión de la ciudad fronteriza de Irún con el TGV francés. Bilbao (en Bizkaia) y Pasajes (en Gipuzkoa) son los dos grandes puertos comerciales del País Vasco. Sus instalaciones son importantes centros de entrada y salida de productos petrolíferos, mercancías generales, vehículos y bienes siderúrgicos. Además de estos puertos, existen en el País Vasco otros quince puertos menores, que según su envergadura desarrollan actividades en el ámbito del transporte marítimo, pesquero y deportivo. En la mayoría de ellos se han realizado ampliaciones en cuanto a muelles de atraque y superficies portuarias que permiten que su expansión se ajuste a sus necesidades, como es el caso del puerto de Bermeo (en Bizkaia), que ha recuperado su carácter comercial, manteniendo su pujanza pesquera. Los Puertos de titularidad del Gobierno Vasco son puertos pesqueros en todos los casos, pero dadas las circunstancias actuales, están reorientando sus actividades, concentrando la práctica totalidad de la actividad pesquera en los cuatro más importantes (Bermeo y Ondarroa en Bizkaia, Getaria y Hondarribia en Gipuzkoa), pasando los demás a desarrollar también funciones de abrigo para embarcaciones de recreo, y desarrollando además el puerto de Bermeo la actividad comercial. En lo que respecta a la infraestructura aeroportuaria, el País Vasco dispone de aeropuertos en cada una de las tres capitales de la Comunidad Autónoma: Loiu en Bizkaia; Foronda en Araba y Hondarribia en Gipuzkoa. Los tres aeropuertos se han especializado en distintas áreas, complementándose entre sí: el de Loiu se dedica a vuelos internacionales e interiores; el de Foronda a vuelos chárter, interregionales y transporte de mercancías, y el de Hondarribia a vuelos interiores. Sus instalaciones registraron en 200444 un tráfico total superior a 3,7 millones de pasajeros y 63.403 aeronaves. A continuación se detallan las principales infraestructuras de comunicaciones del área de estudio. • Infraestructura Viaria La principal infraestructura viaria del área de estudio es la Autopista A-8, que atraviesa la zona de este a oeste. Paralela a esta autopista y al sur de la misma transita la nacional N634. Otras carreteras de menor entidad que transcurren por el área analizada son la BI-3796 por el lado oeste de la Refinería, partiendo de la BI-3795, la BI-2701 por el sur, y por el norte la BI-3794. 44 Datos provisionales PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 348 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por otra parte, según recoge el Plan Territorial Parcial (PTP) de Bilbao Metropolitano (aprobación provisional, abril 2005) se prevé la creación de las siguientes carreteras: − Nuevo Acceso Viario al Puerto, dotando a la infraestructura de accesos coherentes con su rango mediante el establecimiento de un bucle de acceso este-oeste, con conexión tanto a la N-634 como a la A-8. − Ejes Articuladores del corredor de la Margen Izquierda. • Infraestructura Ferroviaria En la zona de estudio, RENFE mantiene líneas regulares entre los municipios del área y las principales ciudades del entorno. Al Sur de la zona de estudio se encuentra la línea de cercanías C-2: Abando-Muskiz, operada por RENFE, de ancho ibérico y electrificada. En el último tramo, comprendido entre Barakaldo y Muskiz, cuenta con vía única, aunque en las estaciones hay vía doble para facilitar el acceso de los pasajeros y las unidades ferroviarias. Las previsiones del PTP de Bilbao Metropolitano son las siguientes: − Modificación del trazado de los accesos de mercancías al Puerto Exterior (ferrocarril de mercancías). − Nuevos tramos de la red de Metro Ligero y sus intercambiadores modales: Zona de la Ría – Margen Izquierda: sustitución por metro ligero del ferrocarril de Muskiz, continuando el mismo por la N-634 hasta Zorroza. El PTP de Bilbao Metropolitano prevé asimismo la creación de un punto de intermodo en Muskiz ligado al final de la línea de FEVE, a tranviarizar, con posibilidad de aparcamiento para automóviles y bicicletas. • Infraestructura Portuaria Una de las infraestructuras más importantes en la zona de estudio es el Puerto de Bilbao, que ha sido ampliado en los últimos años ganando terreno al mar, y que constituye el límite Norte del área de estudio. El PTP de Bilbao Metropolitano contempla, como equipamiento supramunicipal, una Zona de Actividades Logísticas asociada al Puerto de Bilbao, con una extensión superior a 110 ha repartidas en varias parcelas emplazadas en Abanto Zierbana (zona anexa a la salida de Gallarta en la autopista A-8) y Ortuella (en la zona baja del Abra Industrial). • Malla verde Otro equipamiento de la zona es la Malla Verde. Se trata de un sistema integrado de equipamientos de espacios libres y áreas de esparcimiento del medio físico en el que se incluyen itinerarios naturalísticos peatonales, ciclables y rodados. 12.5.7.2 Infraestructura Eléctrica El Plan Energético del Gobierno vasco (3E-2010) fija un nuevo escenario con modificaciones en el abastecimiento energético y el suministro eléctrico, y aspira además, a que Euskadi PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 349 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL cumpla los compromisos adquiridos con el Protocolo de Kioto, gracias al ahorro y a la eficiencia energética. La estrategia del Gobierno Vasco para 2010, que fue aprobada por el Ejecutivo en diciembre de 2004, plantea un cambio radical en el abastecimiento de energía de la Comunidad Autónoma, basado, sobre todo, en el gas natural y las fuentes renovables, en detrimento del carbón y el petróleo. Según este plan, el País Vasco no sólo alcanzará el autoabastecimiento eléctrico, sino que podrá exportar electricidad. Para Red Eléctrica de España se trata de un objetivo “factible”, pese a que actualmente el País Vasco todavía importa alrededor de un 25% de la electricidad que consume. De lograrse este objetivo, el gas natural supondría el 52% de la demanda, frente al 21% de 2000 y el 30% actual. Todo ello en detrimento del petróleo y sus derivados, cuyo consumo caerá hasta el 36%, desde el 50% del año 2000. Entre los objetivos de la Estrategia Energética Vasca, el Ejecutivo quiere alcanzar un nivel de ahorro energético del 15%, multiplicar por cuatro la utilización de las energías renovables (lo cual supondría un 12% de la demanda energética vasca), potenciar el uso de energías más limpias como el gas natural, en detrimento del carbón y de los derivados del petróleo, reestructurar completamente el parque de generación eléctrica, contribuir a los objetivos de Kioto (al limitar en el año 2010 el crecimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero, debido al consumo energético, al 11% con relación a las emisiones de 1990), así como mejorar la calidad medioambiental del aire45. La red de transporte de energía eléctrica en el entorno de la zona de estudio se adjunta en la Figura 38 (a fecha 19 de octubre de 2005). En concreto, destacan la línea a 400 kV que une la Central Térmica de Santurtzi con la Planta BBE y la línea a 132 kV que parte de la ST Güeñes (al sur del área de estudio y fuera de la misma) y llega a la ST Abanto, subestación de la que parten las líneas a 30 kV que alimentan actualmente tanto a la Refinería como al resto de industrias y localidades de la zona. 45 Información obtenida de la Web de la Confederación Empresarial Vasca: (http://www.confebask.es/Castellano/revista/0503/energia02.htm) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 350 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Fuente: REE FIGURA 38. RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ENTORNO DE LA ZONA DE ESTUDIO (2005) Por otra parte, cabe destacar la nueva subestación de 400 kV que RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA, S:A: tiene previsto construir entre la Refinería y la Autopista A-8, así como la conexión a 132 kV de la Refinería con la ST Abanto y una línea a 400 kV que discurrirá al norte de dicha autopista (ubicándose dos apoyos en terrenos cedidos por PETRONOR para este servicio) cuya construcción se espera para el año 2007. 12.5.7.3 Infraestructura Gasista Las principales conducciones de gas y productos derivados del petróleo de la zona son la red de gas de Santurtzi y su ampliación, ubicada desde el extremo Este del área de estudio hasta la planta de BBG, la acometida a PETRONOR que parte de la red de Santurtzi, el oleoducto del Superpuerto a la Refinería y el oleoducto de CLH, así como el rack de Cabot. 12.5.8 Recursos turísticos y recreativos Además de la playa de La Arena, los recursos histórico-arquitectónicos son el más interesante atractivo turístico de la zona. Abanto y Ciérvana y Muskiz cuentan con un acervo monumental rico y variado. Incluye parroquias y ermitas, el único castillo de formas genuinas de Bizkaia, numerosos palacios y casas-torre, una de las ferrerías más interesantes de Bizkaia así como un rico patrimonio en heráldica de piedra. La riqueza arquitectónica que encontramos la podemos clasificar, según su fin originario, en Arquitectura Religiosa, Arquitectura Civil Castrense, Arquitectura Civil Doméstica y Arquitectura Civil Industrial. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 351 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • En Muskiz destaca por su singularidad la ferrería El Pobal, situada en el lugar denominado Sorginleku al que se accede cruzando el puente románico de El Pobal (s. XIII). Corresponde al tipo de ferrería hidráulica que se generalizó hacia los siglos XIII – XIV, aunque renovada en el s. XVIII y rematada como hoy se conoce. • La arquitectura religiosa tiene abundante representación con la parroquia de San Julián, que se levantó en la Edad Media y se reedificó en el s. XVI, la parroquia de San Juan Bautista (1742), la parroquia de San Nicolás de Bari (1750), la ermita de Nuestra Señora del Socorro (1768) y la ermita de Nuestra Señora de la Asunción. • La arquitectura civil castrense está representada por las Casas-Torre de Memerea, Santelices, El Pobal y Montaño, y por el Castillo de Muñatones (s. XIII). • La arquitectura civil doméstica es la que más representatividad tiene por el número de edificaciones, con la Casa de Salazar de 1646, y del s. XVIII el Palacio Enterrado, el Palacio de Alvarado, el Palacio de Llarena, el Palacio de González o Sota y la Casa Solar de Sendeja. Otros son la Casa de Achiga, la Casa de Urioste, la Casa de Álvarez de la Bodega, la Casa de Barandica y la Casa de Musques-Murga. • La arquitectura religiosa de Abanto y Ciérvana está representada por las iglesias de San Pedro (Las Carreras), Santa Juliana de Abanto, cuya construcción data del s. XV aunque con posteriores intervenciones, y la iglesia de Santa Lucía (Sanfuentes), de principios del s. XX. • La arquitectura civil está integrada por la Villa de Matiena (Las Carreras), de estilo neoclásico y fechada en 1839, y la Villa de Casuso (Las Carreras). Se incluyen también la “Torre” del Barco (Sanfuentes), el palacio barroco del s. XVII y el Caserío San Lorenzo de época renacentista. • Las zonas más turísticas de Zierbena son el Puerto y la playa de La Arena. La parroquia de San Román (barrio de La Cuesta) y la ermita de San Ignacio (próxima a la playa de La Arena) constituyen la arquitectura religiosa. 12.5.9 Espacios Naturales Protegidos y Zonas de Interés Natural En este apartado se analizan tanto los Espacios Naturales Protegidos como los de Interés Natural del área de estudio 12.5.9.1 Red de Espacios Naturales Protegidos Componen la Red de Espacios Naturales Protegidos (ENPs) aquellos lugares que, cumpliendo alguno de los objetivos y requisitos que se detallan en la Ley 16/1994, de 30 de Junio, de Conservación de la Naturaleza del País Vasco, están amparados por alguno de los estatutos de protección que en ella se determinan. La finalidad de la Red de ENPs es, por un lado, representar los principales ecosistemas y formaciones naturales del País Vasco y, por otro, coordinar los sistemas generales de gestión. En la actualidad se incluyen en la Red de Espacios Naturales Protegidos del País Vasco los Parques Naturales, los Biotopos Protegidos y los Árboles Singulares. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 352 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Parques Naturales Los Parques Naturales son áreas no transformadas sensiblemente por la explotación u ocupación humana, identificables por la belleza de sus paisajes, la representatividad de sus ecosistemas o la singularidad de su flora, de su fauna o de sus formaciones geomorfológicas, y que requieren, a fin de hacer compatible el aprovechamiento ordenado de sus recursos naturales y el uso público con la conservación o recuperación de sus valores ecológicos, estéticos o educativos, de una actuación preferente de los poderes públicos. De los ocho Parques Naturales declarados en la Comunidad Autónoma del País Vasco46, no se encuentra ninguno ni en la zona de estudio ni en las inmediaciones de la misma. La provincia de Bizkaia cuenta con dos, localizados al sur de la misma (Urkiola y Gorbeia). • Biotopos Protegidos Se trata de Espacios en general de tamaño reducido, y cuya creación tiene como finalidad la protección de los ecosistemas, comunidades, elementos biológicos, áreas de interés geológico, así como lugares concretos del medio natural y formaciones de notoria singularidad, rareza, espectacular belleza o destacado interés científico, que por su rareza, fragilidad, importancia o singularidad, merecen una valoración especial. A efectos de la Ley 16/1994, son Biotopos Protegidos los espacios naturales que en la legislación básica (Ley 4/1989, de 27 de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales y de la Flora y Fauna silvestres) reciben el nombre de reservas naturales, monumentos naturales y paisajes protegidos. En la Comunidad Autónoma del País Vasco se encuentran declarados cinco Biotopos Protegidos, de los cuales ninguno se localiza en las inmediaciones del área de estudio. En la provincia de Bizkaia existen dos: San Juan de Gaztelugatxe e Itxina. • Árboles Singulares Los árboles singulares son los ejemplares de árboles que por sus características extraordinarias o destacables (tamaño, edad, historia, belleza, situación, etc.) merecen una protección especial. Ninguno de ellos se encuentra en el área de estudio. 12.5.9.2 Otras figuras de protección y Espacios Naturales de Interés • Reservas de la Biosfera La Reserva de la Biosfera de Urdaibai se localiza en la costa de Bizkaia, pero se encuentra lejos del área analizada. 46 Adicionalmente, se encuentra en tramitación el Parque Natural de Armañón (Orden de 16 de mayo de 2005, del Consejero de Ordenación del Territorio y Medio Ambiente, por la que se aprueba provisionalmente el Plan de Ordenación de los Recursos Naturales del Área de Armañón, afectando al Territorio Histórico de Bizkaia). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 353 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Red Natura 2000 La Directiva Comunitaria 92/43/CEE (Directiva Hábitats) tiene como objeto la creación de una Red de Espacios Protegidos Europea, la Red Natura 2000, que garantice la conservación de la diversidad de la flora, fauna y los hábitats europeos que son considerados de interés comunitario. Las Directivas 92/43/CEE (Directiva Hábitats) y 79/409/CEE (Directiva Aves), relativa a la conservación de las aves silvestres, son las dos normas básicas sobre las que descansa la conservación de la biodiversidad de la Unión Europea. La Red Natura 2000 deberá albergar las especies y los hábitats más necesitados de protección. En España, la Ley 4/1989, de 27 de marzo, traspone parte de la Directiva 79/409/CEE a nuestro ordenamiento jurídico interno. Mediante el Real Decreto 1997/1995, de 7 de diciembre, se traspone a nuestro ordenamiento jurídico interno la parte de la Directiva 92/43/CEE que no estaba incorporada al mismo. Un hábitat o especie tiene interés comunitario cuanto está amenazado, es muy raro o es característico de alguna de las seis regiones biogeográficas que componen Europa: Boreal, Continental, Atlántica, Alpina, Mediterránea y Macaronésica. La creación de la Red Natura 2000 es un proceso largo y laborioso que se inició en 1992 con la entrada en vigor de la Directiva Hábitats. Se divide en tres fases: preparación de las listas nacionales de Lugares de Interés Comunitario (LICs), determinación de los Lugares de Importancia Comunitaria, y designación de las Zonas Especiales de Conservación (ZECs). Este proceso se lleva a cabo independientemente para cada región biogeográfica. Una vez seleccionados los Lugares de Interés Comunitario, éstos deberán ser designados por los Estados como Zonas Especiales de Conservación y declarados por las CC.AA., y se deberán aplicar medidas de gestión que garanticen la conservación de los hábitats y las especies que motivaron su designación. Las Zonas Especiales de Conservación (ZEC) junto con las Zonas de Especial Protección para las Aves (ZEPA) configurarán la Red Natura 2000. De las seis ZEPAS con que cuenta la CAPV, ninguna de ellas se localiza en el área de estudio ni en sus proximidades. En lo que respecta a LICs, ha sido propuesto el LIC “Ría del Barbadún” (ES2130003) (ver Mapa 8 del Anexo II). En el Anexo VII se incluye el Formulario Normalizado de Datos de este LIC. • Áreas Importantes para las Aves en España En cuanto a las Áreas Importantes para las Aves en España (IBAs), cabe mencionar que en el entorno del emplazamiento no existe ninguna (VIADA, 1998). Se considera IBA toda aquella zona que cumple alguno de los criterios científicos establecidos por BirdLife. Estos criterios se basan en el tamaño de población, diversidad y estado de amenaza internacional de las aves. La IBA más cercana a la zona de estudio es la 035 - Ría de Gernica-Cabo de Ogoño, a más de 15 km al este del emplazamiento. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 354 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Listados de Áreas de Interés Naturalístico de las Directrices de Ordenación del Territorio La Ley 4/1990, de 31 de mayo, de Ordenación del Territorio del País Vasco define los instrumentos de ordenación territorial del País Vasco. Entre ellos, las Directrices de Ordenación Territorial (DOT) constituyen el marco general de referencia y a ellas habrán de amoldarse el resto de documentos que se realicen. La citada Ley establece, como una de las determinaciones que deben incluir las DOT, la delimitación y definición precisa de las áreas o zonas que deban ser objeto de especial protección con el fin de preservar sus valores ecológicos, culturales o económicos y asegurar, en su caso, la explotación racional de los recursos naturales existentes en las mismas, de acuerdo con la legislación específica en cada caso aplicable. Las DOT, aprobadas por el Decreto 28/1997, de 11 de febrero realizan una propuesta de categorización para el conjunto del Suelo No Urbanizable del País Vasco. La categoría más restrictiva de la citada propuesta es la de "Especial Protección", que se aplicaría a "bosques autóctonos bien conservados, a las rías y estuarios, a los complejos fluviales en buen estado, a las playas, a las zonas húmedas interiores, a los acantilados costeros, a las áreas culminares o de vegetación singular y, en general, a todos los elementos valiosos desde el punto de vista de la ecología, la cultura, el paisaje o todo ello conjuntamente". Para dichas áreas se incluye una normativa, con carácter vinculante, que refiere los usos y actividades en ellas prohibidos, admisibles o propiciados. Concretamente, se prohíben el recreo intensivo, la agricultura, las industrias agrarias, las actividades extractivas, las vías de transporte, las instalaciones técnicas de servicios de carácter no lineal Tipo A, las escombreras y vertederos y cualquier tipo de uso edificatorio, salvo los edificios de Utilidad Pública e Interés Social. Se consideran admisibles, previa regulación a través de Planeamiento de desarrollo, el recreo extensivo, la ganadería, el uso forestal, las líneas de tendido aéreo, las líneas subterráneas, las instalaciones técnicas de servicios de carácter no lineal Tipo B y los edificios de Utilidad Pública e Interés Social. En cumplimiento del Artículo 6 de la Ley 4/1990, en las DOT se adjunta un "Listado Abierto de Espacios de Interés Naturalístico", como áreas a tener en consideración por el planeamiento territorial, sectorial y municipal con el fin de preservar sus valores ecológicos, culturales y económicos. Sin embargo, no se adjunta una delimitación precisa de dichas áreas y se determina que "los espacios relacionados sólo tendrán la consideración de la Categoría de Especial Protección cuando así lo establezcan los correspondientes Planes Territoriales Parciales o el Planeamiento Municipal". Ni el planeamiento municipal vigente de Muskiz ni el de Zierbena delimitan estas Áreas de Interés Naturalístico, si bien sí lo hace el Plan Territorial Parcial (en adelante PTP) de Bilbao Metropolitano. Dentro del área de estudio se encuentran incluidas las siguientes Áreas de Interés Naturalístico del citado Listado Abierto: − Área de Zierbena (delimitada discontinuamente en tres subáreas). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 355 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Marismas de Pobeña y Playa de la Arena. El Plan Territorial Sectorial (en adelante PTS) Agroforestal de la CAPV47, en su documento de Avance realiza una delimitación de estos espacios, basada primordialmente en la cartografía de las áreas cubiertas por hábitats de especial interés. El PTP de Bilbao Metropolitano48 asume las determinaciones y delimitaciones del Avance del PTS Agroforestal y del Medio Natural de la CAPV con dos salvedades: − De la delimitación del Área de Zierbena ha sido sustraído el ámbito del Plan Especial del Puerto de Bilbao que, por ser puerto de interés general, se rige por su legislación específica, en atención a la sustantividad y peculiaridad de esta gran obra pública. − No se consideran las Marismas de Pobeña y Playa de la Arena como Áreas de Interés Naturalístico, ya que el PTP de Bilbao Metropolitano las recoge dentro de las Áreas de Protección de Interés Hidrológico y Litoral, por haber sido incluidas dentro de las Zonas Húmedas-Grupo I del PTS de Zonas Húmedas de la CAPV (aprobado el 27 de julio de 2004, Decreto 160/2004) y por tanto ordenadas por dicho planeamiento sectorial, más acorde con su propia especificidad. Así pues, de acuerdo con lo establecido en las DOT, en el área de estudio únicamente se incluye el Área de Zierbena como Área de Interés Naturalístico tal y como queda definida en el PTP de Bilbao Metropolitano, si bien en el Mapa 8 del Anexo II se ha cartografiado tanto este Área como el de las Marismas de Pobeña y Playa de la Arena. Cabe indicar que el PTP de Bilbao Metropolitano no sólo establece como Áreas de Protección las Áreas de Interés Naturalístico, sino que a los efectos de este PTP las Áreas de Protección son aquellas áreas de elevado valor naturalístico, ecológico, paisajístico y científico-cultural, de especial relevancia y que constituyen el único o principal patrimonio natural de Área Funcional. Las Áreas de Protección constituyen ámbitos de suelo directamente protegidos por el Plan Territorial Parcial y que resultan incompatibles con su transformación, debiendo preservarse de los desarrollos urbanos con el objeto de su ulterior clasificación como suelo no urbanizable de especial protección por los respectivos instrumentos de planeamiento municipal. Así, se incluyen las siguientes categorías de Áreas de Protección: • Áreas de Protección de Valores Naturales − Las Áreas de Interés Naturalístico 47 En la actualidad, cuenta con Aprobación Inicial (Orden de 10 de enero de 2005, del Consejero de Agricultura y Pesca, por la que se aprueba inicialmente el Plan Territorial Sectorial Agroforestal de la Comunidad Autónoma del País Vasco). 48 El Pl an Territorial Parcial del Área Funcional de Bilbao Metropolitano ha sido pres entado para su aprobaci ón defi ni tiv a al Gobi erno Vasco. Los datos i ncl uidos en el pres ente documento provi enen del Texto Refundido (EHLAB-COTPV) Marzo 2006. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 356 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Los Espacios Naturales Protegidos − Los Árboles Singulares. • Áreas de Protección de Interés Hidrológico y Litoral − Las Aguas Superficiales: la totalidad de los cursos de agua, desde su nacimiento hasta su desembocadura y su correspondiente zona de protección, siempre dentro del Área Funcional del Bilbao Metropolitano. Para la delimitación de la correspondiente zona de protección de márgenes y su régimen de protección serán aplicables los criterios establecidos por la normativa del PTS de Ordenación de Márgenes de Ríos y Arroyos de la CAPV (aprobado por Decretos 415/1998 y 455/1999), correspondiendo a cada planeamiento municipal la delimitación definitiva. En el Mapa 6 del Anexo II se incluyen los cursos de agua presentes en el área de estudio. − Los Humedales. En el área de estudio se halla, tal y como se indica en el PTS de Zonas Húmedas, el humedal “Ría del Barbadún (Pobeña y Playa de la Arena)”. El PTP declara como Áreas de Protección de Interés Hidrológico y Litoral los sectores definidos en el PTS de Zonas Húmedas de Especial Protección EP-1 Duna de la Arena y EP-2 Marismas y arenales del Barbadún-Marisma de Pobeña, los sectores de Áreas de Mejora de Ecosistemas MA-2 Tramo medio de la ría del Barbadún y MA1-3 Vega adyacente a la marisma del Barbadún y los sectores de Áreas Degradadas a Recuperar MA2-1 Vega de la Arena y MA2-2 Sector de CLH. − El Litoral. El PTP de Bilbao Metropolitano incorpora como Áreas de Protección de Interés Hidrológico y Litoral todas las áreas de Especial Protección Estricta definidas por el PTS de Protección y Ordenación del Litoral49, con excepción de aquellos ámbitos definidos dentro del área del Puerto de Bilbao, que se rigen por su legislación específica. • Áreas de Protección de Interés Agrario. No hay ninguna dentro del área de estudio. • Áreas de Protección de Interés Científico y Cultural: son Puntos de Interés Geológico En el apartado 12.2.3 del presente documento se relacionan los Puntos de Interés Geológico y Geomorfológico que se encuentran en el área de estudio. En el PTP de Bilbao Metropolitano se señalan, con carácter vinculante, los puntos de interés muy alto (Nivel 5), no hallándose ninguno en el interior de la Refinería, lugar donde se desarrollarán los trabajos objeto de este Proyecto. El Área de Protección incluye una franja de terreno de hasta 3 m circundante a estos Puntos de Interés Geológico. 49 En la actualidad, este Plan Territorial Sectorial cuenta con Aprobación Inicial (Orden de 28 de febrero de 2005, del Consejero de Ordenación del Territorio y Medio Ambiente, por la que se aprueba inicialmente el Plan Territorial Sectorial de Protección y Ordenación del Litoral de la Comunidad Autónoma del País Vasco). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 357 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.5.10 Planeamiento urbanístico En el Mapa 9 del Anexo II se ha representado a escala 1:25.000 el planeamiento urbanístico vigente en el área de estudio. La información para realizar este mapa ha sido obtenida de los planos del PTP de Bilbao Metropolitano realizados por el Departamento de Urbanismo de la Diputación Foral de Bizkaia, disponibles en la página Web de la Diputación. En la Tabla 104 se presentan los datos relativos al Planeamiento Urbanístico en los municipios del área de estudio. Plan vigente Fecha de aprobación definitiva Publicación Resolución en el BOB Publicación normativa en el BOB Abanto y Ciérvana Plan General de Ordenación Urbana* 25/01/1991 09/03/1991 - Muskiz Normas Subsidiarias de Planeamiento** 28/06/1990 01/08/1990 09/02/1993 Zierbena Normas Subsidiarias de Planeamiento 18/10/1999 17/11/1999 29/06/2001 * Aprobado antes de la desanexión de Zierbena. En revisión; estado: Avance (04/01/1996) ** En revisión TABLA 104. PLANEAMIENTO URBANÍSTICO EN LOS MUNICIPIOS DEL ÁREA DE ESTUDIO Se incluye a continuación una figura que refleja como todo el área ocupada por la Refinería se encuentra sobre suelo industrial (este tipo de suelo se ha representado en azul claro). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 358 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 39. DETALLE DEL MAPA DE PLANEAMIENTO URBANÍSTICO EN EL ENTORNO DE LA REFINERÍA 12.5.11 Patrimonio Histórico-Cultural A continuación se presenta una relación de las Zonas y Elementos Arqueológicos y Bienes Inmuebles de Interés Cultural incluidos en el área de estudio de acuerdo con la información de los Departamentos de Cultura del Gobierno Vasco y de la Diputación Foral de Bizkaia. Cabe destacar que en el interior de la Refinería se hallan el Castillo, el Palacio y la Ermita de Muñatones, destacando el primero. El Castillo de Muñatones (Anónimo. S. XIII-XV), casa fortificada de la familia Salazar, es el único castillo medieval merecedor de tal nombre que existe en Bizkaia. El torreón central, que es el elemento más antiguo, aparece rodeado por dos circuitos concéntricos de murallas, el interior cuadrado y el externo con torretas angulares y foso. Las excavaciones arqueológicas desarrolladas durante el proceso de restauración han sacado a la luz restos de otros edificios, cubos y muros de defensa que existieron en el interior. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 359 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Zonas y elementos arqueológicos ABANTO Y CIÉRVANA Ermita de Santa Lucía Cueva de Abanto/Atxiga Ermita de San Miguel Ermita de La Trinidad Iglesia de Santa Juliana Ermita de San Lorenzo Iglesia de San Pedro Molino de Fresnedo ZIERBENA Iglesia de San Román Molino del Puerto Ermita de San Roque Cueva de Punta Lucero Emita de Nuestra Señora del Puerto Ermita de San Andrés Casa-Torre de Cardedo Necrópolis de Ranes Ermita de San Juan MUSKIZ Casa-Torre de Montaño Ermita de San Juan Bautista Cueva El Peñón Astillero Viejo Iglesia de San Julián de Muskiz Ferrería de Los Vados Cueva de Janeo Casa-Torre en Revilla Casa-Torre de Muñatones-Castillo Cueva de Galao Palacio de los Salazar Cueva del Peñón II Cueva del Peñón III Casa-Torre de Memerea Cueva del Peñón IV Casa de García Ventana en arco apuntado Astillero Hallazgo en Casa de Los Portales Iglesia de San Nicolás de Bari Acceso a arco apuntado TABLA 105. ZONAS Y OTROS ELEMENTOS ARQUEOLÓGICOS DE LA C.A.P.V. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 360 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Bienes Inmuebles de Interés Cultural ABANTO Y CIÉRVANA Casas de Mineros Matadero Iglesia de Sta. Juliana Depósito de agua La Esperanza Frontón Depósito de agua La Balastera Hospital de Triano (2) Depósito de agua Los Heros Antigua Escuela de Barriada Caseta de la arqueta de aguas de Santurce Iglesia de San Pedro Coto minero Lorenza Portada del Cementerio Coto Minero Sauco Torre-Campanario Mina José Iglesia de San Pedro Ferrocarril de Galdames Biblioteca-casa Mina Rubia Palacio Acasuso Mina Esperanza Escuela Mina Marinela Palacio Maitena Orconera Iron Ore Company Limited Iglesia de Sta. Lucía Ferrocarril de Triano Escuelas Casería La Barcena 10 Casa Torre de Barco Caserío San Fuentes 8 ZIERBENA Puerto Iglesia de la Virgen del Puerto Casa Torre de Kardeo Ermita de San Ignacio Casa S/N Geriátrico Ermita de San Roque (ruinas) Casa Accesoria al Palacio Iglesia de San Roman Torreón Grúa del Puerto de Zierbena PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 361 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL MUSKIZ Palacio Salazar Palacio de Lavalle Castillo Muñatones Casa Solar de la Sendeja Palacio Enterrado Palacio de Albarado Escuelas de Barriada nº95 Ermita de Ntra. Sra. De la Asunción Frontón Palacio de Treto Palacio Llarena Frontón Casa-Torre de Santelices Palacio Casa Salazar Batzoki Casa-Torre de García Casa de Vecindad Palacio del Arco Casa Santibañez Casa Torre de Montaño Casa en ruinas Iglesia de San Nicolás de Bari Casa Maruri (2) Palacio de Urioste (2) Casa Torre de Memerea Palacio del Arzobispo Casa del Campo Palacio de Llano Casa Nº2 Casa 16 Casa de Memerea Casas 18 y 20 Solar-Casa-Torre de Memerea Palacio de Mentxaka (2) Palacio González Escuelas de Barriada Matadero de Muskiz Escuelas de Barrio Cooperativa Obrera Panteón Landaburu-Arenaza Casa de la Orconera Palacio Muskiz-Muñatones Lavadero de la Orconera Iron Ore Panteón de Zarandona Mina Josefa Iglesia de San Julián Mina Amalia Vizcaina Palacio Villar Demasia a complemento Portada del Cementerio Ferrocarril de Galdames Casa Barandika Minas Petronila y Adelina Iglesia de San Juan Ferrocarril de Triano Ermita de Nuestra Señora del Socorro Molino del Puente del Purísimo Ermita de San José Ibaialde 1 Edificio de Viviendas Ibaialde 2 Ayuntamiento Caserío en San Julián 9 Escuelas de Barriada Caserío en Camino Antiguo 4 TABLA 106. BIENES DE INTERÉS CULTURAL PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 362 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 12.6 PAISAJE Mediante el estudio del paisaje se trata de obtener un conjunto de información territorial que aglutine una serie de factores ambientales, además del propio paisaje, entendiendo este como un recurso independiente y valorable por sí mismo. Para ello, el estudio se ha abordado, por un lado, haciendo referencia a la información global del territorio que será el receptor del Proyecto URF, y por otro, a la información puntual relacionada con elementos singulares o puntos de observación que merecen ser destacados por su calidad paisajística, por su situación o por el número potencial de observadores. El paisaje resulta, en general, de la combinación de numerosas variables ambientales: geomorfología, clima, vegetación, agua y de la incidencia de las alteraciones de tipo natural y de las modificaciones antrópicas, que generalmente se presentan de forma muy notoria. El paisaje es un elemento complejo que surge de la interpretación de los otros elementos del medio. En el paisaje total se identifica el paisaje con el medio físico y biótico, y debe contemplarse como un elemento del medio más, comparable al resto de los recursos, suelo, vegetación, etc. Así, se tiene que considerar en el sentido más amplio de su acepción, necesitando protección y corrección, e interviniendo en todo proceso de determinación de las características del territorio para la implantación y desarrollo de las actividades humanas. Para analizar el paisaje y obtener mayor información del territorio, y con el fin de facilitar su tratamiento, se hace necesaria la división del mismo en unidades paisajísticas, con una respuesta visual homogénea. La precisión de este análisis en cuanto a la respuesta visual dependerá del nivel de detalle empleado. 12.6.1 Caracterización Paisajística En la zona de estudio se pueden diferenciar unidades de paisaje de características de cierta variabilidad en cuanto a los factores que influyen en él. De forma global y a gran escala, se distinguen cinco unidades en la zona de estudio que están marcadas por los rasgos geográficos y biológicos que se desglosan más adelante. En general, el paisaje analizado es bastante montañoso aunque no se alcanzan cotas elevadas, con numerosos valles generalmente estrechos a excepción del valle del río Barbadún, que baja al mar entre amplios depósitos fluviales cuaternarios, y presenta un elevado grado de industrialización. Estos factores ejercen una importante influencia, siendo los componentes dominantes del paisaje, por lo que el relieve y la presencia de elementos antrópicos ha sido el principal criterio empleado en la limitación de las unidades paisajísticas. También es importante considerar la influencia de la vegetación en la descripción del paisaje. Gran parte de esta zona presenta la típica vegetación de prados y matorral del norte peninsular. La mayor parte de las masas arboladas han desaparecido debido tanto al desarrollo agrario como industrial, aunque todavía existen diversos árboles repartidos por la zona. A efectos paisajísticos, sólo se han representado las manchas en donde presentan un tamaño lo suficientemente grande como para considerarlas como una unidad independiente. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 363 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por otro lado, comentar la presencia del mar y del río Barbadún, aunque no se han tenido en cuenta para la definición de unidades por haberse considerado más factores paisajísticos que unidades propiamente dichas. En relación a la antropización de la zona, señalar la presencia de múltiples núcleos de población (San Juan, Santelices, Murrieta, etc.) tanto en el área analizada como en el entorno más cercano. Acorde con esta antropización existe una importante red viaria en la que destaca la autopista A-8 (E-70) Bilbao-Santander, que atraviesa la zona de este a oeste. La zona de estudio se puede dividir en cinco unidades de paisaje: unidad de playa, unidad urbana, unidad industrial, unidad arbórea y unidad de prado/matorral. Estas unidades que han sido representadas, a escala 1:10.000, en el Mapa 10 del Anexo II. • Unidad de playa Esta unidad se corresponde con la playa de La Arena, al norte de la Refinería, en la margen derecha de la desembocadura del río Barbadún, donde el mar y el viento han acumulado arenas, formándose una playa con pequeñas dunas en su zona más interior. El relieve es llano y la vegetación se encuentra alterada por la elevada presión antrópica que actualmente sufren las playas, aunque todavía se distinguen ejemplares de vegetación psamófila (de arenales y dunas) en algunos puntos. • Unidad urbana Esta unidad se corresponde con los núcleos urbanos dispersos por la zona de estudio, así como sus áreas de influencia. En cuanto al relieve, cabe señalar que, como es lógico, esta unidad se encuentra en puntos en donde éste no es abrupto y es factible la edificación. • Unidad industrial Dentro de esta unidad se incluyen las instalaciones industriales de esta zona, destacando la Refinería de PETRONOR y los depósitos de CLH (en fase de desmantelamiento), así como la dársena al norte de esta zona, donde se aprecia una importante actividad (descarga de barcos, grúas, contenedores, naves, etc.). La Refinería de PETRONOR influye notoriamente en la percepción visual de toda esta zona debido al elevado número de instalaciones presentes, destacando las altas chimeneas. Por último, señalar que al igual que en el caso anterior, esta unidad se ubica en las zonas más llanas. • Unidad arbórea Dentro de esta unidad sólo se han representado las zonas en donde el estrato arbóreo presenta una dimensión considerable y se puede disgregar de la de prado/matorral (en donde también aparecen disgregados árboles). Se han destacado dos manchas de encinar, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 364 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL una al oeste de San Julián y otra, con un sotobosque bastante impenetrable, en la zona conocida como El Peñón. Este encinar es un bosque típicamente mediterráneo que, sin embargo, está bien representado en la cornisa cantábrica, en plena región oceánica. Presenta un carácter fragmentario, podemos encontrar numerosas masas pero en general son de tamaño pequeño. La especie dominante del encinar es la encina, y dos especies acompañantes muy características son el labiérnago y la zarzaparrilla. El relieve en esta unidad destaca por presentar unos mayores desniveles respecto a todas las unidades anteriores. • Unidad de prado/matorral Esta es la unidad de paisaje más extensa de todas las inventariadas. Se ha englobado toda la zona con un relieve montañoso donde el estrato vegetativo dominante es el matorral y el prado, aunque como ya se ha comentado también aparecen pies de encinas, eucaliptos (Eucaliptus spp.), así como diferentes especies de ribera como fresnos (Fraxinus excelsior), chopos (Populus sp.), entre otros, junto al río Barbadún. Los prados, junto con algunas parcelas de cultivos de pequeña extensión, son el componente básico del uso del suelo en el caserío. Son formaciones herbáceas (principalmente gramíneas) constituidas por plantas perennes que fueron sustituyendo al roble en los mejores suelos de cada área. Es importante destacar que con estos prados se encuentran zonas de lastonar de Brachypodium pinnatum. La mayoría de las parcelas están separadas por setos (formados tanto por especies arbóreas como arbustivas) que aportan una gran variedad al paisaje de campiña y enriquecen la diversidad específica de la unidad. El lastonar se caracteriza por los colores pajizos que le proporcionan las hojas secas que se mantienen en la planta y por el aspecto basto determinado por sus hojas anchas y ásperas. Por último, cabe señalar que acompañando a esta unidad encontramos especies típicas de matorral como brezos (Erica cinerea, Calluna vulgaris), helecho común (Pteridium aquilinum), zarzas (Rubus spp.), majuelo (Crataegus monogyna), labiérnago negro (Phillyrea latifolia), etc. 12.6.2 Calidad, Fragilidad y Visibilidad Los conceptos de calidad, fragilidad y visibilidad hacen referencia al paisaje en cuanto a sus propiedades intrínsecas, en relación con el proyecto o en relación con la potencial visibilidad del mismo, respectivamente. Las cualidades que definen la calidad intrínseca del paisaje residen en los elementos, naturales o artificiales, que conforman el mismo. Lógicamente, el paisaje es de mayor calidad cuanto mayor es el elemento natural y menor la alteración humana. Los factores perceptibles en que se puede desagregar el territorio, en general, son los siguientes: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 365 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − El aspecto exterior de la superficie, entendiendo como tal tanto el relieve y el color de las rocas del sustrato como la variedad de formas de esta superficie. En este punto, destacan los acantilados del norte de la zona de estudio. − Presencia de elementos naturales asociados al agua, es decir, cursos de agua, lagos, cascadas, etc., lo que supone un aumento significativo de la calidad del paisaje. En el área de estudio sólo existe un curso de agua importante (río Barbadún), aunque al atravesar las zonas urbanas e industriales no presenta una influencia paisajística importante. Es de destacar también la presencia del mar. − La vegetación. En un paisaje no se perciben las especies vegetales individualizadas, sino agrupaciones de comunidades florísticas dando lugar a formas comunes de arbolado, matorral y pastizal, y sus derivados en el caso de la modificación por parte del hombre. En este caso, domina la vegetación de tipo prado/matorral, ya que las áreas de arbolado se han visto reducidas por la influencia antrópica. − La estructura o elementos artificiales introducidos por las actuaciones humanas. El paisaje del territorio en estudio esta muy modificado y fuertemente influenciado por las estructuras espaciales creadas por los distintos usos del suelo, es decir, construcciones diversas de carácter industrial (la mayoría asociadas a la Refinería), de carácter urbano (núcleos cercanos y casas aisladas), infraestructuras lineales (carreteras, caminos, tendidos eléctricos), etc. La calidad del paisaje de las distintas unidades se ha calificado con una gradación de baja a alta, considerando en la valoración la presencia de elementos que doten al paisaje de aspectos comúnmente valorados: naturalidad, presencia de vegetación, singularidad, variedad de texturas y colores, etc. La fragilidad del paisaje está íntimamente ligada a la capacidad de absorción o acogida que presenta el territorio respecto al proyecto o actuación del que va a ser receptor. La fragilidad visual considera la susceptibilidad del paisaje al cambio o la alteración cuando se desarrolla un uso o actuación sobre él. Es decir, un paisaje es más frágil cuanto menor capacidad de absorción visual del efecto tenga. Depende, pues, no sólo del paisaje en sí mismo, sino también del tipo de actividad que tiene lugar. La fragilidad se ha analizado a través del estudio de las siguientes variables: − Variables biofísicas: Afectan principalmente al paisaje propio de la unidad analizada. Entre ellas se consideran las siguientes: • Cubierta vegetal: Serán más frágiles las zonas con una menor densidad, altura y complejidad de su cobertura vegetal, y aquellas otras sin contrastes cromáticos (la diversidad de colores favorece al “camuflaje”), o en las que los cambios debidos a la estacionalidad provocan la pérdida del efecto pantalla que produce el ramaje (abundancia de especies de hoja caduca). • Pendiente: La capacidad de absorción de impactos es mayor para pendientes bajas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 366 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Orientación: La fragilidad es en principio mayor en las áreas muy iluminadas. Así, el sur y oeste son, en principio, posiciones más comprometidas que las exposiciones al norte y este. − Variables morfológicas: Afectan sobre todo al entorno del punto estudiado y se relacionan con las cuencas visuales: • Tamaño de la cuenca visual: un punto es más vulnerable cuanto más visible es (cuanto mayor sea su cuenca visual). • Compacidad o complejidad de la cuenca: las cuencas con menor número de huecos, de menor complejidad, son más frágiles. − Variables singulares: Definidas por la presencia de elementos particulares o singulares, es decir, que estos elementos no se repiten fácilmente en unidades vecinas. − Variables antrópicas: El grado de antropización de una zona es importante ya que la presencia de elementos artificiales diminuye la fragilidad, sobre todo si estos elementos son del mismo tipo que los que se van a implantar. Por último, la visibilidad de un elemento depende del propio elemento y de su situación en una cuenca visual de mayor o menor tamaño. Cuanto más sinuosa sea una unidad de paisaje menor será la visibilidad. Por último, la visibilidad va a estar también directamente relacionada con la frecuentación o número de observadores existentes en la zona, tanto por la presencia de núcleos urbanos como de carreteras. 12.6.3 Valoración Paisajística A continuación se valora la calidad, fragilidad y visibilidad de las unidades paisajísticas teniendo en cuenta los criterios de comentados en el apartado anterior. Para los tres criterios se considera una escala de valoración de cinco grados: alta, media-alta, media, media-baja y baja. ∗ Calidad La calidad paisajística de la unidad de Playa se considera ALTA debido, principalmente, al fuerte contraste creado por su grado de naturalidad con el resto del paisaje que le rodea (principalmente industrial); además, aporta una nueva gama cromática al paisaje. Para las unidades urbana e industrial la calidad se ha considerado BAJA, debido al escaso grado de naturalidad de las mismas, por la elevada presencia de elementos antrópicos. Por último, las unidades arbóreas y de prado/matorral se han considerado con una calidad MEDIA-ALTA, ya que aunque presentan un cierto relieve acompañado del típico color verde de la cuenca atlántica que conlleva una agradable sensación visual (sobre todo al compararlo con las unidades anteriores), también presentan instalaciones antrópicas (líneas eléctricas, casas aisladas, etc.) así como una cierta degradación de la vegetación que hace que disminuya esta calidad intrínseca del paisaje. La calidad paisajística se valora igual para las dos unidades, ya que la arbórea, al no ser muy grande, no se percibe con la suficiente claridad respecto a la unidad de pastos/matorral. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 367 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ∗ Fragilidad En la unidad de Playa la fragilidad se considera ALTA, debido a la singularidad que presenta este paisaje en la zona de estudio. En las unidades urbana e industrial la fragilidad se valora como BAJA, debido principalmente a la gran capacidad de absorción del proyecto analizado, sobre todo para el caso de la unidad industrial. Esta baja fragilidad también se acentúa por la escasa pendiente y la casi inexistente cubierta vegetal. Presentan una gran cuenca visual pero con un elevado número de huecos. La unidad arbórea presenta una fragilidad ALTA, debido principalmente al desarrollo de la cubierta vegetal presente, así como al hecho de encontrarse en zonas de mayor pendiente. Por último, en la unidad de prado/matorral se ha catalogado la fragilidad como MEDIAALTA, ya que aunque también son zonas de pendiente con cubierta vegetal ésta no presenta una altura elevada ni una gran densidad. ∗ Visibilidad La visibilidad está definida como MEDIA-ALTA para todas las unidades (menos la arbórea) al ser áreas que se caracterizan por grandes cuencas visuales y en donde el número de observadores es muy elevado, tanto por el gran número de núcleos urbanos e industrias presentes en la zona, como por la presencia de carreteras y autopistas. Como efecto minimizador de la visibilidad hay que considerar que, aunque la cuenca visual es grande, al estar en un fondo de valle existen un gran número de obstáculos en la misma que impiden la visibilidad del proyecto desde un gran número de puntos. Por último, señalar que en la unidad arbórea esta visibilidad se considera MEDIA, ya que el número de observadores disminuye respecto a las anteriores, centrándose en los provenientes de la autopista. A continuación, y a modo de resumen, se señala en la Tabla 107 el resultado final de la valoración paisajística. UNIDADES DE PAISAJE CALIDAD FRAGILIDAD VISIBILIDAD Unidad de playa Alta Alta Media-Alta Unidad urbana Baja Baja Media-Alta Unidad industrial Baja Baja Media-Alta Unidad arbórea Media-Alta Alta Media Unidad de prado/matorral Media-Alta Media-Alta Media-Alta TABLA 107. VALORACIÓN PAISAJÍSTICA DE LAS DISTINTAS UNIDADES DE PAISAJE Por último, señalar que en el estudio de los impactos generados en el paisaje por el proyecto, se incluye el análisis de la cuenca visual de las instalaciones del Proyecto URF. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 368 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13. IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE IMPACTOS El término impacto ambiental se define como el efecto que provoca una determinada actuación sobre el medio ambiente. En este caso, la actuación a analizar consiste en la instalación y funcionamiento de Nuevas Unidades para Reducir la Producción de Fuel-oil en la Refinería de PETRONOR en Muskiz (Bizkaia). La construcción del Proyecto URF afectará a un determinado número de ambientes, provocará sobre el medio una influencia temporal o permanente, ocupará una superficie de terreno determinada, afectará de una forma u otra a los medios físico, biológico y socioeconómico y producirá un cambio en el paisaje. Todos estos aspectos serán considerados en este apartado, para la correcta valoración de los impactos generados por el proyecto. La valoración de los impactos por elementos del medio permite conocer cuáles son las alteraciones que se producen sobre cada uno de ellos, informando sobre qué acciones del proyecto es necesario actuar para así atenuar o evitar el impacto en cuestión, o si por el contrario, el impacto es inevitable, qué tipo de medidas correctoras y/o protectoras deberán ser tenidas en consideración para llegar a la mejor integración en el medio en el que se va a implantar. Teniendo en cuenta lo anterior, se ha realizado una identificación de impactos por elementos, de manera que en cada elemento del medio quedan localizados y evaluados los impactos que va a provocar el Proyecto URF. 13.1 METODOLOGÍA La evaluación del impacto ambiental provocado por la instalación proyectada se ha realizado en dos fases. En la primera de ellas se han identificado cada una de las alteraciones que se producen durante las distintas etapas del proyecto sobre los componentes o factores de los medios físico, biológico y socioeconómico, así como del paisaje. En la segunda fase, se han caracterizado y valorado dichas alteraciones. La caracterización se ha realizado mediante una serie de parámetros que objetivicen la valoración final, y su definición es la que contempla el Reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental (Real Decreto 1131/1988, de 30 de septiembre). En la primera fase, o fase de identificación, se detallan las alteraciones que las diversas acciones del Proyecto van a producir en la Geología y Geomorfología, Edafología, Hidrología, Atmósfera, Climatología, Flora y Vegetación, Fauna, Socioeconomía y Paisaje, identificándose los impactos ambientales que en concreto genera el desarrollo del Proyecto URF. A continuación, se ha caracterizado cada una de las alteraciones producidas tanto en la fase de construcción y funcionamiento como de desmantelamiento. La caracterización se ha realizado a través de unos criterios de valoración de impacto (carácter, tipo de acción, duración, etc.) y, finalmente, se ha plasmado la expresión de esta evaluación en una escala de niveles de impacto (compatible, moderado, severo y crítico), que facilita la utilización de los resultados obtenidos en la toma de decisiones. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 369 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La metodología consiste en la utilización de una serie de tablas a través de las cuales es posible la confrontación sistemática entre todos los factores implicados: por un lado, los elementos del medio físico, biológico y social y, por otro, las acciones derivadas del proyecto de construcción, funcionamiento y desmantelamiento de las instalaciones asociadas al Proyecto URF. Entre las metodologías disponibles, se ha seleccionado un método basado en una matriz que permite discriminar las acciones y efectos ambientales en cada fase del proyecto (construcción y operación) sobre cada elemento del medio (suelo, agua, vegetación, etc.). La ventaja que presenta este método es su gran sencillez, pudiendo sin embargo considerar todos los aspectos relevantes del medio que pueden verse afectados por la instalación del Proyecto URF, su posterior puesta en marcha y su desmantelamiento. En un primer cruce se relacionan las acciones del proyecto que pueden causar alteraciones con los elementos del medio afectados. Este cruce identifica los impactos ambientales que se generan. A continuación se caracteriza cada una de las alteraciones producidas sobre el medio y, finalmente, se plasma la expresión de esta evaluación en una escala de niveles de impacto. Para que el análisis cualitativo elegido sea útil a la hora de profundizar en el conocimiento y valoración final de los impactos, deben utilizarse criterios de valoración adecuados. Las características que se van a evaluar en el presente Estudio, contempladas en el Real Decreto 1131/1988 son las siguientes: − CARÁCTER: Hace referencia a si el impacto es positivo o negativo con respecto al estado previo a la actuación. En el primer caso será beneficioso y en el segundo adverso. Se considera impacto positivo a aquel admitido como tal, tanto por la comunidad técnica y científica como por la población en general, en el contexto de un análisis completo de los costes y beneficios genéricos y de las externalidades de la actuación contemplada. Se considera impacto negativo a aquel que se traduce en pérdida de valor naturalístico, estético-cultural, paisajístico, de productividad ecológica o en aumento de los perjuicios derivados de la contaminación, de la erosión o colmatación y demás riesgos ambientales en discordancia con la estructura ecológico-geográfica, el carácter y la personalidad de una localidad determinada. − TIPO DE ACCIÓN: El efecto sobre los elementos del medio puede producirse de forma directa (tiene una incidencia inmediata en algún aspecto ambiental) o indirecta, es decir, el efecto es debido a interdependencias. − DURACIÓN: Este criterio se refiere a la escala de tiempo en la que actúa el impacto; puede ser temporal (se produce en un plazo limitado y supone por tanto alteración no permanente en el tiempo) o permanente (aparece de forma continuada y supone una alteración indefinida en el tiempo de factores de acción predominante en la estructura o en la función de los sistemas de relaciones ecológicas o ambientales presentes en el lugar). − MOMENTO: Se refiere al momento en que se manifiesta el impacto: a corto plazo (dentro del tiempo comprendido en un ciclo anual), a medio plazo (antes de cinco años) y a largo plazo (en periodos superiores). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 370 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − SINERGIA: Alude a la combinación de los efectos para originar uno mayor; en este caso se habla de impactos simples, acumulativos y sinérgicos. Un efecto simple es aquel que se manifiesta sobre un solo componente ambiental, sin consecuencias en la inducción de nuevos efectos, ni en la de su acumulación. El efecto acumulativo es aquel que incrementa progresivamente su gravedad al prolongarse en el tiempo la acción del agente inductor, al carecerse de mecanismos de eliminación con efectividad temporal similar a la del incremento del agente causante del daño. Por último, un efecto sinérgico es aquel que se produce cuando el efecto conjunto de la presencia simultánea de varios agentes supone una incidencia ambiental mayor que el efecto suma de las incidencias individuales contempladas aisladamente; asimismo, se incluye en este tipo el efecto cuyo modo de acción induce en el tiempo la aparición de otros nuevos. − REVERSIBILIDAD: Se considera impacto reversible aquel en el que la alteración que supone puede ser asimilada por el entorno de forma medible, a medio plazo, debido al funcionamiento de los procesos naturales de la sucesión ecológica y de los mecanismos de autodepuración del medio. El impacto irreversible es aquel que supone la imposibilidad o la “dificultad extrema” de retornar a la situación anterior a la acción que lo produce. − RECUPERABILIDAD: Un impacto recuperable es aquel en el que la alteración que supone puede eliminarse, bien por la acción natural, bien por la acción humana y, asimismo, aquel en que la alteración que supone puede ser reemplazable. Por el contrario, en un impacto irrecuperable la alteración o pérdida que se provoca es imposible de reparar o restaurar, tanto por la acción natural como por la humana. Se refiere a la eliminación definitiva de algún factor o por el contrario a la pérdida ocasional del mismo. Una vez caracterizados los diferentes impactos, se ha procedido a la valoración de los IMPACTOS NEGATIVOS según la siguiente escala de niveles de impacto: − COMPATIBLE: Aquel cuya recuperación es inmediata tras el cese de la actividad, y no precisa prácticas protectoras o correctoras. − MODERADO: Aquel cuya recuperación no precisa prácticas protectoras o correctoras intensivas, y en el que la consecución de las condiciones ambientales iniciales requiere cierto tiempo. − SEVERO: Aquel en el que la recuperación de las condiciones del medio exige la adecuación de medidas protectoras o correctoras y en el que, aun con estas medidas, la recuperación precisa un periodo de tiempo dilatado. − CRÍTICO: Aquel cuya magnitud es superior al umbral aceptable. Se produce una pérdida permanente en la calidad de las condiciones ambientales, sin posible recuperación, incluso con la adopción de medidas protectoras o correctoras. Se ha indicado también si la acción analizada lleva consigo ausencia de impactos significativos, en cuyo caso no se considera necesaria la descripción del carácter del impacto y dicho impacto se valora como NO SIGNIFICATIVO. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 371 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Para los IMPACTOS POSITIVOS o beneficiosos se han considerado cinco magnitudes o niveles de impacto: MUY ALTO, ALTO, MEDIO, BAJO y MUY BAJO. Hay que tener en cuenta que el significado de impacto ambiental debe conectarse irremisiblemente con la recuperabilidad de las alteraciones provocadas sobre el medio, ya que un deterioro irrecuperable supone el agotamiento de los recursos y la iniciación de procesos negativos que se aceleran a sí mismos. 13.2 IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS Para poder realizar la identificación de impactos es necesario conocer y analizar la actuación que se va a evaluar y considerar las características y situaciones derivadas del proyecto que puedan tener alguna incidencia sobre el medio ambiente. Se considera necesario referenciar, como mínimo, los aspectos que han de ser estimados en esta primera aproximación para posteriormente, en fases más avanzadas del Estudio, poder concretar más y definir los impactos con mayor precisión. En todo proyecto se producen una serie de acciones que pueden identificarse con las etapas del mismo; así, se pueden distinguir aquéllas que se producen en la fase de construcción e instalación (movimientos de maquinaria y equipos, excavaciones, obra civil, etc.), de las que tienen lugar durante la fase de funcionamiento de la misma (suministro de combustible y otras materias primas, proceso de generación de energía eléctrica, consumo y uso de agua, vertidos, etc.) y de aquellas acciones producidas durante el desmantelamiento (retirada de materiales, etc.). A continuación se enumeran las diferentes acciones del Proyecto URF que pueden tener alguna incidencia en el medio, separando las fases de construcción, funcionamiento y desmantelamiento. • Fase de construcción o instalación (C) Las acciones consideradas durante la fase de construcción del Proyecto URF son las siguientes: − Preparación del terreno. − Movimiento de tierras. − Obra civil: edificaciones, cimentaciones, vallado, estructura de instalaciones, canalizaciones, etc. − Trabajos mecánicos y eléctricos: instalación de equipos, equipamiento auxiliar, subestaciones, transformadores y conexiones eléctricas, iluminación y todo tipo de sistema eléctrico, etc. − Transporte de materiales y equipos. − Almacenamiento/acopio de materiales de construcción y residuos. − Eliminación de materiales y rehabilitación de daños. − Mantenimiento de maquinaria. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 372 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Fase de funcionamiento (F) Las acciones consideradas durante la fase de operación son las siguientes: − Procesos de combustión (horno de coquización, horno de HDT de nafta de coquización y cogeneración), funcionamiento de las Plantas de azufre, torre de refrigeración y de las instalaciones en general. − Proceso de transformación de electricidad / presencia de subestaciones. − Transporte de materias primas y auxiliares, productos y subproductos. − Almacenamiento de materias primas y auxiliares, productos, subproductos y residuos. − Mantenimiento de equipos e instalaciones. Durante la fase de funcionamiento, y teniendo en cuenta las características del Proyecto y del territorio en el que está prevista su ubicación, el elemento analizado con mayor alcance ha sido la atmósfera, tanto por la emisión de contaminantes atmosféricos como por la generación de ruidos, habiéndose realizado los siguientes estudios detallados, todos ellos recogidos como Anexos al presente documento: − Modelización del impacto acústico de las nuevas unidades para reducir la producción de fuel-oil en la refinería de petronor . − EstudioS de dispersión de contaminantes atmosféricos − Estudio de los efectos ambientales de la nueva torre de refrigeración − Estudios del medio marino y autorización de vertido: − Estudio de afecciones a la Red Natura 2000 • Fase de desmantelamiento Las principales acciones consideradas durante la fase de clausura de las instalaciones asociadas al Proyecto URF son las siguientes: − Retirada de materiales. − Emplazamiento abandonado. Durante la fase de clausura se retirarán los materiales empleados en la instalación del Proyecto URF, en su mayoría de carácter metálico, dejando, en la medida de lo posible, el emplazamiento en sus condiciones iniciales. Al abandonar la actividad, de forma general, los impactos de la zona con respecto a la fase de funcionamiento. Esta fase ha sido analizada en el apartado de identificación y valoración de impactos, aunque de forma menos detallada que las fases de construcción y funcionamiento. Esto es debido fundamentalmente a que, tal y como se ha comentado, se reducen de forma general los impactos generados en fase de funcionamiento y a que gran parte de los efectos generados (compactación de terrenos, aumento de las partículas en suspensión, etc.) son similares en caracterización y en cuanto a medidas a aplicar a los efectos generados durante la construcción, fase en la que estos impactos van a ser analizados detalladamente. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 373 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL A continuación se enumeran las posibles alteraciones que se pueden generar por el Proyecto, agrupadas por los medios que se pudieran ver afectados. • Alteraciones sobre el medio físico Suelo − Pérdida de suelo − Compactación del suelo − Contaminación del suelo − Cambios en el relieve − Afección a elementos de interés geológico y geomorfológico − Aumento de riesgos de erosión Agua − Alteración de la red de drenaje superficial − Alteración de la calidad de las aguas superficiales − Alteración de la red de drenaje subterránea − Alteración de la calidad de las aguas subterráneas − Consumo de agua. Disminución del recurso Atmósfera − Aumento de partículas en suspensión y contaminantes atmosféricos − Cambios en la calidad del aire − Cambios en el microclima local − Aumento de los niveles sonoros − Producción de Campos Eléctricos y Magnéticos • Alteraciones sobre el medio biológico Vegetación − Eliminación de la vegetación − Degradación de la vegetación Fauna − Alteración del comportamiento de la fauna − Alteración de la fauna / hábitats − Eliminación de ejemplares PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 374 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Alteraciones sobre el medio socioeconómico Población − Afecciones por incremento de partículas/ruidos/cambios en la calidad del aire − Molestias por incremento del tráfico Sectores económicos − Dinamización económica − Efectos en los sectores secundario y terciario Infraestructuras − Afección a infraestructuras Sistema territorial − Afección a Espacios Naturales Protegidos y Zonas de Interés − Afección al planeamiento urbanístico Patrimonio − Afección a elementos del patrimonio histórico-cultural • Alteraciones sobre el paisaje Paisaje − Disminución de la calidad del paisaje − Efectos sobre las cuencas visuales En las siguientes tablas se representan las posibles alteraciones según las acciones y fases de las instalaciones proyectadas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 375 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ELEMENTO ALTERACIONES ACCIONES FASE CONSTRUCCIÓN ACCIONES FASE FUNCIONAMIENTO MEDIO FÍSICO RESIDUOS Generación de residuos Preparación del terreno Almacenamiento/acopio materiales Eliminación de materiales / rehabilitación de daños Mantenimiento de maquinaria SUELO Pérdida de suelo Mantenimiento de equipos e instalaciones Almacenamiento de materias primas, auxiliares, productos y subproductos Preparación del terreno Movimiento de tierras Compactación del suelo Transporte materiales y equipos Contaminación del suelo Construcción en general Cambios en el relieve Preparación del terreno Funcionamiento de las instalaciones en general Movimiento de tierras Obra civil AGUA ATMÓSFERA Afección a elementos de interés geológico y geomorfológico Construcción en general Aumento de riesgos de erosión Preparación del terreno Alteración red de drenaje superficial Preparación del terreno Alteración red de drenaje subterránea Movimiento de tierras Alteración calidad aguas superficiales y subterráneas Construcción en general Funcionamiento de las instalaciones en general Disminución del recurso Construcción en general Funcionamiento de las instalaciones en general Aumento de las partículas en suspensión y contaminantes atmosféricos Preparación del terreno Procesos de combustión, funcionamiento de plantas azufre y de las instalaciones en general Movimiento de tierras Movimiento de tierras Movimiento de tierras Obra civil Transporte materiales y equipos Eliminación de materiales / rehabilitación de daños Transporte de materias primas, auxiliares, productos y subproductos Procesos de combustión, funcionamiento de plantas azufre y de las instalaciones en general Cambios en la calidad del aire Transporte de materias primas, auxiliares, productos y subproductos Funcionamiento de torre de refrigeración Cambios en microclima local Aumento de niveles sonoros Preparación del terreno Movimiento de tierras Funcionamiento de las instalaciones en general Obra civil Transporte de materiales y equipos Trabajos mecánicos y eléctricos MEDIO BIOLÓGICO VEGETACIÓN Eliminación Preparación del terreno Degradación Preparación del terreno Obra civil Transporte materiales y equipos PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria Procesos de combustión, funcionamiento de plantas azufre y de las instalaciones en general Funcionamiento de torre de refrigeración 376 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL ELEMENTO FAUNA ALTERACIONES ACCIONES FASE CONSTRUCCIÓN Alteración comportamiento Construcción en general Alteración fauna/hábitats Preparación del terreno Transporte materiales y equipos Obra civil Eliminación de ejemplares ACCIONES FASE FUNCIONAMIENTO Procesos de combustión, funcionamiento de plantas azufre y de las instalaciones en general Funcionamiento de las instalaciones en general Preparación del terreno Obra civil MEDIO SOCIOECONÓMICO POBLACIÓN Incremento partículas/ ruido/cambios calidad del aire Preparación del terreno Movimiento de tierras Obra civil Transporte materiales y equipos Funcionamiento de las instalaciones en general Transporte de materias primas, auxiliares, productos y subproductos Trabajo mecánico SECTORES ECONÓMICOS Incremento tráfico Transporte materiales y equipos Transporte de materias primas, auxiliares, productos y subproductos Dinamización económica Construcción en general Presencia de las instalaciones Preparación del terreno Efectos en sectores secundario y terciario Construcción en general INFRAESTRUCTURAS Afección infraestructuras Construcción en general SISTEMA TERRITORIAL Afección ENP y zonas de interés Construcción en general Afección planeam/usos suelo Construcción en general Afección a elementos del patrimonio histórico-cultural Preparación del terreno PATRIMONIO Presencia de las instalaciones Preparación del terreno Obra civil Procesos de combustión, funcionamiento de plantas azufre y de las instalaciones en general Procesos de combustión, funcionamiento de Plantas Azufre y de las instalaciones en general Funcionamiento de torre de refrigeración PAISAJE PAISAJE Pérdida de calidad visual Construcción en general Presencia de las instalaciones Preparación del terreno Afección a las cuencas visuales Construcción en general Presencia de las instalaciones TABLA 108. ALTERACIONES EN LOS DISTINTOS ELEMENTOS DEL MEDIO PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 377 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3 CARACTERIZACIÓN Y VALORACIÓN DE IMPACTOS El análisis de las alteraciones ambientales causadas por la construcción y explotación del Proyecto URF va dirigido a identificar los problemas que se derivan del planteamiento, diseño y ejecución del proyecto. Los problemas ambientales tienen sus raíces en una serie de condicionantes físicos, ecológicos y paisajísticos que pueden resultar afectados por la instalación del Proyecto. En los siguientes apartados se pasa revista pormenorizada a estos condicionantes, señalando los factores afectados de cada elemento ambiental, con objeto de medir su posible alteración. En cuanto al análisis de las distintas afecciones hay que reseñar lo siguiente: − La zona de influencia del Proyecto objeto de estudio no es la misma para todos los elementos o factores afectados. Por ejemplo, en el caso del suelo se analizará el área afectada por las instalaciones nuevas y modificadas y obras anexas, mientras que para el paisaje el límite será aquél desde el cual se vean las instalaciones. El límite geográfico de los factores socioeconómicos abarca entornos muy diferentes. − Los parámetros o características de los elementos ambientales, que son indicadores de su calidad o de su situación, son distintos para cada uno de ellos. − En las fases de construcción, funcionamiento y desmantelamiento de las instalaciones no se ven afectados todos los factores de los distintos elementos del medio. − El análisis de impactos por elementos del medio permite conocer cuáles son las alteraciones que se producen sobre cada elemento, informando sobre qué acciones del proyecto es necesario actuar, mediante la aplicación de las correspondientes medidas protectoras o correctoras, para así atenuar o evitar el impacto en cuestión. Algunos de los impactos producidos son fácilmente cuantificables, como por ejemplo la superficie afectada por las instalaciones; sin embargo, otras alteraciones son más difíciles de evaluar a priori por la imprevisión en las respuestas de determinados elementos del medio ante las intervenciones exteriores. La asignación de valores a los impactos producidos por la construcción y operación del Proyecto URF debe hacerse teniendo en cuenta el valor intrínseco de cada elemento afectado, consiguiendo con ello una mayor objetividad en la valoración. Los indicadores de impacto, que según RAMOS (1987) son elementos del medio ambiente afectado, o potencialmente afectado, por un agente de cambio, deben permitir evaluar la cuantía de las alteraciones que se producen como consecuencia del proyecto; para ello, dichos indicadores deben ser representativos, relevantes, excluyentes, cuantificables (en la medida de lo posible) y de fácil identificación. Algunos de los indicadores de impacto empleados en el análisis de alteraciones, agrupados por elementos del medio, son los que se enumeran a continuación: PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 378 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL − Geología y Geomorfología: contraste de relieve. − Edafología: suelos afectados, superficie alterada, grado de erosión. − Hidrología / hidrogeología: proximidad de cauces, permeabilidad del suelo. − Aire/Clima: emisiones de contaminantes a la atmósfera, áreas afectadas por los distintos niveles de inmisión, niveles de ruido, áreas afectadas por los niveles sonoros emitidos. − Vegetación / Usos del suelo: superficies de las diferentes unidades de vegetación afectadas, tipo de unidad afectada. − Fauna: tipo de especies afectadas, sensibilidad al cambio. − Socioeconomía: nivel de empleo generado, cambio en los usos del suelo, riesgos en la población, superficie de Espacios Naturales Protegidos afectada, valor y superficie de los yacimientos arqueológicos. − Paisaje: áreas afectadas por la intrusión visual de las instalaciones, superficies alteradas y valoración de las distintas unidades de paisaje afectadas. A continuación se detallan los impactos generados por el Proyecto URF durante su construcción, funcionamiento y desmantelamiento. 13.3.1 Fase de construcción 13.3.1.1 Impactos por generación de residuos Todos los residuos generados durante la construcción de las instalaciones asociadas a Proyecto URF (urbanos, inertes y peligrosos; ver apartado 9) serán gestionados de acuerdo con la legislación en vigor en esta materia, ya sea ésta de ámbito estatal, autonómico o local. De acuerdo a dicha legislación se tendrán que cumplir, entre otras, las siguientes obligaciones: − Entregar los residuos a un gestor para su valorización o eliminación. − Mantener los residuos en condiciones adecuadas de higiene y seguridad. − Destinar los residuos potencialmente reciclables o valorizables a estos fines evitando su eliminación en todos los casos posibles. Para la retirada de residuos sólidos (tierras sobrantes de excavación, etc.) se designarán zonas específicas. Para la recogida de los residuos líquidos (p.e. aceites usados) se dispondrá de suficientes envases, convenientemente etiquetados, para garantizar la recogida selectiva de los mismos. Posteriormente se dispondrán en zonas específicas, para su entrega a transportista/gestor autorizado. El destino final de estos residuos será la valorización, siempre que ésta sea posible, y la deposición en vertederos controlados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 379 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Durante la construcción de las instalaciones la correcta gestión de los residuos producidos no dará lugar a impacto ambiental alguno sobre el suelo, agua, etc., salvo que de manera fortuita o accidental se produzcan derrames o vertidos incontrolados de estos residuos por errores técnicos o humanos. Para evitar esto, en las zonas de acopio de residuos se dispondrá de material absorbente, así como extintores y bocas de riego, y se tendrá en consideración la incompatibilidad de los distintos residuos (tóxicos, combustibles, etc.), evitando fuentes de ignición, calor, etc. En cualquier caso, una fuga o derrame de un producto peligroso será tratada y gestionada como un residuo peligroso. Como se ha indicado en el apartado 5.2 las principales instalaciones asociadas al Proyecto URF se ubicarán sobre un terreno a cota cero, ya preparado para acoger la construcción de las nuevas unidades de proceso, por lo que en estas zonas únicamente se precisarán pequeños movimientos de tierra para efectuar las cimentaciones de equipos concretos. No obstante, se realizarán adecuaciones en el área de acceso de la flota dedicada, siendo este el principal residuo generado en fase de construcción. Por otra parte, se generarán unos 560 kg de aceites usados que se gestionarán con gestores autorizados. Teniendo en cuenta lo anterior y considerando que se cumplirán las medidas anteriormente mencionadas, se considera un impacto negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.2 Pérdida de suelo La utilización prevista de suelo a ocupar durante la fase de obras incluye el área de trabajo y el área destinada al parking de maquinaria. La superficie de suelo estimada total es del orden de 15,8 ha, aproximadamente. Las excavaciones y nivelaciones necesarias en el emplazamiento se realizarán en un suelo de uso industrial, cuyos horizontes superficiales son rellenos artificiales (ver apartado 12.2 del presente documento y Mapa 2 y Mapa 5 del Anexo II) y siempre dentro de la Refinería de PETRONOR, por lo que el impacto por pérdida de suelo se considera negativo, directo, permanente, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable. Se valora como COMPATIBLE 13.3.1.3 Compactación del suelo La construcción del Proyecto URF lleva consigo un movimiento de maquinaria para el transporte de materiales y equipos que generará una compactación del suelo. Teniendo en cuenta que estas actuaciones se van limitar a superficies reducidas y dentro de la Refinería, el impacto relativo a compactación del suelo se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable. Se valora como COMPATIBLE. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 380 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.1.4 Contaminación del suelo Durante esta fase también podría producirse una potencial contaminación del suelo como consecuencia de vertidos accidentales, principalmente de los almacenamientos/acopios de materiales de construcción en zonas no acondicionadas previamente, así como de vertidos accidentales de dichos materiales de construcción (hormigón sobrante, etc.) y vertidos de residuos (sobre todo aceites usados procedentes del mantenimiento de la maquinaria). Teniendo en cuenta que el riesgo de que se produzca este impacto es bajo y que además se minimizará en gran medida por la aplicación de los sistemas de protección habituales en los proyectos de construcción, el impacto se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.5 Cambios en el relieve Las nuevas instalaciones asociadas al Proyecto URF se han proyectado en los terrenos de la actual Refinería, tratándose de zonas de escasa pendiente y cuya alteración no tendrá efectos importantes sobre el relieve. Este impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.6 Afección a elementos de interés geológico y geomorfológico Las instalaciones objeto del presente documento se ubican sobre el área de interés geológico denominada PETRONOR, calificada como de interés medio (ver Mapa 4 del Anexo II). Teniendo en cuenta el estado actual del territorio y la envergadura de las obras a realizar, el impacto sobre este Área se considera negativo, sinérgico, directo, permanente, a largo plazo, irreversible, recuperable, y se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.7 Aumento de riesgos de erosión El aumento de riesgo de erosión se puede generar por la obra civil, principalmente por la rotura de horizontes del suelo, lo que genera una situación de desprotección, quedando la superficie expuesta a estos fenómenos erosivos. Teniendo en cuenta que la zona afectada por el Proyecto es reducida, que es una zona industrial, la escasa pendiente del terreno y donde el riesgo de erosión es muy bajo, no es de prever un aumento de riesgo de erosión significativo, por lo que este impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.8 Alteración de la red de drenaje superficial por interrupción de la misma No se espera que durante la fase de construcción del Proyecto URF se interrumpa ningún cauce, por lo que este impacto de alteración de la red de drenaje superficial por interrupción de la misma es NULO (ver Mapa 6 del Anexo II). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 381 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.1.9 Alteración de la calidad de las aguas superficiales No se prevén afecciones de este tipo sobre los ríos Barbadún y Cotorrio (los más próximos al emplazamiento de las instalaciones proyectadas y sobre las existentes que sufrirán modificaciones –ver Mapa 6 del Anexo II), ni sobre el medio marino dado que no se realizarán actuaciones directas sobre los cauces mencionados ni en el mar. Por otra parte, teniendo en cuenta que durante las obras de construcción de todas las instalaciones se contemplarán medidas que eviten eventuales vertidos accidentales, de forma que no se incorporen a las aguas superficiales restos de materiales como arena, hormigón, etc., este efecto se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. Los vertidos generados durante la fase de construcción debidos al uso de los aseos en las casetas, por parte del personal que participe en las obras serán gestionados por las contratas de forma adecuada, por lo que el impacto de las aguas y fangos sanitarios sobre el suelo o el medio fluvial se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.10 Alteración de la red de drenaje subterránea De acuerdo a los datos del Inventario ambiental del presente documento las parcelas sobre las que se llevarán a cabo trabajos de construcción presenta el nivel freático a menos de 2 m de la superficie, por lo que la construcción de las instalaciones asociadas al Proyecto URF podría dar lugar una alteración puntual de la red de drenaje subterránea. No obstante, no se espera que el drenaje subterráneo general de la zona se vea afectado por la construcción del Proyecto, por lo que el impacto sobre la red de drenaje subterránea se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.11 Alteración de la calidad de aguas subterráneas En lo relativo a la afección de la calidad de aguas subterráneas por posibles vertidos accidentales, la probabilidad de ocurrencia de un posible vertido de aceite o combustibles, y de que éste alcance el nivel freático se considera bastante improbable; en caso de que ocurriese tendrá un carácter negativo, directo, temporal, a medio plazo, sinérgico, reversible y recuperable; se considera COMPATIBLE, teniendo en cuenta las medidas protectoras y correctoras previstas (ver apartado 14.1). 13.3.1.12 Consumo de agua. Disminución del recurso En la fase de construcción el mayor impacto en cuanto a la disminución del recurso se centra en el consumo de agua necesario para la obra. Este consumo se destinará fundamentalmente a abastecimiento humano, riego para evitar emisiones de polvo y lavado de maquinaria. Durante la fase de construcción, el agua se tomará de la red de abastecimiento de la refinería de PETRONOR. El consumo de agua estimado para las necesidades de hormigón PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 382 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL es de 6.720 m3 aproximadamente a lo largo de toda la obra. A este consumo de agua hay que añadir el preciso para el consumo humano, estimado en 33,75 m3/h máximo50, el lavado de camiones y maquinaria de obra, que sería de unos 200 litros por máquina, así como el que se utilice para evitar el levantamiento de polvo, en caso necesario, que sería de unos 1.000 l/km de camino (ver apartado 10.2.3) El impacto se considera, dado su carácter temporal y la poca magnitud de este consumo, negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.13 Aumento de partículas en suspensión y contaminantes atmosféricos Durante esta fase, uno de los posibles impactos sobre la calidad del aire se centra en el aumento de partículas en suspensión y contaminantes atmosféricos, provocado por diversas acciones asociadas a los distintos trabajos de la obra. La emisión de partículas puede afectar a la radiación natural a través de los procesos de absorción y reflexión. La cantidad de partículas de polvo producidas por las obras dependerá de la magnitud de las mismas, que a priori no son muy elevadas, así como de la humedad del suelo. Por lo general, las emisiones gaseosas de la maquinaria serán de poca importancia si ésta funciona correctamente, y las de partículas sólidas quedarán minimizadas con las medidas cautelares de proyecto tales como riegos de caminos y zona de obras (ver apartado 14.1). Se trata de un impacto claramente temporal y poco significativo que desaparecerá una vez finalizadas las obras. El impacto cambios en la calidad del aire se considera negativo, directo, sinérgico, temporal, a corto plazo, reversible y recuperable. El impacto se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.14 Aumento de los niveles sonoros Durante la fase de construcción el aumento de niveles sonoros estará producido por casi todas las acciones del proyecto. Hay que tener en cuenta que las áreas cercanas suponen un territorio con un muy alto grado de antropización, y elevada población estable. En la zona concreta del emplazamiento de la Refinería, los niveles de ruido presentes son debidos, fundamentalmente, a la actividad de la propia Refinería y a la autopista A-8 (ver apartado 12.2.7.8). Los equipos y maquinaria que intervengan en la construcción de las nuevas Unidades deberán cumplir con los requisitos legales establecidos en el Real Decreto 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las emisiones sonoras en el entorno debidas a determinadas máquinas de uso al aire libre, así como en el Real Decreto 524/2006, de 28 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 212/2002, así como el Real Decreto 286/2006, de 10 de marzo, sobre la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores contra los riesgos relacionados con la exposición al ruido. 50 Considerando un consumo de agua de 15 l/día * persona y trabajando 2.550 personas en punta PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 383 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Además, los principales equipos y maquinaria que intervengan en la construcción de la instalación (motoniveladora, camión, cargador frontal, retroexcavadora, hormigonadora, vibrador de hormigón, grúa, bulldozer, compresor...) tendrán niveles de presión sonora de 85 dB(A) a 1 m, excepto la pilotadora que tendrán 95 dB(A) a 1 m. El impacto por aumento de los niveles sonoros se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable; de magnitud COMPATIBLE. 13.3.1.15 Eliminación de la vegetación Las actuaciones de construcción tendrán lugar sobre terrenos carentes de vegetación natural de interés al proyectarse su ubicación dentro de los terrenos de la Refinería (ver Mapa 7 del Anexo II). En cuanto a hábitats de interés o prioritarios, no se espera ninguna afección sobre ellos (ver Mapa 8 del Anexo II). Por ello, este impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.16 Degradación de la vegetación La fase de construcción, y más concretamente la obra civil y transporte de materiales y equipos va a suponer una emisión de partículas sólidas con la consiguiente contaminación atmosférica por partículas en suspensión. Las partículas sólidas se depositarán en las masas de vegetación más próximas al área, disminuyendo este efecto con la distancia. Un factor de gran influencia sobre la inmisión de sólidos desde la atmósfera a las masas de vegetación es la climatología, y más concretamente la pluviosidad y los vientos dominantes que imperen durante la fase de obras. En la vegetación circundante al emplazamiento predominan los pastos y cultivos y las asociaciones de lastonar, brezal, helechal y argomal (ver Mapa 7 del Anexo II). Por lo general, las emisiones gaseosas de la maquinaria serán de poca importancia si esta funciona correctamente (ver apartado 14.1), y las de partículas sólidas quedarán minimizadas con las medidas cautelares de proyecto tales como riegos de zona de obras, etc. Se trata de un impacto claramente temporal y poco significativo que desaparecerá una vez finalizadas las obras. El impacto se considera negativo, indirecto, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable; de magnitud NO SIGNIFICATIVO-COMPATIBLE. 13.3.1.17 Alteración del comportamiento de la fauna La alteración en el comportamiento de la fauna se deberá a las perturbaciones generadas en el medio ocasionadas por las actividades de construcción que se traducen en un incremento de partículas, ruidos, etc. en este área. Para la evaluación de este impacto hay que tener en consideración que el área en que se desarrolla el proyecto presenta un elevado grado de humanización, con presencia de distintas infraestructuras y núcleos urbanos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 384 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Este impacto aumentará durante la época de invernada, migración o reproducción de las especies más relevantes de aves presentes en las balsas de la Refinería, la marisma de Pobeña y la campiña de Montaño-Cardedo (ver apartado 12.3.3.3), aunque hay que señalar que, situadas entre la marisma de Pobeña y las balsas de la Refinería, y el emplazamiento de las nuevas instalaciones, se encuentran otras muchas instalaciones de la propia Refinería, por lo que las especies presentes, especialmente las de las balsas mencionadas, estarán acostumbradas a la actividad industrial. En lo que respecta a la campiña de Montaño-Cardedo, la autopista Bilbao-Santander discurre entre esta zona y el lugar de las obras. No se consideran impactos en fase de construcción sobre la fauna marina ya que no se prevén obras que afecten a este medio. Por todo lo anteriormente expuesto, teniendo en cuenta que se trata de un efecto claramente temporal que cesará una vez finalicen las obras, el impacto relativo a alteración del comportamiento de la fauna se considera negativo, indirecto, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.18 Alteración del hábitat Este impacto se encuentra muy relacionado con los efectos que el proyecto pueda generar relativos a eliminación de vegetación. La magnitud de esta alteración va a estar por tanto relacionada con la superficie de terreno afectada y de los emplazamientos concretos que sean ocupados. La eliminación de la cubierta vegetal y del horizonte vivo del suelo supone la destrucción de una superficie determinada de hábitats para la fauna, tratándose de una afección permanente e irreversible. Teniendo en cuenta la afección generada por eliminación de la vegetación, el impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.19 Eliminación de ejemplares de invertebrados y micromamíferos Por último en cuanto a los impactos sobre la fauna, hay que tener en cuenta, de forma general, que las distintas tareas asociadas a la fase de construcción podrían llevar consigo una eliminación directa de ejemplares de distintas especies faunísticas. Las especies más afectadas podrían ser aquéllas que presentan una escasa movilidad como invertebrados edáficos y micromamíferos. Teniendo en cuenta las características del emplazamiento y de las obras a realizar, el impacto relativo a eliminación de ejemplares de invertebrados edáficos y micromamíferos se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.20 Afecciones a la población por incremento de partículas y ruido En la fase de construcción se generarán molestias a la población de la zona, consecuencia fundamentalmente del incremento de partículas y ruido debido principalmente a mejora de accesos (en caso de ser necesario), infraestructura de apoyo, transporte de materiales y equipos, obra civil y trabajo mecánico. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 385 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En cuanto a la población que se verá afectada, serán tanto los trabajadores de estas obras como los habitantes de las viviendas próximas al emplazamiento. Se trata de un efecto claramente temporal que cesará cuando terminen los trabajos. Teniendo en cuenta las medidas protectoras a adoptar (ver apartado 14.1.1), el impacto afecciones a la población por incremento de partículas y ruido se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable; de magnitud COMPATIBLE. 13.3.1.21 Afecciones a la población por incremento del tráfico En esta fase también se generará en toda la zona un incremento del tráfico debido al transporte de materiales y equipos, con los consiguientes problemas que podría llevar consigo. No obstante, se prevé que las infraestructuras de la zona (ver apartado 12.5.7), entre las que destaca la autovía A-8, serán capaces de absorber este tráfico. Teniendo en cuenta lo anterior y la aplicación de medidas protectoras en este sentido, el incremento del tráfico se caracteriza como negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable. Se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.22 Dinamización económica La construcción del Proyecto URF requiere una elevada inversión para la compra de equipos, la obra civil y el montaje de la instalación. Por otra parte, hay que tener en cuenta el personal que será requerido para los trabajos de construcción (ver apartado 4.6). Parte de estos trabajos y suministros podrán ser realizados por empresas de la zona, por lo que durante el periodo de construcción de la instalación, en la actividad económica de la zona se generará, bajo este punto de vista, un impacto positivo relativo a la posibilidad de creación de empleo tanto directo como indirecto. El impacto referido a la dinamización económica se considera un efecto positivo, directo, temporal, a corto y medio plazo, sinérgico. Se considera de magnitud ALTA. 13.3.1.23 Afección a infraestructuras A fin de minimizar el efecto sobre el tráfico existente en la zona, caracterizado, entre otros aspectos, por la cercanía de la playa, y dadas las limitaciones de la carretera existente de acceso a la Refinería para un tráfico de camiones pesados (ancho de carriles, ausencia de arcén, carril para bicicletas, oleoducto enterrado) se encuentran en análisis diversas alternativas, entre ellas la de separar el tráfico de camiones de coque del de otros productos ya existentes a través de un nuevo acceso en el extremo norte de la Refinería, junto a una nueva área de espera hasta obtener la confirmación de permiso de acceso para estos camiones, ubicado bajo el tablero del viaducto y muy cerca de la salida actual de la autopista. Por otra parte, está previsto que en la planificación de las obras se permita la transitabilidad de vehículos por las carreteras afectadas de modo que se minimice cualquier alteración del paso de los mismos por estas vías de comunicación. En este sentido, se ha realizado un PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 386 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL estudio preliminar de accesos a Refinería para los transportes especiales requeridos durante la fase de construcción, según el cual todos los equipos pueden llevarse desde el Puerto de Bilbao a la Refinería de PETRONOR por las carreteras existentes. Este impacto se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, simple, irreversible y recuperable. Se valora como COMPATIBLE. 13.3.1.24 Afecciones a Espacios Naturales Protegidos y Zonas de Interés Las instalaciones industriales proyectadas no se localizan en ningún Espacio Natural Protegido, LIC, ZEPA o Área de Interés Naturalístico: el único LIC del área de estudio es el LIC “Ría del Barbadún”, ubicado a unos 1.500m al norte de las nuevas instalaciones industriales proyectada. El Área de Interés Naturalístico más próxima es el Área de Zierbena, a unos 900 m (ver Mapa 8 del Anexo II). En el Anexo XIII se incluye el Estudio de afecciones a la Red Natura 2000, en el que se han identificado y valorado los posibles impactos sobre el LIC “Ría del Barbadún” concluyendo que como las actuaciones propuestas se llevarán a cabo íntegramente en el interior de la Refinería no se producirá una afección directa sobre el LIC “Ría de Barbadún” tanto en fase de obra como de construcción. Por otro lado respecto a los efectos indirectos que pueda producir el Proyecto URF sobre los hábitats y a la fauna presentes en este espacio y de acuerdo a los estudios y modelizaciones realizadas (emisiones de gases, ruidos, vertidos, etc.), cabe señalar lo siguiente: • Afecciones sobre los hábitats Se considera que las actuaciones previstas no supondrán alteración de los valores naturales de la zona, ni comprometen la integridad de los hábitats del LIC “Ría de Barbadún”, por lo que son ambientalmente asumibles considerando las medidas preventivas, correctoras y compensatorias. • Afecciones sobre la fauna Al igual que en el caso anterior se considera que las actuaciones previstas no supondrán alteraciones relevantes sobre la fauna representativa del LIC “Ría de Barbadún”, siempre y cuando se implementen las medidas preventivas y correctoras propuestas. De acuerdo a todo lo comentado el impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.1.25 Afección al planeamiento urbanístico El Proyecto URF se va a instalar, de acuerdo con el Planeamiento urbanístico vigente en el municipio de Muskiz (municipio en el que se ubicarán todas las instalaciones asociadas al Proyecto) en una zona industrial (ver Mapa 9 del Anexo II). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 387 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Dada la clasificación del suelo, el impacto sobre el planeamiento/usos del suelo se considera NULO. 13.3.1.26 Afecciones a elementos del patrimonio histórico-cultural De forma general, las posibles afecciones a Zonas y Elementos Arqueológicos y Bienes Inmuebles de Interés Cultural en esta zona pueden generarse en las distintas actividades de construcción del Proyecto URF (principalmente por las excavaciones necesarias para la preparación del terreno y movimientos de tierras). De acuerdo con la información disponible, en la zona concreta de implantación de las nuevas instalaciones no hay constancia de presencia de ninguno de estos elementos, por lo que no se considera impacto en este sentido. Tampoco se prevén afecciones en elementos de interés próximos, entre los que cabe mencionar el Castillo y el Palacio de Muñatones. No obstante, y tal y como se considera en el apartado de medidas protectoras, en caso de que durante la realización de los trabajos de excavación apareciesen indicios de restos históricos, arqueológicos o paleontológicos, se considerarán las medidas cautelares que proceda ejecutar en las obras de dicha zona y se pondrá en conocimiento de las autoridades competentes. 13.3.1.27 Impactos sobre el paisaje La percepción del paisaje puede verse modificada por dos factores, la intrusión visual generada en el mismo por el proceso de construcción de las nuevas instalaciones y la pérdida de masas vegetales (fundamentalmente del estrato arbustivo y del arbóreo, que en el caso que nos ocupa es inexistente) y modificación del relieve, movimientos de tierras, etc., que, tal y como se ha comentado en el apartado de impactos por cambio de relieve, se considera que se trata de una modificación insignificante dada la escasa pendiente del terreno. Además, el emplazamiento en el que se ubica el Proyecto se encuentra muy influido por la propia Refinería, por lo que la calidad paisajística de este punto disminuye, a la vez que su fragilidad. En cuanto a la accesibilidad visual, desde la autopista se divisaría parte del área afectada, si bien esta accesibilidad visual se centraría fundamentalmente en los habitantes de los núcleos urbanos próximos. El impacto sobre el paisaje generado en la fase de construcción se caracteriza como negativo, directo, temporal, a corto plazo, simple, irreversible y recuperable. Se valora como COMPATIBLE. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 388 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.2 Fase de funcionamiento 13.3.2.1 Impactos por generación de Residuos Todos los residuos generados durante el funcionamiento del Proyecto URF (inertes, urbanos y peligrosos) serán gestionados de acuerdo con la legislación en vigor en esta materia, ya sea esta de ámbito estatal, autonómico o local, tal y como se están gestionando en la actualidad el resto de residuos de la Refinería. De acuerdo a la legislación vigente se tendrán que cumplir, entre otras, las siguientes obligaciones: − Entregar los residuos a un gestor para su valorización o eliminación. − Mantener los residuos en condiciones adecuadas de higiene y seguridad. − Destinar los residuos potencialmente reciclables o valorizables a estos fines evitando su eliminación en todos los casos posibles. − Sufragar los costes de gestión de los residuos. − Abonar las tasas correspondientes por la gestión de los residuos, ya sea este servicio prestado municipalmente o por terceros. Por otra parte, los principios que regirán en la instalación para llevar a cabo una correcta gestión de los residuos producidos son: − Segregar en origen todos los residuos producidos. − No mezclar los residuos entre sí. − Disponer de envases suficientes y seguros. − Etiquetar los envases. − Almacenar los residuos en condiciones seguras. − Llevar un registro de los residuos peligrosos. − Cumplimentar la documentación pertinente sobre residuos peligrosos. − Informar a la administración en caso de desaparición, pérdida o escape de residuos peligrosos. − Archivar y conservar la documentación de residuos peligrosos durante al menos cinco años. Para la recogida de estos residuos se dispondrá de suficientes envases, convenientemente etiquetados, para garantizar la recogida selectiva de los mismos. Posteriormente se almacenarán en el almacén temporal de residuos que existe en la actualidad en la Refinería. Los residuos permanecerán en este almacén durante un tiempo inferior a 6 meses. El transporte de estos residuos hasta su destino final se realizará con transportistas/gestores autorizados. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 389 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL La gestión de todos estos residuos se llevará a cabo con gestores autorizados y su destino final será la valorización, siempre que ésta sea posible, y la deposición en vertederos controlados. Durante la operación normal, la correcta gestión de los residuos producidos en la instalación no dará lugar a impacto ambiental alguno sobre el suelo, agua, etc., salvo, que de manera fortuita o accidental se produzcan derrames o vertidos incontrolados de estos residuos por errores técnicos o humanos. En las zonas de acopio de residuos se dispondrá de material absorbente, medidas de seguridad contraincendios, ventilación adecuada, cubetos, y en todos los casos se tendrá en consideración la incompatibilidad de los distintos residuos (tóxicos, combustibles, etc.), evitando fuentes de ignición, calor, etc. En cualquier caso, una fuga o derrame de un producto peligroso será tratada y gestionada como un residuo peligroso/especial. Además de las medidas de seguridad, la Refinería cuenta con un Plan de Emergencia, donde quedan definidos los medios, tanto humanos como técnicos, y el tipo de actuación que se deberá de seguir en las zonas de acopio de residuos, o en el almacén de residuos peligrosos para responder a un posible riesgo ambiental. Este Plan de Emergencia contemplará las nuevas Unidades. Por otra parte y dentro del marco del Sistema de Gestión Ambiental implantado y certificado en la Refinería se llevan a cabo diferentes actuaciones relativas al control y gestión de los residuos generados. En cuanto a volumen de residuos generados tras la puesta en marcha de las instalaciones asociadas al Proyecto URF, cabe indicar que se reducirá drásticamente ya que los lodos aceitosos y los del sistema de centrifugación del tratamiento biológico de la Planta DAR dejarán de destinarse a la valorización (y por tanto constituir un residuo) para pasar a ser una materia prima auxiliar en la Unidad de coquización, cumpliendo todas las garantías en su procesamiento. De este modo, se estima que únicamente el 21% de los residuos asociados a las instalaciones del Proyecto URF serán residuos peligrosos y que la producción de residuos peligrosos tras la puesta en marcha del Proyecto URF se reducirá en un 60% respecto a la media de los últimos años (ver apartado 9.1). De acuerdo a lo dicho anteriormente y a la estimación de generación esperada de residuos, el impacto relativo a generación de residuos, siempre y cuando se cumplan las medidas anteriormente mencionadas se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.2 Contaminación del suelo por derrames/vertidos/fugas accidentales Durante la fase de funcionamiento puede tener lugar una contaminación del suelo debida principalmente a derrames/vertidos/fugas accidentales desde determinados puntos de la instalación. Los efectos sobre el suelo dependerían de la cantidad y naturaleza de las materias derramadas. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 390 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Teniendo en cuenta que los equipos e instalaciones estarán dotados de las adecuadas medidas de protección y, en su caso, de contención de derrames (ver apartado 16.2.1) y que la probabilidad de ocurrencia es muy baja, este impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.2.3 Contaminación del suelo debida a emisiones atmosféricas Durante la fase de funcionamiento de las nuevas Unidades del Proyecto URF, se ha considerado la posible contaminación del suelo debido a las emisiones continuas del horno de coquización, del Horno de hidrotratamiento de nafta y de la nueva cogeneración, que consistirá fundamentalmente en la posible acidificación del mismo debido principalmente a las emisiones atmosféricas de óxidos de nitrógeno y dióxido de azufre. Las emisiones de SO2 proceden fundamentalmente de las dos nuevas Plantas de recuperación de azufre, ya que el resto de las unidades antes indicadas utilizan principalmente gas de coquización como combustible, que tiene un contenido prácticamente nulo de sulfhídrico (SH2). En cualquier caso, el impacto de las Plantas de azufre es muy pequeño como se ha comprobado en el Estudio de Dispersión de Contaminantes Primarios (Anexo IX), por tratarse de instalaciones con un rendimiento superior al 99,5% y ser evacuados sus gases residuales por la chimenea de 222 m de altura existente en Planta 3 de la refinería, lo que favorece la dispersión. En concreto, la concentración media anual de SO2 estimada por el modelo de dispersión para la operación de las nuevas unidades del Proyecto URF, se encuentra entre los 0,5 µg/m3 y los 0,2 µg/m3, por lo que no es de esperar una deposición significativa de este contaminante. Las emisiones de NOX estarán limitadas mediante la utilización de combustores de baja emisión de NOX. De acuerdo con las emisiones esperadas, durante el funcionamiento de la cogeneración la concentración de NOX no superará los 78 mg/Nm3 (expresados como NO2 sobre gas seco al 15% vol. de O2). La concentración de NOX en las emisiones del horno de coquización y el horno de HDT de nafta de coquización no superará los 200 y los 175 mg/Nm3 (expresados como NO2 sobre gas seco al 3% vol. de O2) respectivamente. Por otra parte, el grado de sensibilidad de los suelos a la acidificación puede variar ampliamente de unas zonas a otras, dependiendo, principalmente, del espesor de la capa de humus, de la consistencia del sustrato, así como del tipo de rocas y suelos. Uno de los efectos más importantes de la acidificación de los suelos es, probablemente, el incremento de la movilidad con las consiguientes pérdidas por lixiviación de ciertos cationes básicos tales como el Ca, Mg, K y Al. No obstante, hay que tener en cuenta que la acidificación de los suelos es un proceso muy lento y que para la detección de los efectos se requieren largos estudios, a fin de medir la relación entre el aporte suplementario de compuestos acidificantes y la variación de la estructura del suelo. A la vista de los resultados obtenidos en el estudio de dispersión de contaminantes atmosféricos, las concentraciones medias anuales de NOX y NO2 en el aire ambiente debidas a las emisiones de los hornos y la cogeneración son bajas, inferiores a 4 µg/m3, PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 391 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL excepto en zonas próximas a la Refinería con topografía elevada, donde las concentraciones alcanzan hasta los 7,4 µg/m3.y no es de esperar que originen una deposición de NOX elevada. Además, la influencia de las emisiones de las nuevas Unidades sobre las concentraciones en el aire ambiente se limita únicamente a un área de unos 6 km x 8 km en torno a la Refinería. En cuanto a la nueva torre de refrigeración, tal y como se recoge en el apartado 13.3.2.12 (Degradación de la vegetación por deposición de sales), la deposición de sales esperada es poco importante, y tendría lugar principalmente en el suelo industrial de la propia refinería. En concreto, los resultados obtenidos de las modelizaciones para el Proyecto URF estiman una deposición inferior a 0,013 g/m2·mes como promedio anual a partir de un radio de 300 m. Asimismo, los resultados del análisis de efectos sinérgicos de la nueva torre con las existentes en la refinería de PETRONOR, indican que no se producirán sinergias con la deposición salina de la torre existente más próxima (Torre 3), ni tampoco con las situadas a mayor distancia (Torres 1 y 2). De ese modo, la deposición de sales esperada es poco importante, y tendría lugar principalmente en el suelo industrial de la propia refinería, no afectando, por tanto, al suelo del entorno. A la vista de los valores presentados, y teniendo en cuenta las consideraciones realizadas, no es de esperar que la deposición de estos contaminantes origine problemas de acidificación en los suelos de la zona. Por esto, el impacto de contaminación del suelo por acidificación se considera se considera negativo, indirecto, temporal, a medio plazo, sinérgico, irreversible y recuperable; se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.4 Consumo de agua. Disminución del recurso El consumo de agua necesario para el adecuado funcionamiento de la refinería de PETRONOR varía en función de muchos parámetros, siendo, en la actualidad, 721 m3/h el consumo medio51 de la refinería procedente del exterior. Entre estos parámetros destaca la recuperación de agua que se logra, ya que PETRONOR dispone de un completo sistema de recuperación de agua que permite reciclar buena parte del agua consumida, pudiendo llegarse a niveles del 30% de recuperación, con un plan continuo de incremento de la cantidad de agua recuperada (ver Balance de agua de la Tabla Tabla 16 del apartado 7.2). Con el mismo objetivo de reducción del consumo global de agua, el nuevo Proyecto incorpora un diseño de las instalaciones para el reciclado y la recuperación de agua, de manera que se espera que tras la puesta en marcha del Proyecto URF los valores de 51 Basado en datos de 2004 (5.768.550 m3/año, distribuidos en 8.000 h, de acuerdo a la disponibilidad media) PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 392 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL recuperación de agua se mantengan en torno al 30%. Así, se requiere incrementar el consumo actual de agua de la refinería procedente del exterior en un 15 % (respecto a 2004) (ver apartado 7.2). El agua para el Proyecto URF procederá por un lado del actual sistema de recuperación de agua de refinería, que tiene previsto un plan de potenciación, y por otro del Consorcio de Aguas del Gran Bilbao, el suministrador actual. En la actualidad PETRONOR tiene un contrato con el Consorcio de Aguas del Gran Bilbao que cubre las necesidades de aporte de agua de la refinería actual y de la ampliación prevista con el Proyecto URF (el consumo futuro se situará en torno al 75% de la capacidad de suministro del contrato). El impacto se considera negativo, directo, permanente, a corto plazo, sinérgico, irreversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.5 Impactos por Vertidos. Alteración de la calidad del agua del medio marino Los efluentes procedentes de las instalaciones asociadas al Proyecto URF serán similares a los producidos en la Refinería en la actualidad, por lo que se espera que el vertido final de la Refinería tras la instalación de la Planta URF posea las mismas características físicoquímicas que el vertido actual, incrementándose únicamente el caudal generado. En el apartado 8.3.5 se incluye una síntesis de las medias de los parámetros más significativos de determinación de la calidad del agua de vertido al exterior, desde el año 2001 al 2005. En este sentido, hay que indicar que con el nuevo aporte de efluentes de la Planta URF no se prevé que se modifiquen significativamente estos parámetros, por lo que se espera que el vertido de la refinería seguirá cumpliendo los límites establecidos en la Autorización de vertido tierra-mar otorgada por el Departamento de Ordenación del Territorio y Medio Ambiente del Gobierno Vasco, o los que en su caso se determinen por modificación de dicha Autorización. El caudal normal de efluentes líquidos continuos se espera de unos 23,2 m3/h, que unidos a los 30 m3/h estimados de aguas pluviales, se enviarán a la actual Planta DAR de Refinería. Como se ha indicado anteriormente, esta planta incorpora un completo tratamiento de agua que permite su recuperación en ciclos posteriores. A fin de optimizar las características de las corrientes, PETRONOR dispone de un sistema totalmente separador del tratamiento de las corrientes: aguas de proceso y aguas aceitosas. El caudal de 23,2 m3/h representa menos del 3,8% de la capacidad de tratamiento continua de la DAR. Si se considerara adicionalmente el incremento de aguas pluviales atribuible al aumento de zonas de proceso pavimentadas, el caudal resultante no superaría el 8,8% de la capacidad punta del sistema, considerando la pluviosidad máxima. Por ello, no se consideran actuaciones adicionales, teniendo en cuenta la capacidad de reserva de la planta y los planes de potenciación y mejora que PETRONOR está desarrollando en la actualidad. Este proyecto se incluye en el Anexo XXIII). En el apartado 8.3.5 se muestra un resumen del desglose de los efluentes, así como del destino previsto. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 393 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Por otra parte, a la piscina de decantación final llegará un caudal de 51,1 m3/h procedente de las purgas de la torre de refrigeración, efluentes de regeneración de cadena de agua desmineralizada, y otros efluentes de alta salinidad que no es preciso tratar en la Planta DAR, así como el caudal tratado y no recuperado en la Planta DAR. Así, en conjunto se ha considerado una recuperación en línea con los valores históricos de PETRONOR (del orden del 30%, siendo intención de PETRONOR llegar al máximo posible), resultando así un vertido de 51,1 m3/h, que supone un incremento del volumen de vertido de 14,9% respecto al año de referencia. En cuanto a las características cualitativas del vertido actual de la Refinería, en el apartado 8.3.5 se incluye una síntesis de las medias de los parámetros más significativos de determinación de la calidad del agua de vertido al exterior, desde el año 2001 al 2005. En este sentido, hay que indicar que con el nuevo aporte de efluentes de la Planta URF no se prevé que se modifiquen significativamente estos parámetros, por lo que se espera que el vertido de la Refinería seguirá cumpliendo los límites establecidos en la Autorización de vertido tierra-mar otorgada por el Departamento de Ordenación del Territorio y Medio Ambiente del Gobierno Vasco, o los que en su caso se determinen por modificación de dicha Autorización. A continuación se realiza la valoración del impacto del vertido de la refinería tras la puesta en marcha del Proyecto URF, a partir de los resultados de los Estudios del Medio Marino incluidos en Anexo X (“Estudio de dispersión del vertido para el Proyecto URF en Muskiz”, “Caracterización del medio receptor del vertido de la refinería de PETRONOR en Punta Lucero (Bizkaia)” y “Estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero. Campaña 2005”). El “Estudio de dispersión del vertido para el Proyecto URF en Muskiz” realizado por AZTI Tecnalia presenta una modelización del vertido tanto actual como futuro (es decir con el Proyecto URF en funcionamiento) permitiendo establecer una comparación entre ambas situaciones. A continuación se resume tanto las modelizaciones realizadas como los resultados de las mismas. − Para simular la dispersión del vertido se ha utilizado el modelo CORMIX (Cornell Mixing Zone Expert System, Jirka et al, 1996) y se ha completado con el software tridimensional TRIMODENA que permite simular las corrientes marinas con objeto de evaluar si existe un gradiente vertical en las corrientes que pueda inducir una variabilidad en la dilución del vertido. − Para modelizar el vertido se ha establecido una velocidad ambiental de 10 cm s-1, que está por debajo de las velocidades medias registradas durante el mes de febrero de 2007 por el correntímetro localizado al efecto en la zona de estudio. El uso de velocidades de corriente bajas se debe a que éstas son las más desfavorables para la dilución del vertido, por lo cual interesa imponer un valor que esté por debajo de la media registrada. − De los registros de corrientes disponibles en la zona se puede observar que las corrientes predominantes son en las direcciones paralelas a la línea de PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 394 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL costa (suroeste y noreste, siendo más frecuentes éstas últimas). En las medidas realizadas en 2007 las corrientes del primer cuadrante representan el 61% y las del tercer cuadrante el 23%. − Se ha modelizado con dos caudales de vertido, de 479,5 m3/h y 529 m3/h, para la situación actual y futura, respectivamente. El caudal de 479,5 m3/h corresponde al máximo vertido anual autorizado en la Autorización de Vertido Tierra-Mar de PETRONOR (es decir 4.200.000 m3/año), distribuido homogéneamente a lo largo del año. El caudal de 530,6 m3/h es el resultado de añadir al vertido máximo autorizado el incremento de vertido estimado tras la puesta en marcha del Proyecto URF, esto es 51,1 m3/h. − El vertido se caracteriza por estar disuelto en agua dulce, a temperatura ambiente. − Suponiendo un posible efecto sobre la dilución del vertido de los perfiles de densidad de la columna de agua en diferentes épocas del año, se ha considerado conveniente examinar tres situaciones diferentes, correspondientes a lo observado en los meses de enero (época invernal), junio y agosto. En el mes de enero, representativo de invierno, la mayor mezcla de las masas de agua hace que la densidad sea más homogénea. Sin embargo, en verano la estructura termohalina de la columna de agua presenta gradientes de densidad destacados entre la superficie y el fondo. En la condición de junio existe una picnoclina moderada, mientras que en la correspondiente a agosto, la columna de agua presenta las temperaturas más elevadas del año. − Las plumas obtenidas mediante el modelo de simulación CORMIX, debido a los valores de flujo de vertido utilizados y a la relativamente baja velocidad de la corriente impuesta en el medio marino, se desplazan de manera paralela a la costa. Asimismo, debido a la densidad del vertido, caracterizado por ser de agua dulce fundamentalmente con las sustancias disueltas que interesa diluir, éste flota y se desplaza y dispersa sobre la capa superficial de la columna de agua. Este desplazamiento superficial del vertido, debido a la baja densidad de éste con respecto al agua de mar, hace que el efecto de los tres perfiles de densidad examinados (invierno, junio y agosto) sobre la dispersión del vertido no sea fundamental como se esperaba, ya que este no tiene una dilución apreciable a lo largo de la columna de agua. − Lo comentado ocurre tanto en la situación actual de vertido como para la futura. Como es evidente, las tasas de dilución del vertido con un aumento de flujo del mismo con respecto a la situación actual de 51,1 m3/h son ligeramente inferiores, es decir, el vertido presenta menos dilución. No obstante, este incremento de la concentración del vertido no es sustancial. − Con el fin de complementar el estudio de dilución realizado con el modelo CORMIX se ha llevado a cabo la simulación de las corrientes marinas mediante el software tridimensional TRIMODENA. De esta manera se ha podido evaluar si la existencia de un gradiente vertical de las corrientes puede inducir una variabilidad importante en la dilución del vertido, que el modelo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 395 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CORMIX, que emplea una aproximación verticalmente integrada para el dato de corrientes, no puede reproducir. − Los caudales de los vertidos en una zona de una profundidad promedio superior a 20 m y con corrientes relativamente importantes (valores medios del orden de 0,1 m/s) no modifican los patrones generales de las corrientes marinas en la zona. En cualquier caso, los cambios en la dilución con uno y otro caudal sólo se producen en la fase de campo cercano, en la cual influyen las características del vertido (configuración de la conducción de vertido, número de difusores, disposición de los mismos, etc.) y la velocidad de flujos del caudal a través de la conducción y no las corrientes marinas de la zona. − Se han empleado los datos de corrientes medias medidas por el correntímetro fondeado en la zona simulándose las corrientes más frecuentes y que se corresponden con las direcciones WNW y ESE, o lo que es lo mismo, sensiblemente paralelas a la alineación del dique de Punta Lucero. Ambos escenarios han sido simulados mediante el modelo ECADIS (integrado en el paquete TRIMODENA) mostrando los resultados numéricos una importante similitud con las medidas del correntímetro, así como correspondencia con los patrones generales del viento durante el período de las medidas. Una vez calibrados los resultados de las corrientes se ha empleado esta información para alimentar el modelo numérico de simulación de la dispersión incluido en Trimodena. − La aproximación lagrangiana empleada para la simulación de la dispersión permite reproducir el comportamiento de diferentes tipos de partículas (flotantes, partículas que sedimentan, que se disuelven, etc.). En este caso se ha estudiado el comportamiento de partículas que no sedimentan, y que pueden asimilarse a partículas flotantes en el caso de que se sitúen en superficie, o a sustancias que se disuelven sin que tengan tasa de decaimiento. − La ecuación de dilución es una ecuación lineal en derivadas parciales lo cual permite definir las concentraciones como un porcentaje de la concentración inicial. La concentración en la zona del vertido se ha fijado arbitrariamente en un valor de 100, de forma que el resto de concentraciones se pueden referir a ese valor arbitrario como un porcentaje del mismo. − Los resultados de la dispersión obtenidos mediante el modelo lagrangiano muestran una elevada coherencia con los resultados obtenidos por el modelo CORMIX, obteniéndose tasas de dilución muy similares a las obtenidas por el modelo CORMIX en todos los escenarios simulados. Por otra parte, se ha realizado una campaña de muestreo de agua en el entorno del punto de vertido (ver apartado 12.4.1); los resultados de dicha campaña indican que todos los parámetros analizados (los indicados en el PRTR, el BREF del Refino y la Autorización de Vertido Tierra-Mar de PETRONOR) se encuentran dentro de rangos normales y esperables para la zona y la época en que fueron realizados los muestreos. Cabe destacar la presencia de niveles significativos de amonio y nitratos en una de las estaciones de muestreo ubicada a poniente de Punta Lucero que pueden ser debidos a algún vertido puntual de origen terrestre. Asimismo, se encuentran trazas de hidrocarburos no polares en superficie. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 396 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL En cualquier caso, los resultados se han comparado con los objetivos de calidad de las aguas fijados en la “Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del Consejo relativa a las normas de calidad ambiental en el ámbito de la política de aguas y por la que se modifica la Directiva 2000/60/CE” y en la “Orden de 14 de febrero de 1997, por la que se clasifican las aguas litorales andaluzas y se establecen los objetivos de calidad de las aguas afectadas directamente por los vertidos”. Aún así, hay parámetros para los que no se conoce ningún objetivo de calidad a nivel español o europeo. En algunos de los contaminantes el estándar de calidad ambiental es inferior al nivel de cuantificación de las metodologías utilizadas en la campaña de medidas. Esto implica que para estos contaminantes la evaluación del cumplimiento de los estándares de calidad ambiental sólo se puede realizar parcialmente. El resto de los contaminantes se encuentran por debajo del estándar de calidad. Así, no hay ningún contaminante del que se pueda decir que se supera el objetivo de calidad. Adicionalmente, se dispone de los resultados del “Estudio del estado ecológico del entorno de la descarga en Punta Lucero” que realiza anualmente la UPV para PETRONOR. Las conclusiones de estos estudios indican que, si bien la zona de vertido está alterada ecológicamente, no parece que el origen de dicha alteración sea el vertido de PETRONOR sino que más bien se debe a agentes externos, ya que en las estaciones de muestreo localizadas en la zona de influencia del vertido de PETRONOR se obtienen mejores resultados que en la estación de control, que en modo alguno está afectada por PETRONOR. En conclusión, de acuerdo con la información disponible, se considera que el vertido de las instalaciones actuales de PETRONOR provoca un impacto sobre el medio receptor que no altera de manera significativa las condiciones del mismo. Teniendo en cuenta por otra parte los resultados de las modelizaciones, se espera que el incremento del vertido de la refinería consecuencia de la puesta en funcionamiento de las instalaciones asociadas al Proyecto URF ocasione un impacto similar al que se produce en la actualidad por el vertido de las instalaciones actuales de PETRONOR, por lo que este impacto se considera negativo, directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable. Se valora COMPATIBLE. 13.3.2.6 Cambios en la calidad del aire por emisiones continuas Los cambios en la calidad del aire como consecuencia del funcionamiento de las nuevas Unidades del Proyecto URF, serán debidos principalmente a las emisiones continuas procedentes de los gases de combustión de la nueva cogeneración, del horno de coquización, del horno de hidrotratamiento de nafta de coquización y de las dos nuevas plantas de recuperación de azufre. Para poder evaluar la incidencia del proyecto en el medio ambiente atmosférico se ha realizado un Estudio de Dispersión de Contaminantes Atmosféricos Primarios, empleando un modelo de dispersión de puff gaussiano, para un área de estudio de 40 x 40 km en torno a la refinería de PETRONOR, cuyos resultados se presentan en el Anexo IX de este documento. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 397 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Asimismo, se ha efectuado un Estudio de Dispersión de Contaminantes Fotoquímicos empleando un modelo euleriano adecuado para tal fin, cubriendo un área de estudio de 274 km x 274 km en torno a la refinería de PETRONOR, cuyos resultados se presentan en el Anexo IX. • Estado de dispersión de contaminantes primarios con modelo de ‘puffs’ gaussiano. En el Estudio de Dispersión de Contaminantes Primarios se han calculado las concentraciones previsibles en el aire ambiente de todos los contaminantes regulados por el Real Decreto 1073/2002 (NOX, NO2, SO2, PM10, CO, Plomo y benceno), así como una amplia relación de contaminantes incluidos en los inventarios EPER y E-PRTR. La simulación realizada ha considerado el escenario de emisión posible más desfavorable para el medio ambiente, consistente en el funcionamiento continuo de los hornos, la cogeneración y las plantas de azufre durante todo un año completo y utilizando gas de coquización como combustible. En este sentido hay que recordar que el máximo de horas previstas de funcionamiento al año para los hornos es de 8.000 y de 8.600 para la cogeneración. Para verificar el cumplimiento de la legislación en materia de calidad del aire cuando entren en operación las nuevas Unidades del Proyecto URF, además de la contribución de las emisiones de los nuevos focos se han tenido en cuenta los niveles de contaminantes debidos a otros focos de la zona de estudio. Así, para considerar los aportes de los focos actualmente en operación tanto en la refinería de PETRONOR en Muskiz, como en otras instalaciones industriales de la zona, se han analizado las medidas de las estaciones de la Red de Vigilancia de la Calidad del Aire del País Vasco. Además, se ha estimado mediante el modelo gaussiano la previsible contribución a los niveles de calidad del aire, de la nueva Unidad de hidrodesulfuración (HDS) de destilados medios (Unidad G4) de la refinería de PETRONOR, operando también con gas de refinería, que se ha puesto en marcha en junio de 2006, así como la contribución de las emisiones de la Central Térmica a gas de natural, que forma parte de la Planta de Biodiesel promovida por Biocombustibles de Zierbena S.A. en el Puerto de Bilbao. Los niveles resultantes se han comparado con los valores límite en materia de calidad del aire que establece el Real Decreto 1073/2002. En la siguiente tabla se resumen los valores límite de calidad del aire que se han considerado en el Anexo IX para los distintos contaminantes modelizados. CONTAMINANTE OBJETIVO PARÁMETRO LÍMITES NORMATIVOS NOx Protección de la vegetación (1) Promedio anual 30 μg/m NO2 Protección de la salud humana Promedio horario. No podrá superarse más de 18 ocasiones por año civil. 200 μg/m PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 3 3 398 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL CONTAMINANTE OBJETIVO Umbral de alerta Protección de la salud humana SO2 Umbral de alerta Protección de los ecosistemas (1) PM10 Protección de la salud humana PARÁMETRO LÍMITES NORMATIVOS Promedio anual. 40 μg/m3 Promedio horario registrado durante tres horas consecutivas. 400 μg/m3 Promedio horario. No podrá superarse más de 24 ocasiones por año civil. 350 μg/m3 Promedio diario. No podrá superarse más de 3 ocasiones por año civil. 125 μg/m3 Promedio horario registrado durante tres horas consecutivas. 500 μg/m3 Promedio anual e invierno. 20 μg/m3 Promedio diario. No podrá superarse más de 35 ocasiones por año civil. 50 μg/m3 Promedio anual. 40 μg/m3 CO Protección de la salud humana Media de ocho horas máxima en un día. 10 mg/m3 Benceno Protección de la salud humana Promedio anual. 5 μg/m3 Plomo Protección de la salud humana Promedio anual. 0,5 μg/m3 1 Para la aplicación de este valor límite se tomarán en consideración los datos obtenidos en las estaciones de medición representativas de los ecosistemas a proteger, sin perjuicio, en su caso, de la utilización de otras técnicas de evaluación. TABLA 109. RESUMEN DE LOS VALORES LÍMITE DE CALIDAD DE AIRE (REAL DECRETO 1073/2002) A continuación se exponen las principales conclusiones a las que se ha llegado tras la modelización de contaminantes primarios, que pueden verse de forma detallada en el Anexo IX, así como las consideraciones realizadas, datos empleados, cálculos y resultados obtenidos. En lo que respecta a los óxidos de nitrógeno, la máxima concentración media anual de inmisión de NO2 que se espera, debido a las emisiones continuas del Proyecto URF, es de 2,3 µg/m3. Este valor aumenta a 4,3 µg/m3 cuando además de considerar las emisiones del Proyecto URF, se consideran las emisiones de la Unidad G4 y la Planta de Biodiesel. Respecto al valor promedio anual de las concentraciones de NOX en el aire ambiente, los niveles máximos estimados por el modelo son de 4,0 µg/m3 y 7,4 µg/m3, para el funcionamiento único del Proyecto URF y el funcionamiento conjunto con la Unidad G4 y la Planta de Biodiesel, respectivamente. Por tanto, el aporte a los niveles medios anuales de NO2 y NOx, debido tanto a las emisiones de la nueva cogeneración, el horno de coquización, horno de HDT de nafta de coquización y nuevas plantas de azufre, como de todas las nuevas instalaciones previstas en la zona actuando de manera conjunta, está muy por debajo de los valores límite para la protección PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 399 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL de la salud humana y para la protección de los ecosistemas que establece el Real Decreto 1073/2002 respectivamente para NO2 y NOX, establecidos en 40 µg/m3 de NO2 y 30 µg/m3 de NOX. Asimismo y, tal y como se recoge en el Anexo IX, el nivel de fondo anual de NO2 en las estaciones de medida afectadas por la dispersión de las emisiones modelizadas, más el aporte estimado por el modelo para la localización de dichas estaciones, no supera los 40 µg/m3 de NO2, oscilando la concentración total de NO2 entre los 13,4 µg/m3 en Muskiz y los 23,9 µg/m3 en Abanto. La concentración de fondo media anual de NOX presenta valores por encima del valor límite para la protección de la vegetación (30 µg/m3) en todas las estaciones del entorno de la refinería, con valores próximos a los 45 µg/m3, salvo en Muskiz (25 µg/m3). Sin embargo, el aporte del Proyecto URF más la Unidad G4 y la Planta de Biodiesel es muy bajo, oscilando entre 0,2 µg/m3 en Getxo y 1,0 µg/m3 en Abanto y Zierbena. Es necesario resaltar, no obstante, que el valor límite de NOx no es de estricta aplicación para las estaciones de calidad del aire analizadas, ya que no cumplen los requerimientos de microimplantación del Real Decreto 1073/200252. Por otra parte, en el caso de los niveles horarios de NO2, y de acuerdo con los criterios establecidos en la legislación al respecto, el decimonoveno valor más alto de la serie anual de datos horarios en cada punto de la malla de simulación (Percentil 99,8) estimado por el modelo en todo el área de estudio es de 110,3 µg/m3, tanto en el caso de considerar exclusivamente el funcionamiento de las Unidades del Proyecto URF con gas de coquización funcionando de manera continua durante todo el año, como cuando se consideran además las emisiones de la Unidad G4 y la Planta de Biodiesel. Por lo tanto, la contribución de dichos focos no supera el valor límite horario para la protección de la salud humana de 200 µg/m3, permitido hasta un máximo de 18 horas al año. Igualmente, cuando se calcula el percentil 99,8 de las concentraciones horarias de NO2 obtenidas como suma de las concentraciones horarias registradas en las estaciones de calidad del aire y las concentraciones horarias estimadas por el modelo en dicho punto, se obtienen valores claramente inferiores al valor límite horario de 200 µg/m3 NO2. Estos valores varían entre 75,5 µg/m3 en Muskiz y 104,6 µg/m3 en Abanto. En cuanto al dióxido de azufre, la contribución de las nuevas Unidades del Proyecto URF operando a plena carga con gas de coquización, junto con las emisiones de los otros focos previstos en la zona, es muy baja. En concreto, tal y como se detalla en el Anexo IX la máxima concentración media anual de SO2 en el área de estudio debida a la operación de todos los focos modelizados se estima 52 Los puntos de muestreo dirigidos a la protección de la vegetación, de acuerdo con el Anexo VIII del Real Decreto 1073/2002, deben estar situados a una distancia superior a 20 km de las aglomeraciones o a más de 5 km de otras zonas edificadas, instalaciones industriales o carreteras, lo que no es aplicable en las estaciones consideradas, de carácter urbano o suburbano PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 400 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL en 0,49 µg/m3, valor que está muy por debajo del valor límite anual para la protección de los ecosistemas establecido en la legislación (20 µg/m3 de SO2). Cuando se considera el aporte estimado por el modelo en la localización de las estaciones de calidad del aire, que apenas alcanza los 0,2 µg/m3, más la concentración de fondo registrada durante el periodo modelizado en dichas estaciones, se obtienen medias anuales entre los 7,5 µg/m3 en Gexto y los 8,5 µg/m3 en Muskiz, lo que supone algo menos de la mitad del límite establecido en la legislación. Asimismo, los máximos percentiles 98,9 de los valores diarios y 99,7 de los valores horarios de SO2 estimados por el modelo en el área de estudio, están muy por debajo de los 125 µg/m3 diarios (con 3 superaciones permitidas al año) y los 350 µg/m3 horarios (con 24 superaciones permitidas al año), establecidos por la legislación para la protección de la salud humana. Así el máximo percentil 98,9 diario de SO2 cuando se simula la operación de las unidades del Proyecto URF más la unidad G4 y la Planta de Biodiesel es de 5,28 µg/m3, y el máximo percentil 99,7 horario es de 19,41 µg/m3. El valor del percentil 98,9 diario de SO2 cuando se considera la suma de las estimaciones del modelo más los valores registrados en las cabinas de calidad del aire, varía entre los 18,8 µg/m3 de Getxo y los 28,9 µg/m3 de Abanto. El percentil 99,7 horario oscila entre 37,0 µg/m3 en Getxo y 86,2 µg/m3 en Muskiz. En el caso del monóxido de carbono la concentración máxima octohoraria calculada por el modelo es de tan sólo 0,14 mg/m3, tanto en el caso de considerar únicamente la emisión de los focos del Proyecto URF como junto con el resto de focos previstos en la zona. La suma de las estimaciones del modelo más los valores registrados en las cabinas de calidad del aire alcanzan 2,0 mg/m3 de CO en Getxo y Muskiz y 1,0 mg/m3 en Zierbena, pero la máxima contribución de los focos modelizados en estos puntos es de tan sólo 0,01 mg/m3. En cuanto al resto de los contaminantes regulados, partículas PM10 y benceno, únicamente cabe señalar que el aporte de las Nuevas Unidades es mínimo y es poco probable que contribuyan a la superación de los límite establecidos, teniendo en cuanta los valores de fondo registrados en la zona ya sea en las estaciones automáticas de medidas o en campañas puntuales (ver Anexo IX). Las emisiones de plomo se han estimado nulas. Así la máxima concentración media anual de partículas como consecuencia del funcionamiento de las Nuevas Unidades del Proyecto URF y el resto de focos modelizados de la zona es de tan sólo 0,1 µg/m3, siendo los valores de fondo de 23,8 µg/m3 en Abanto, 34,1 µg/m3 en Zierbena y 13,6 µg/m3 en Getxo. La concentración media anual estimada para el benceno es de 5,2 x 10-5 µg/m3. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 401 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL • Estudio de dispersión de contaminantes fotoquímicos con modelo euleriano. Para tratar de estimar el impacto del Proyecto URF sobre los niveles de O3 y sus precursores, principalmente NO2 y COVs, se ha empleado un modelo fotoquímico euleriano (CAMx), alimentado por las simulaciones de un modelo meteorológico regional (RAMS). Adicionalmente se han analizado con este sistema de modelización los niveles de SO2 y PM10. Para más detalles sobre las estimaciones y cálculos realizados consultar el Anexo IX. Dada la alta resolución, tanto espacial como temporal, requerida por los modelos anteriores, los tiempos de cómputo son elevados, por lo que ambos modelos se han ejecutado en una plataforma de cálculo de altas prestaciones (“cluster”), para cálculo de procesos en paralelo. Asimismo, el elevado tiempo de cómputo hace que no sea factible la modelización de series temporales excesivamente largas, lo que ha llevado a seleccionar escenarios representativos de las condiciones más conflictivas en cuanto a concentración de contaminantes en los últimos cinco años, prestando especial atención a las altas concentraciones de NO2 que se producen habitualmente en invierno y las elevadas concentraciones de O3 en verano. Los escenarios finalmente seleccionados comprenden cinco días en los que las concentraciones se mantienen relativamente estables y corresponden a los siguientes periodos: • Escenario de Invierno: 18 al 24 de diciembre de 2005. • Escenario de Verano: 2 al 8 de junio de 2006. Para obtener la máxima resolución espacial en el entorno de la refinería de PETRONOR, se han definido tres mallas anidadas, cuya configuración se describe en el Anexo IX. La primera malla tiene una resolución de 30 km x 30 km y engloba toda la Península, la segunda malla abarca el cuadrante NW de la Península con una resolución de 10 km x 10 km y por último la tercera malla cubre una superficie de 274 km x 274 km en torno a PETRONOR, con celdas cuadradas de 2 km de lado. Para cada uno de los escenarios anteriores se han ejecutado tres casos o hipótesis de emisión: 1. Emisiones de fondo o preoperacionales. Corresponde a las emisiones actuales, estimadas a partir del inventario base de emisiones introducido en el modelo fotoquímico y las emisiones de grandes instalaciones de combustión operativas durante los periodos modelizados, pero que entraron en funcionamiento en fechas posteriores a la realización del inventario base, por lo que sus emisiones no están incluidas en dicho inventario. En concreto estas instalaciones corresponden a los Ciclos Combinados de Santurtzi, Bahía-Bizkaia Electricidad, Amorebieta y Arrubal. 2. Contribución de los focos del Proyecto URF de la refinería de PETRONOR sobre las emisiones de fondo. Se han considerado las emisiones continuas de los nuevos hornos, la cogeneración y las plantas de recuperación de azufre, como en el caso de la modelización de contaminantes primarios. Además, en este caso se han tenido en cuenta también las emisiones discontinuas debidas al Proyecto URF (tanques de almacenamiento, transporte de coque y emisiones fugitivas), concluyéndose que sus posibles aportes son muy bajos en comparación con las emisiones continuas, por lo PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 402 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL que no se han considerado significativos para la modelización (ver detalles en el Anexo IX). 3. Contribución conjunta de las emisiones del Proyecto URF y otras instalaciones industriales previstas (Efectos Sinérgicos) sobre las emisiones de fondo. La identificación de otras instalaciones se ha limitado a un área de unos 20 km de radio en torno a la refinería de PETRONOR, ya que de acuerdo con los resultados obtenidos en la Dispersión de Contaminantes Primarios (Anexo IX), los aportes significativos a los niveles de calidad del aire del Proyecto URF quedan englobados en dicho área. En el momento de inicio del estudio fotoquímico y de acuerdo con la información puesta a disposición pública en las páginas web del Ministerio de Medio Ambiente53 y del Departamento de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio del Gobierno Vasco54, únicamente se ha identificado una nueva instalación prevista, con emisiones significativas a la atmósfera, la Planta de Biodiesel en el Puerto de Bilbao de Biocombustibles de Zierbena S.A. Además en la modelización de efectos sinérgicos se han incluido las emisiones de la unidad de Hidrodesulfuración (HDS) de destilados medios (Unidad G4), que entró en funcionamiento en la refinería de PETRONOR en fechas posteriores a los periodos de los dos escenarios modelizados. Como resultado de la modelización fotoquímica, se han obtenido diversos mapas de isolíneas de concentración de O3, NO2, SO2, PM10 y COVs para las diferentes hipótesis o casos de emisión, las cuales se han comparado con los niveles de concentración correspondientes a los casos base, estimando así el aumento o disminución de cada uno de los contaminantes debidos a las emisiones de las unidades proyectadas y con los niveles de concentración de fondo. En general de los resultados obtenidos cabe destacar que la contribución de las emisiones de las Nuevas Unidades del Proyecto URF a los niveles de calidad del aire son bajos, con incrementos medios de concentración inferiores a 1 μg/m3 para la mayoría de los contaminantes. Además estas contribuciones se localizan en el entorno próximo de la refinería (unos 10 km de radio máximo). Asimismo, hay que destacar que apenas se aprecian diferencias entre los resultados obtenidos cuando sólo se modelizan las emisiones del Proyecto URF y cuando se modelizan también el resto de focos considerados (planta de Biocombustibles de Zierbena y unidad G4 de la refinería de PETRONOR). Ello se debe a que las emisiones de estos focos son pequeñas en comparación de las emisiones totales del Proyecto URF y sus contribuciones se limitan a un ámbito puramente local. Por otra parte hay que indicar que aunque los resultados de los escenarios modelizados sólo pueden ofrecer una valoración orientativa del cumplimiento de los límites de calidad del aire, pues no se ha modelizado un periodo anual, los escenarios analizados corresponden a 53 http://www.mma.es/portal/secciones/evaluacion_ambiental/eval_impacto_proyectos/ 54 http://www.ingurumena.ejgv.euskadi.net PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 403 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL situaciones de alta contaminación a la que se asocian valores de concentración con baja probabilidad de ser superados, por lo que proporcionan una idea aproximada del riesgo de superación de los distintos límites legales. A continuación se resumen los valores más significativos obtenidos para cada unos de los contaminantes modelizados: - Ozono El máximo incremento horario de O3 es de 0,5 μg/m3 en Invierno y de 3,9 μg/m3 en Verano, en el caso de las emisiones del Proyecto URF, y se eleva a 0,8 μg/m3 (Invierno) y 4,2 μg/m3 (Verano) en el caso de funcionamiento conjunto con el resto de instalaciones previstas en el entorno próximo de la refinería. Estos impactos máximos se registran a unos 2 km al ESE de la refinería en el escenario de invierno y a unos 11 km al SSE en verano. Cuando se modelizan todos los focos, el incremento máximo de ozono en verano se registra en la misma zona que cuando solo se simula el Proyecto URF, pero en invierno se aleja hasta unos 11 km al ESE. En el escenario de invierno el máximo valor promedio octohorario de O3 es inferior al umbral de 120 μg/m3 en todas las estaciones de medida, siendo prácticamente nula la contribución de los focos a este máximo octohorario en todos los emplazamientos, salvo en las estaciones más cercanas al foco (Abanto, Muskiz y Zierbena), donde el modelo estima una disminución entre -0,1 μg/m3 y -0,8 μg/m3 en los dos casos modelizados y en Erandio (-0,5 μg/m3) cuando funcionan también el resto de los focos considerados. Durante el escenario de verano, el valor máximo del promedio octohorario de O3 supera el umbral de 120 μg/m3 en algunas estaciones de la RCAPV, sin embargo, en los últimos años ninguna de las estaciones ha rebasado los 25 días de superación de este umbral permitido como límite de protección de la salud humana. Además, el efecto del funcionamiento de los nuevos focos podría afectar de forma positiva a los niveles registrados en las estaciones de Abanto, Getxo y Erandio, disminuyendo ligeramente los valores medidos en ellas, y aumentando como máximo 0,5 μg/m3 los registrados en las estaciones de Muskiz y Zierbena. - Dióxido de nitrógeno Los máximos incrementos de NO2 en el área de estudio alcanzan 3,1 μg/m3 para el Proyecto URF y 3,3 μg/m3 para todos los focos, en invierno y se registran a unos 4 km al NW de la refinería. En verano esta máxima contribución es de 2,3 μg/m3 para URF y 2,5 μg/m3 para la modelización conjunta de todos los focos y se produce a unos 10 km al SSE. Los valores de fondo registrados por las estaciones de calidad del aire en los dos escenarios, invierno y verano, son claramente inferiores al límite horario de 200 μg/m3 para la protección de la salud humana en el R.D. 1073/2002. Además los impactos máximos obtenidos para todos los casos modelizados son nulos o muy PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 404 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL pequeños, por lo que no parece probable que la operación del Proyecto URF y el resto de focos considerados vaya a contribuir a la superación de dicho límite. En concreto cabe destacar que en invierno la contribución máxima a los valores horarios de NO2 se registra en las estaciones más próximas a los focos de emisión, Abanto con 0,3 μg/m3 y Zierbena, 0,7 μg/m3 cuando sólo opera URF y 0,4 μg/m3 (Abanto) y 0,8 μg/m3 (Zierbena) cuando lo hacen el resto de los focos. En verano y especialmente cuando se modelizan todos los focos se aprecia contribuciones máximas horarias que no llegan a alcanzar 1 μg/m3 en las estaciones más próximas a los focos, pero es de destacar el aumento de la contribución en estaciones más alejadas, Erandio (1,7 μg/m3), Mazarredo y Txurdinaga (0,7 μg/m3). - Dióxido de azufre Los máximos incrementos de SO2 en el área de estudio alcanzan 1,2 μg/m3 en invierno y se registran a unos 19 km al NW de la refinería. En verano esta máxima contribución es de 2,8 μg/m3 y se produce a unos 7 km al SW. No se observan diferencias entre las dos hipótesis de emisión modelizadas, ya que el principal aporte de SO2 se debe a las emisiones del Proyecto URF. En los escenarios modelizados todas las estaciones de la zona han registrado valores horarios máximos de SO2 muy inferiores a los 350 μg/m3. Además los impactos máximos obtenidos para todos los casos modelizados son nulos o muy pequeños, 0,1 μg/m3 en Abanto y Zierbena (Invierno) y 0,04 μg/m3 en Mazarredo y Txurdinaga (Verano), por lo que no parece probable que la operación del Proyecto URF y el resto de focos considerados vaya a contribuir a la superación de dicho límite. De la misma manera, los promedios diarios máximos de SO2 registrados en las estaciones, están claramente por debajo de los 125 μg/m3 y las contribuciones máximas estimadas en todos los casos modelizados apenas alcanza 0,1 μg/m3 en la estación de Zierbena en invierno. - Partículas y Compuestos Orgánicos Volátiles La contribución de las emisiones de los focos modelizados a los niveles de inmisión de partículas (PM10) y compuestos orgánicos volátiles (COVs) es mínima. Los máximos incrementos de partículas en el área de estudio alcanzan 0,1 μg/m3 en invierno y se registran a unos 5 km al N de la refinería. En verano esta máxima contribución es de 0,2 μg/m3 y se produce a unos 12 km al SW, en todos los casos de emisión modelizados. Los máximos incrementos de COVs en el área de estudio alcanzan 0,1 μg/m3 en invierno y hasta 0,7 μg/m3 en verano, a unos 2,5 km al E de la refinería, cuando se considera el funcionamiento conjunto de todos los focos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 405 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Teniendo en cuenta los resultados anteriores los impactos a la calidad del aire por emisión de contaminantes atmosféricos consecuencia del funcionamiento de las Nuevas Unidades del Proyecto URF y otras instalaciones previstas en su entorno, se caracteriza negativo, directo, temporal, a corto/medio plazo, sinérgico, reversible y recuperable con posibilidad de aplicar medidas correctoras; se valora como COMPATIBLE-MODERADO. Adicionalmente, cabe destacar que como consecuencia de la implantación del Proyecto URF en el esquema de refino actual de PETRONOR, y la consecuente reducción en la producción del fueloil, y los procesos de desulfuración de combustibles, se recuperará una importante cantidad de azufre que de otra manera se emitiría a la atmósfera, produciéndose así un descenso de emisiones de SO2 a nivel global. A modo de ejemplo, si consideramos un proceso anual de 10.500.000 t/año y un esquema de producción de combustibles similar al de la refinería de PETRONOR, ésta aumentaría su producción de azufre sólido recuperado en unas 73.000 t/año. Si no se recuperara este azufre, en los puntos de combustión (calderas, hornos o vehículos) se generarían 146.000 t/año de SO2. Sin embargo, la refinería tan sólo incrementará sus emisiones de SO2 en 830 t/año. Por tanto, el resultado global es de una reducción de 145.165 t SO2/año. Además, y para reducir al máximo el efecto en el entorno próximo, se van a incorporar las más exigentes tecnologías disponibles. Como efecto adicional, el disponer de combustibles de bajo contenido en azufre (< 50 ppm, equivalente a 0,005%) permitirá: − Ajustar mejor la combustión en los propios motores de los vehículos de transportes, aumentando la eficiencia energética y reduciendo las emisiones de partículas, NOx e inquemados (CO). − Emplear catalizadores en los tubos de escape de los vehículos, que reducen aún más las emisiones de los anteriores contaminantes. Petronor está llevando a cabo un proyecto para definir un programa de inversiones al objeto de efectuar la sustitución progresiva de combustible líquido por gas natural, de manera que se van a reducir sustancialmente las emisiones de SO2. 13.3.2.7 Cambios en la calidad del aire debidos al funcionamiento de las subestaciones En lo que respecta a los cambios de calidad del aire debidos al funcionamiento de las nuevas subestaciones, la única emisión de gases que se puede producir en una ST es la debida a una eventual pérdida de hexafluoruro de azufre (SF6), gas sintético ininflamable, inerte, no tóxico, cinco veces más denso que el aire y con unas excelentes características dieléctricas y extintoras del arco eléctrico, que se utiliza como dieléctrico en los interruptores de los diferentes niveles de tensión en las subestaciones eléctricas. El volumen del mismo es mínimo, por lo que en caso de fuga su dispersión en el aire hace que sea totalmente inofensivo. Además, cualquier hipotética fuga de gas sería detectada automáticamente como señal de alarma para su inmediata corrección. Por todo ello, el impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 406 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.2.8 Cambios en el microclima local por nieblas, heladas y pérdida de energía solar Para evaluar los posibles efectos que pudieran producirse en el microclima local como consecuencia del funcionamiento de la nueva torre de refrigeración proyectada para el Proyecto URF (Torre 6), se ha realizado la modelización de su funcionamiento continuo durante un año completo, que es una hipótesis conservadora respecto a la operación normal prevista (ver Anexo XII). Los resultados de esta simulación, realizada con el modelo SACTI, muestran que el penacho de vapor de agua de la nueva torre de refrigeración, tanto funcionando de manera aislada como conjuntamente con el resto de torres actualmente existentes en la Refinería, no va a contribuir a la formación de nieblas o heladas en el entorno de la instalación, pues, en ningún caso durante el período anual modelizado, se han registrado las condiciones atmosféricas necesarias para ello. En este sentido hay que recordar que la formación de nieblas por torres de refrigeración tiene lugar cuando el vapor de agua condensado del penacho entra en contacto con el suelo en las proximidades de las torres, por lo que no se trata de nieblas en el sentido climatológico del término, que afecten a un área extensa, sino de un efecto muy localizado. Las condiciones atmosféricas bajo las que SACTI estima que puede producirse este efecto están asociadas a vientos intensos (con velocidades por encima de 10 m/s) y altas humedades relativas (por encima del 70%). Cuando además la temperatura ambiente es baja (por debajo de 3ºC) SACTI estima que se pueden formar heladas. En cuanto a la posible pérdida de energía solar provocada por la sombra proyectada por el penacho de vapor de agua, hay que decir que el efecto de la nueva torre de refrigeración será muy reducido y se limitará al entorno inmediato de la misma. En concreto, se estiman 35 horas de sombra en promedio durante el período de un año analizado en un radio de 200 m de la torre, que descienden drásticamente a mayores distancias. La energía solar total pérdida en promedio será de unos 1,4 MJ/m2 en un radio de 200 m, lo que se traduce en un porcentaje de pérdida de únicamente el 0,2%, y que desciende progresivamente con la distancia. El efecto de la nueva torre de refrigeración del Proyecto URF en cuanto a número de horas de sombra únicamente podrá solaparse ligeramente con el efecto de la Torre 3 de la Refinería, en la zona que abarca desde la parte norte de su ubicación hasta la población de San Julián. Sin embargo el efecto sobre la pérdida de energía solar será mínimo, ya que la nueva torre apenas contribuye respecto al efecto de la Torre 3 existente, por lo que no se producirán incrementos apreciables en las horas de sombra en ninguna de las viviendas de la zona, no habiendo actividad agrícola en el entorno. De acuerdo con lo anterior, se considera que el impacto de la nueva torre de refrigeración proyectada sobre el microclima local será negativo, directo, permanente, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable, y se valora como NO SIGNIFICATIVO-COMPATIBLE. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 407 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.2.9 Aumento de los niveles sonoros y vibraciones Para poder evaluar la incidencia de las nuevas Unidades del Proyecto URF sobre los niveles de presión sonora en el entorno de la instalación, se ha realizado un Estudio de Impacto Acústico, que se recoge íntegramente en el Anexo XI del presente documento. Para realizar dicha evaluación se han estimado las contribuciones a los niveles de ruido de las nuevas Unidades contempladas en el Proyecto URF, incluyendo el tráfico de entrada y salida de camiones de coque, mediante la aplicación de un modelo de cálculo conforme a la norma ISO 9613 parte 2. Los resultados de la modelización se han sumado a los niveles de ruido preoperacional, para obtener la situación acústica tras la entrada en funcionamiento del Proyecto URF. La situación de ruido preoperacional se ha obtenido a partir de la campaña de medidas realizada en abril de 2006, como parte del plan de muestreo periódico de la instalación, y de la modelización de las contribuciones sonoras de la unidad de G4, que ha entrado en funcionamiento en junio de 2006 y de las modificaciones puntuales que PETRONOR tiene previsto realizar próximamente en las Unidades HD3 y S3. En la modelización acústica de las Unidades de proceso, tanto del Proyecto URF como las evaluadas para la situación preoperacional, se han considerado relevantes en cuanto a su emisión de ruido los hornos de planta, aerorrefrigeradores, compresores, transformadores y bombas. Además en la modelización del Proyecto URF se han considerado las emisiones sonoras de la nueva cogeneración y la nueva torre de refrigeración. Cada uno de esos equipos se ha considerado como una fuente de ruido puntual, definiendo su directividad como hemidireccional para los focos situados sobre el terreno, y omnidireccional para los focos situados en altura. La emisión de ruido de los equipos se ha definido a partir de su nivel de potencia acústica en bandas de octava entre las frecuencias de 63 Hz y 8 kHz. La topografía del terreno, en un área de estudio de 2.300 x 3.000 m, se ha definido con la suficiente precisión para que los cálculos realizados contemplen el efecto de cualquier tipo de apantallamiento debido al terreno. Asímismo, se ha definido la posición de las edificaciones más relevantes por su proximidad a la instalación. El cálculo se ha realizado en condiciones favorables de propagación, y se ha considerado la reflexión del sonido y el apantallamiento del mismo por la presencia de obstáculos, y el efecto de la difracción, tanto lateral como superior, de cualquier obstáculo en el camino de propagación. Partiendo de estas premisas se han estimado los niveles de presión sonora en el entorno de la instalación. En los planos del Anexo XI del presente documento se muestran las isófonas a 1,5 m sobre el terreno obtenidas mediante la modelización, para la situación preoperacional en periodo diurno y nocturno (planos 1.1 y 1.2) y para situación postoperacional (planos 2.1 y 2.2). A todos los resultados de la modelización se les asocia una incertidumbre de ±2 dB debido a las imprecisiones que introduce el propio modelo. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 408 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Asimismo se han estimado los niveles de presión sonora en varios puntos receptores que se corresponden con los 7 puntos de medida de la campaña realizada en abril de 2006, de los cuales un punto se ubica frente a la fachada de una de las viviendas más próximas a la Refinería, en el barrio de San Julián de Muskiz y el resto en el perímetro de las instalaciones, tal y como puede verse en la Figura 1 del Anexo XI. Para evaluar los resultados del Estudio de Impacto Acústico se han empleado como referencia los límites sonoros actuales establecidos por el Gobierno Vasco para la Licencia de Actividad del conjunto de la Refinería de PETRONOR, que no sobrepasarán los 40 dB(A) a partir de las 8 h y los 30 dB(A) a partir de las 22 horas en el interior de las viviendas más próximas de suelo urbano residencial en nivel continuo equivalente Leq en 60 s, ni los 45 y 35 dB(A) en valores máximos. Asimismo, no se sobrepasarán los 60 dB(A) en las actividades industriales contiguas. Como el modelo empleado para la estimación del impacto acústico (IMMI 5.1) realiza el cálculo del nivel de ruido en la fachada de los edificios, es necesario adaptar previamente los resultados del mismo para evaluar el cumplimiento de los límites de referencia establecidos para el interior de viviendas. Al no conocer el aislamiento de cada una de las fachadas involucradas en el estudio, en este tipo de situaciones es una práctica habitual suponer que las fachadas de los edificios cumplen con el requisito mínimo de aislamiento recogido en la Norma Básica de Edificaciones NBE-CA-88, que establece un índice de aislamiento de 30 dB(A). Así, a partir del nivel de presión sonora calculado en la fachada, y con el aislamiento acústico supuesto, el nivel de ruido estimado en el receptor correspondiente a la vivienda (punto V1 en la Figura 1 del Anexo XI) es inferior de 30 dB y, por lo tanto, está por debajo de los límites establecidos para el estudio, tanto en periodo diurno como nocturno. Al estar dicho receptor situado en la zona de viviendas más próxima a la Refinería de PETRONOR, y por tanto la más afectada por el ruido emitido por esta planta, es de esperar que los límites de ruido se cumplan también para el resto de las zonas residenciales de su entorno. Petronor ha realizado una campaña de medición de los niveles de ruido, en el marco de los estudio de ruido periódicos que realiza. El objeto es controlar el ruido emitido por los distintos equipos de la instalación (medidas de campo cercano) para identificar las fuentes más significativas y tomar las acciones correctoras oportunas. Algunas de ellas se han efectuado de manera inmediata, ya que no requieren ninguna inversión más allá de comportamientos humanos, etc. Otra actuaciones tan sólo requiere actividades de mantenimiento ordinario y seguimiento de las mismas (por ejemplo, resolver fugas de vapor, aire, etc.). Adicionalmente se están estudiando inversiones de mayor entidad. En la Tabla 110 se muestra una comparativa de los niveles sonoros en situación preoperacional (campaña de medidas más contribuciones sonoras de la Unidad G4 y las modificaciones puntuales previstas en las Unidades HD3 y S3), y los niveles sonoros estimados para el funcionamiento de las nuevas Unidades del Proyecto URF, en condiciones normales de operación para el periodo diurno durante el que se ha determinado que circularán los camiones de transporte de graneles sólidos (de 8-18h, de lunes a viernes no festivos). En la Tabla 111 se incluye esta misma información para el periodo nocturno, durante el cual no existirá circulación de camiones de transporte de graneles sólidos. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 409 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Nivel Preoperacional (dB(A)) Nivel Estimado Proyecto URF (campaña de medidas + modelización G4, HD3, S3) (dB(A)) P1 68,0 65,9 70.1 P2 68,0 53,1 68.1 P3 68,0 50,8 68.1 P4 64,0 43,1 64.0 P5 64,0 45,2 64.1 P6 71,0 41,0 71.0 V1 58,1 56,3 60.3 Punto Receptor Nivel Total Postoperacional (dB(A)) TABLA 110. COMPARACIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO EN SITUACIÓN PREOPERACIONAL Y LOS NIVELES ESTIMADOS PARA LAS NUEVAS UNIDADES DEL PROYECTO URF. PERIODO DIURNO Nivel Preoperacional (dB(A)) Nivel Estimado Proyecto URF (campaña de medidas + modelización G4, HD3, S3) (dB(A)) P1 64,0 50,3 64.2 P2 65,0 52,9 65.3 P3 65,0 50,6 65.2 P4 55,0 42,9 55.3 P5 58,1 45,1 58.3 P6 62,1 40,3 62.1 V1 57,1 52,0 58.3 Punto Receptor Nivel Total Postoperacional (dB(A)) TABLA 111. COMPARACIÓN DE LOS NIVELES DE RUIDO EN SITUACIÓN PREOPERACIONAL Y LOS NIVELES ESTIMADOS PARA LAS NUEVAS UNIDADES DEL PROYECTO URF. PERIODO NOCTURNO PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 410 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Como se observa en las tablas anteriores los niveles de ruido antes de la entrada en funcionamiento de las nuevas Unidades (Nivel Preoperacional) no sufrirían variaciones perceptibles con el Proyecto URF, salvo en los receptores P1 y V1, dónde la diferencia es del orden de 1-2 dB. En dichos receptores, el primero ubicado en el límite norte de la parcela de la Refinería de PETRONOR, y el segundo frente a una vivienda próxima del Barrio de San Julián, el foco de ruido principal es el tráfico de camiones, seguido de la nueva torre de refrigeración y la nueva cogeneración. En el resto de los receptores también son estos focos los que más contribuyen, aunque con distinto grado de importancia dependiendo de la ubicación de cada receptor respecto a ellos. En el caso del tráfico de camiones, se va a adquirir una flota dedicada de vehículos que incorporarán las mejores técnicas disponibles en el mercado para reducir el nivel de emisión acústica (uso de silenciadores, utilización de neumáticos de bajo de nivel acústico, etc.). el uso de una flota dedicada de camiones permitirá hacer un mantenimiento exhaustivo para evitar desviaciones en los niveles de ruido emitido. En lo referente a las torres de refrigeración se van a emplear motores de bajo nivel de emisión acústica. Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, el ruido emitido durante la fase de funcionamiento de las nuevas Unidades proyectadas se considera negativo, directo, permanente, a corto plazo, reversible y recuperable; se valora COMPATIBLE. 13.3.2.10 Producción de Campos Eléctricos y Magnéticos por las subestaciones Las estaciones transformadoras de electricidad pueden producir, durante la fase de funcionamiento, una ligera modificación de los campos eléctricos y magnéticos, en el entorno próximo de la instalación. Los valores de campo serán muy inferiores a los máximos recomendados a nivel internacional. Desde 1998 el hecho más relevante en la legislación a nivel europea ha sido la aprobación de la Recomendación del Consejo Europeo para la exposición a campos electromagnéticos, Recomendación 1999/519/CE, que nace de una resolución del Parlamento Europeo de 5 de mayo de 1994 que instaba a la Comisión a preparar medidas para limitar la exposición de trabajadores y público en general a CEM. Dicho documento se basa en la Recomendación de ICNIRP (International Commission On Non Ionizing Radiation Protection) avalada por el Comité Directivo Científico de la CE. Tanto ICNIRP como este Comité dictaminaron que la base de esta recomendación era los efectos establecidos, objetivables y predecibles de los CEM, es decir, efectos agudos o a corto plazo, puesto que no se consideraba establecido o demostrado que existan efectos a largo plazo sobre la salud de las personas. La base de recomendación de ICNIRP es el fenómeno de inducción de corrientes en un organismo expuesto a un CEM. Se sabe que las corrientes endógenas en un ser humano varían de 1 a 10 mA/m2. En base a ello, se establece que la exposición a un CEM no debe inducir corrientes superiores a 2 mA/m2 (un factor de protección de 5). A partir de aquí, y usando diferentes modelos matemáticos, se establece qué intensidades de CEM se PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 411 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL consideran seguras y se llega a los valores de 5 kV/m para el campo eléctrico y 100 µT para el campo magnético. De acuerdo con el resumen informativo elaborado por el Ministerio de Sanidad y Consumo a partir del Informe técnico realizado por el Comité de Expertos Independientes, de fecha 11 de mayo de 2001, la exposición a campos electromagnéticos no ocasiona efectos adversos para la salud, dentro de los límites establecidos en la Recomendación del Consejo de Ministros de Sanidad de la Unión Europea (1999/519/CE). Teniendo en cuenta todo lo indicado anteriormente, no se considera impacto en este sentido. 13.3.2.11 Degradación de la vegetación por emisiones atmosféricas Durante la fase de funcionamiento de las nuevas Unidades del Proyecto URF, las emisiones de contaminantes atmosféricos podrían producir una alteración de los niveles de calidad del aire que repercutiera en una degradación de la vegetación. Los principales contaminantes atmosféricos emitidos serán los óxidos de nitrógeno (NOX), dióxido y monóxido de carbono (CO2 y CO respectivamente), y porcentajes traza de partículas y dióxido de azufre (SO2), dado el escaso porcentaje de SH2 en el gas de coquización que se emplea como combustible. De estas emisiones y para este tipo de proyecto, los óxidos de nitrógeno están considerados el principal contaminante. La respuesta de la vegetación a los contaminantes atmosféricos se produce de distintas maneras: daños visibles en las hojas (lesiones, decoloración, necrosis), pérdida de producción, respuestas a nivel bioquímico y cambios poblacionales. El principal medio de identificación del efecto de los contaminantes atmosféricos en las plantas lo han constituido los síntomas visibles de daños agudos, y normalmente se han estudiado dichos efectos en función de los daños producidos en especies de interés económico. La Refinería de PETRONOR realiza desde hace 11 años un programa de monitorización de la contaminación atmosférica en la vegetación del entorno de la instalación. Los análisis son llevados a cabo en 7 puntos de muestreo (Kobaron, La Rigada, Montellano, La Arboleda, Las Carreras, Muskiz y Serantes) y sobre una especie de árbol concreto, el roble carballo (Quercus robur). Tras los once años de medidas se ha comprobado que la contaminación foliar no depende exclusivamente de la existencia de fuentes emisoras, sino que tienen una fuerte relación con las lluvias, los vientos, la existencia de otros compuestos, el registro histórico de contaminación de los suelos y la movilidad de los elementos en función de alteraciones de la composición química del suelo producidas por sequías prolongadas, por ejemplo. Las medidas de contaminantes atmosféricos en la flora del entorno de la Refinería correspondientes al año 2005, muestran unos niveles actuales de azufre y nitrógeno perfectamente esperables en situaciones normales. Sin embargo estas medidas no proporcionan información sobre la relación entre el contenido foliar y los niveles de contaminantes en el aire ambiente. Por esta razón, para analizar la posible influencia de las emisiones de las nuevas Unidades sobre la vegetación, es necesario considerar referencias adicionales. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 412 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Así, para el dióxido de azufre (SO2), algunos autores consideran que las plantas más sensibles pueden reaccionan ante una concentración de 1 ppm en el aire ambiente (DE CORMIS et. al, 1973), mientras que para otros esa concentración puede descender hasta los 0,15 ppm. Estas diferencias respecto a las concentraciones de SO2 a partir de las cuales se producen efectos sobre la vegetación se ponen de manifiesto en la Tabla 112. VALORES HORARIOS DE SO2 3 CONCENTRACIÓN (μg/m ). 1.000 133-2.667 780 200-1.000 AUTOR EFECTOS TAMM & LACARSE Valores umbrales para daños en la vegetación DE CORMIS Se observan efectos en las plantas ROSS Afecta a algunos árboles y arbustos ABRAHANSEN Valores umbrales para daños en la vegetación TABLA 112. CONCENTRACIONES DE SO2 Y EFECTOS SOBRE LA VEGETACIÓN En el Estudio de Dispersión de Contaminantes Primarios (Anexo IX de este documento) se ha estimado la concentración horaria de SO2, para la operación de todos los focos de emisión modelizados, Nuevas Unidades del Proyecto URF, más Unidad de proceso G4, puesta en marcha en junio de 2006 y Planta de Biodiesel prevista en el Puerto de Bilbao, considerando el funcionamiento continuo de todos ellos durante las 8.760 horas del año, hipótesis conservadora frente al régimen de operación normal previsto para estas instalaciones. La máxima concentración horaria de SO2 obtenida ha sido de 185,0 µg/m3, valor que únicamente supera el límite inferior del rango de valores indicados en la referencia de DE CORMIS para empezar a observar efectos en las plantas, mostrados en la Tabla 112 Este máximo se registra en un punto de coordenadas UTM (491.950 m; 4.794.150m) situado a unos 3,6 km al SE de la refinería con 362 m de elevación y se trata de un máximo puntual, ya que el segundo máximo horario desciende a 147,3 µg/m3, registrándose otro día y hora y en un punto localizado a unos 3,4 km al SW de 447 m de elevación. Además, únicamente 4 horas al año de las 8.760 se obtienen concentraciones superiores a los 133 µg/m3 indicados por DE CORMIS, siendo el percentil 99,755 de la serie de valores horarios tan sólo de 20,1 µg/m3, como se ha indicado en el Anexo IX. Igualmente, la máxima concentración media anual de SO2 estimada en el estudio de dispersión es de tan solo 0,49 µg/m3, dato muy inferior al valor límite anual de SO2 para la protección de los ecosistemas (20 μg/m3) establecido en el Real Decreto 1073/2002, y se registra en un punto situado a unos 6,9 km al ESE de la refinería, que no coincide con las zonas donde se registran los máximos horarios puntuales. Por otra parte, con las concentraciones normales de NOX en grandes ciudades europeas y en un periodo largo de exposición pueden esperarse efectos adversos en el crecimiento y 55 Parámetro que permite comprobar que no se superan en más de 24 horas al año el límite horario de protección para la salud 3 humana, fijado por el R.D. 1073/2002 en 350 µg/m PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 413 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL fotosíntesis, pero posiblemente no aparecerían daños en las hojas (TAYLOR, 1968). Sólo raramente con concentraciones altas de NO (1 ppm -1.230 μg/m3- durante 139 días) pueden aparecer lesiones importantes en plantas sensibles (SAXE & CHRISTENSEN, 1985). En el caso de aparecer concentraciones de NO2 de alrededor de 160 ppb (300 μg/m3) o incluso menores en combinación con SO2 o O3, se pueden decolorar las hojas (NIHLGARD, 1990). Pueden ocurrir efectos directos en la vegetación (necrosis y defoliación) como resultado de emisiones accidentales muy altas de NOX durante cortos periodos de exposición (MACLEAN et al., 1968). Para la valoración de los impactos sobre la vegetación se ha analizado si los aportes de las nuevas Unidades pueden contribuir a la superación del valor límite anual para la protección de la vegetación de NOX (30 μg/m3 como valor medio anual), establecido en el Real Decreto 1073/2002. En la Tabla 113 se presentan las máximas concentraciones medias anuales estimadas en la zona de estudio para NOX y NO2, como consecuencia de la operación de las nuevas Unidades del Proyecto URF y el resto de focos previstos en la zona. CONTAMINANTE MÁXIMA CONCENTRACIÓN MEDIA ANUAL (μg/m3) NOX 7,4 NO2 4,3 TABLA 113. MÁXIMO NIVEL INMISIÓN MEDIO ANUAL DE NOX Y NO2, EN LA ZONA DE ESTUDIO Hay que indicar que estos máximos se registran de forma puntual a unos 4km al NE de la refinería, siendo el resto de las concentraciones medias anuales en el área de estudio bastante inferiores, como puede verse en las representaciones gráficas de las isolíneas de concentración incluidas en el Anexo IX y estando limitada la influencia de las emisiones de los focos modelizados en un área máxima de unos 12,5 km x 10 km alrededor de la refinería. Las zonas donde se prevén las concentraciones más elevadas de contaminantes se sitúan en las inmediaciones de la Refinería, a unos 1.500 m al NW y NE de las nuevas Unidades, en una zona de lastonar. Considerando las máximas aportaciones a las concentraciones medias anuales de NOX, únicamente podría darse la superación del valor límite de protección a la vegetación, en localizaciones puntuales y si el nivel de fondo de este contaminante ya estuviera próximo al valor límite. Tal y como se indica Anexo IX, las medidas disponibles de niveles actuales de contaminantes o niveles de fondo proceden de estaciones de la Red de Vigilancia de la Calidad del Aire del País Vasco y de la estación de Castro Urdiales (Cantabria), y tienen un carácter eminentemente urbano o industrial, por lo que no pueden considerarse representativas de los niveles a los que están sometidos los ecosistemas a proteger según el R.D. 1073/2002. En cualquier caso los aportes de las nuevas Unidades en cuanto a PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 414 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL niveles medios anuales de NOX en las localizaciones de las estaciones de medida son muy bajos, como puede verse en el Anexo IX. Para el caso de las partículas, los efectos que se producen sobre la vegetación son limitados, prácticamente se reducen a aquellos que tienen que ver con la deposición de polvo sobre las partes aéreas del vegetal. Pueden afectar físicamente las funciones de intercambio de gases obstruyendo los estomas o dañando las células oclusivas. Pueden, asimismo, provocar afecciones sobre el material vegetal por su composición. Estos inconvenientes para las plantas comienzan a producirse con deposiciones a partir de 500 t/km2/mes (16.666 mg/m2/día). Incluso en estos casos, sólo serán realmente peligrosas si se trata de polvos con composiciones químicas tóxicas para los vegetales. En este caso, la aportación de partículas a la atmósfera debida a las emisiones de las nuevas Unidades será casi imperceptible, dado que el gas de coquización de la Refinería tan sólo contiene porcentajes traza de partículas. Por lo tanto, teniendo en cuenta los niveles de concentración estimados, los niveles de fondo en la zona y los umbrales en que pueden empezar a afectar a los vegetales, el impacto que pudiera provocar sobre las comunidades vegetales y la flora del entorno debido al incremento de los niveles de óxidos de nitrógeno (NOX), y dióxido de azufre (SO2), se considera negativo, indirecto, temporal, a medio plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como NO SIGNIFICATIVO-COMPATIBLE. 13.3.2.12 Degradación de la vegetación por deposición de sales Entre los potenciales impactos ambientales producidos por las torres de refrigeración de tipo evaporativo se encuentra la deposición de sales en el entorno, debido al arrastre por la corriente de aire que pasa a través de la torre de pequeñas gotas de agua con sólidos disueltos que pudiera afectar de manera adversa, tanto a los suelos (ver análisis del impacto en el 13.3.2.3 del presente Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental), como a la vegetación y los cultivos. Para estimar la deposición de sales en el entorno de las torres de refrigeración se ha realizado un estudio con el modelo SACTI, que se incluye en el Anexo XII del presente Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. La deposición de sales es un efecto sumamente local, con un valor promedio anual de 0,013 g/m2·mes en un radio de 300 m en torno a la torre de refrigeración del Proyecto URF (Torre 6) y disminuye considerablemente a medida que nos alejamos de la torre de refrigeración, de hecho es inferior a 0,001 g/m2·mes como promedio en un radio de 600 m en torno a la torre. Se trata de unos valores insignificantes en relación a los obtenidos para el resto de las torres de refrigeración existentes en la refinería. Como ya se ha indicado, no es probable que la deposición de sales de la torre de refrigeración proyectada para la ampliación de la refinería vaya a tener un efecto sinérgico con la deposición producida por las otras torres de refrigeración que se encuentran actualmente en el área de estudio (Ver Anexo XII). PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 415 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Teniendo en cuenta que el efecto de la deposición de sales es muy local, el impacto de degradación de la vegetación por deposición de sales se considera se considera negativo, indirecto, temporal, a medio plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.13 Afecciones a la fauna terrestre por emisiones atmosféricas En la fase de funcionamiento la fauna terrestre puede verse alterada por las emisiones de contaminantes atmosféricos generados por la combustión en los hornos de planta de las nuevas Unidades proyectadas y en la cogeneración, que pueden afectar a los animales directamente por inhalación de los gases contaminantes o indirectamente por la ingestión de vegetales contaminados. A la vista de las concentraciones estimadas de NOx y de NO2, y los insignificantes niveles de SO2, el impacto relativo a afecciones a la fauna terrestre por emisiones atmosféricas se considera negativo, indirecto, temporal, a medio plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.14 Afección a la población por cambios en la calidad del aire Durante la operación de la Nuevas Unidades del Proyecto URF, se puede producir una afección a la población debida a los cambios en la calidad del aire como consecuencia de las emisiones de ciertos contaminantes a la atmósfera y de los efectos ambientales derivados de las torres de refrigeración. El impacto sobre la calidad del aire se ha analizado detalladamente en la comparación de los resultados de las modelizaciones de dispersión de contaminantes, con los límites establecidos en el Real Decreto 1073/2002 para la protección de la salud humana, como se detalla en el Anexo IX En las poblaciones más próximas al emplazamiento de la refinería, los aportes esperados del Proyecto URF sobre los niveles actuales de los principales contaminantes son los siguientes: Máximo Octohor. CO Media Anual Benceno Media Anual NO2 Media Anual SO2 Media Anual PM10 (µg/m3) (µg/m3) (µg/m3) San Juan 0,3 0,2 0,02 0,00 0,00 0,41 San Julián 0,4 0,1 0,01 0,12 0,00 0,41 Las Carreras 0,8 0,2 0,04 0,11 0,00 0,27 Somorrostro 0,2 0,3 0,01 0,11 0,00 0,45 Santelices 0,2 0,2 0,01 0,05 0,00 0,34 Las Arenas 0,2 0,2 0,01 0,06 0,00 0,42 Cotorrio 0,6 0,4 0,03 0,06 0,00 0,00 Emplazamiento 3 (µg/m3) (mg/m ) Máximo Octohor. O3 (µg/m3) Por otra parte, los resultados de la modelización de la nueva torre de refrigeración, que se detallan en el Anexo XII muestran que los efectos ambientales resultantes quedan PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 416 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL fundamentalmente limitados al emplazamiento de la refinería, pudiendo resaltarse únicamente efectos mínimos sobre la población de San Julián, colindante con la instalación. En concreto, en esta población se estima entre 4 y 8 horas al año de sombra, con una pérdida total de energía solar inferior al 0,04%, y una deposición salina entre 0,004 y 0,012 g/m2 mes, debido al penacho de la nueva torre de refrigeración. Por todo ello, se considera que el impacto sobre la población por cambios en la calidad del aire durante la fase de funcionamiento de las Nuevas Unidades, será directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.15 Afección a la población por aumento del tráfico Como se ha indicado en el apartado 7.3.1.5, tras la puesta en marcha del Proyecto URF se requerirán unos 126 camiones al día para el transporte de sólidos, de los cuales 7 se destinarán al transporte de azufre y 119 al transporte de coque. Estos camiones pasarán a su salida de la refinería por el barrio de San Julián de Muskiz. La flota dedicada de camiones permitirá un tráfico ordenado y constante a lo largo de todo el día (de 8 a 18h), minimizando así el efecto sobre el trafico viario. PETRONOR ha instalado durante 2007 un nuevo cargadero de camiones en el Puerto de Bilbao, para el transporte de fueloil antes realizado por CLH, evitándose así el incremento de tráfico que habría supuesto ampliar el cargadero existente en la refinería. Por todo ello, se considera que el impacto por el tráfico durante la fase de funcionamiento de las Nuevas Unidades, será directo, temporal, a corto plazo, sinérgico, reversible y recuperable y se valora como COMPATIBLE. 13.3.2.16 Afección a sectores secundario y terciario Tal y como se indica en el apartado 4.6 del presente documento, el Proyecto URF producirá efectos positivos en la actividad económica y social por dinamización económica debida tanto al aumento de la demanda de puestos de trabajo directos (ya que para la operación se requerirá la contratación de personal y, por otra parte, para ciertas reparaciones o paradas de revisión que se realicen periódicamente, será necesario contratar recursos adicionales), como empleo indirecto para la prestación de diversos servicios (mantenimiento y reparaciones, obras de mejora y modernización, suministro de repuestos, fungibles y combustibles, seguridad y limpieza, etc.). También se esperan efectos positivos (tanto directos como inducidos) por la inversión directa que se realizaría en Refinería, a nivel del País Vasco: (efecto multiplicador de la inversión, mejora del balance energético del País Vasco; reduciendo la importación de gasóleo y exportando más gasolina y coque (actualmente importado) y menos cantidad de fuelóleo (en la actualidad mayoritariamente dedicado a la exportación); efecto sobre el tejido industrial, dinamizando y potenciando la innovación y el desarrollo de empresas; gran aportación de empresas y proveedores locales; respaldo a la competitividad de la propia Refinería, situándola a la vanguardia competitiva a nivel europeo; y generación de condiciones de transformación, dinamismo y crecimiento económico. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 417 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL A nivel estatal, se puede destacar la reducción de la balanza exterior de pagos por la adquisición de crudos más abundantes y baratos. Por todo ello, el impacto sobre los sectores económicos se considera positivo, directo, permanente, a corto plazo, simple. Se valora de magnitud MEDIA-ALTA. 13.3.2.17 Afección a Espacios Naturales Protegidos y Zonas de Interés Véase el Apartado 13.3.1.24 13.3.2.18 Afecciones a elementos de interés histórico-cultural Durante el funcionamiento de las instalaciones las emisiones de contaminantes atmosféricos pueden producir efectos sobre los materiales del patrimonio histórico-cultural presentes en los núcleos urbanos de los alrededores, o dentro de la propia Refinería (Palacio Salazar y Castillo de Muñatones). Este efecto podría manifestarse en decoloración, pérdida de material así como en daños generales en elementos de interés cultural. Tal como se ha comentado anteriormente, se ha realizado un estudio de dispersión de los principales contaminantes atmosféricos. Teniendo en cuenta los niveles de inmisión previsibles, el impacto sobre el patrimonio historico-artístico se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.2.19 Afecciones al paisaje Las nuevas instalaciones de la Refinería darán lugar a una afección al paisaje, relativa a intrusión visual, de escasa magnitud a priori debido a la actual presencia de la propia Refinería que las enmascarará. Para concretar el posible impacto visual hay que determinar la zona visualmente afectada así como el posible número de personas afectadas. Este análisis se hace a través de la cuenca visual de las futuras instalaciones. Se define como cuenca visual de un punto aquella porción de territorio visible desde ese punto. Dada la reciprocidad del hecho visual, la cuenca visual engloba a todos los posibles puntos de observación desde donde la actuación será visible. Mediante la utilización de la herramienta GIS (Sistema de Información Geográfica) TNTMips y tomando como base el modelo digital del terreno de la zona de estudio, se ha determinado la cuenca visual acumulada correspondiente a las nuevas instalaciones considerando la presencia de las infraestructuras de mayor altura (2 chimeneas de 60 m y una de 65 m). Su afección paisajística ha sido valorada en virtud del alcance de la cuenca visual calculada. El proceso que se ha llevado a cabo puede resumirse en los siguientes puntos: • Obtención del modelo digital del terreno MDT: utilizando como base información cartográfica digital de escala 1:10.000 y equidistancia 10 m, se ha desarrollado el MDT correspondiente a la zona de estudio. Para ello se ha utilizado la herramienta GIS TNTMips y el método de Mínima Curvatura, suavizando la superficie final mediante Filtrados PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 418 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Espaciales sucesivos. El resultado final es un modelo digital del terreno con un tamaño de celda de 10 x 10 metros, optimizado a la precisión soportada por la información de base. El Modelo Digital del Terreno ha sido incluido como base en la Figura 40 para una mejor comprensión de los resultados. • Desarrollo de las cuencas visuales: para su obtención se utilizan, como información de partida, el modelo digital del terreno, y la ubicación y altura de los puntos de referencia considerados, en este caso los correspondientes a la localización de las tres chimeneas. La herramienta GIS analiza las variables de cota y pendiente de la zona de estudio, en virtud de los parámetros de análisis considerados, determinando la cuenca visual correspondiente al punto de vista estudiado. El análisis se ha desarrollado sin considerar restricciones en los ángulos de visión del observador ni en la distancia de observación, utilizando la altura proyectada para las chimeneas como dimensión de los elementos de estudio. Tampoco se ha tenido en cuenta la existencia de posibles obstáculos en la intervisibilidad de los elementos analizados, en particular los referidos al resto de instalaciones de la Refinería y la vegetación existente. De esta manera, los resultados obtenidos corresponden al análisis más desfavorable. También debe tenerse en cuenta que la modelización determina la cuenca visual sin restricción en cuanto a la distancia al punto analizado, factor importante a la hora de analizar el resultado ya que la afección visual producida por un elemento ajeno al paisaje disminuye a medida que el observador se aleja. • Obtención de resultados: tal y como indica la Figura 40, la cuenca visual de las instalaciones proyectadas afecta fundamentalmente al entorno más próximo de la Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 419 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL FIGURA 40. CUENCAS VISUALES DE LAS NUEVAS CHIMENEAS DE LA REFINERÍA DE PETRONOR Así, quedan parcialmente englobadas dentro de esta cuenca visual “teórica” las poblaciones de San Juan de Muskiz, San Julián, Las Carreras, Somorrostro, Santelices, Las Arenas o Cotorrio. El número de chimeneas que pueden observarse desde cada uno de estos municipios se recoge en la Tabla 114. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 420 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Municipio Nº de chimeneas visibles San Juan 3 San Julián 3 Las Carreras 0-3 Somorrostro 3 Santelices 0-3 Las Arenas 1 Cotorrio 0-3 TABLA 114. Nº DE CHIMENEAS VISIBLES DESDE LOS MUNICIPIOS MÁS PRÓXIMOS A LA REFINERÍA DE PETRONOR El resto de la afección visual se produce sobre zonas escasamente habitadas. Si además se tuviera en cuenta el efecto de apantallamiento de las otras instalaciones de la Refinería, este alcance sería aún menor. Según esto y teniendo en cuenta que las nuevas instalaciones serán anexas a las ya existentes en la Refinería y por tanto en la mayoría de los casos serán apantalladas por ellas, el impacto generado sobre el paisaje será negativo, permanente, directo, sinérgico, a corto plazo, irreversible y recuperable; el impacto se valora como COMPATIBLE. En cuanto a la nueva torre de refrigeración, tal y como se recoge en el apartado 13.3.2.8 (Cambios en el microclima local por nieblas, heladas y pérdida de energía solar), es de esperar que las horas de sombra producidas por los penachos de valor de agua emitidos afecten únicamente al entorno próximo de las mismas, afectando mínimamente a la calidad del paisaje. 13.3.3 Fase de desmantelamiento A continuación se analizan los impactos previstos en la fase de desmantelamiento y clausura de las instalaciones asociadas al Proyecto URF, una vez cese la explotación de las mismas. Se ha considerado el desmantelamiento completo de las instalaciones, que comprende tanto los equipos principales como todas las instalaciones complementarias para su funcionamiento. El tiempo de vida de estas instalaciones puede variar de forma significativa en función del surgimiento de cambios tecnológicos en un futuro, y de un adecuado mantenimiento que incluya la renovación periódica de los equipos más críticos. Para tener instalaciones que en todo momento sean actuales, es necesario hacer un proceso de inspecciones periódicas para comprobar el estado de los componentes más importantes. El futuro desmantelamiento de estas nuevas Unidades de la Refinería de PETRONOR en Muskiz seguirá un Plan que se elaborará con detalle de acuerdo a la legislación vigente y a los principios medioambientales de la empresa, que se entregará a las Autoridades Ambientales competentes para su aprobación, y que presumiblemente estará relacionado con el desmantelamiento de otras instalaciones de la Refinería. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 421 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL 13.3.3.1 Generación de residuos Durante el desmantelamiento de las instalaciones se producirá un gran volumen de residuos, tanto peligrosos como no peligrosos e inertes que deberán ser gestionados de acuerdo con la normativa de residuos que esté vigente en su momento. En cualquier caso, se realizará un Proyecto de Desmantelamiento en el que se realicen estimaciones de las cantidades de residuos que se generarán, y se defina la forma de almacenamiento temporal y el gestor del residuo que se prevea en función de la tipología y peligrosidad de los mismos. El desmantelamiento y demolición se realizará de forma selectiva, de modo que se favorezca el reciclaje de los diferentes materiales contenidos en los residuos. Se tendrá en cuenta la preferencia de la recuperación frente al reciclado, de este frente a la valorización y de esta última frente a la eliminación a la hora de elegir el destino final de los residuos generados. Teniendo en cuenta que la gestión de los residuos se realizará en base a un programa definido al efecto, y que se cumplirá la legislación al respecto, este impacto se considera COMPATIBLE. 13.3.3.2 Contaminación del suelo o de las aguas Durante la fase de desmantelamiento se podrían producir hipotéticos episodios de contaminación del suelo o de las aguas, como consecuencia de un inadecuado almacenamiento o manejo de los materiales y productos de las obras y de los residuos excedentes a retirar generados en la fase de explotación. Los materiales o productos a retirar durante la fase de obras de desmantelamiento son los típicos de la construcción, fundamentalmente escombros de materiales como cemento, áridos, ferrallas, ladrillos y otros, aceites y combustibles de la maquinaria. Así, como consecuencia de las obras de desmantelamiento se podrán generar residuos inertes, urbanos y peligrosos. − Residuos peligrosos: principalmente gasóleo, aceites, equipos que contengan sustancias peligrosas y no puedan ser descontaminados (filtros, pequeñas bombas, tuberías de pequeño diámetro, etc.), así como los aceites y lubricantes generados en el mantenimiento de la maquinaria que se utilice durante la fase de desmantelamiento. − Residuos sólidos asimilables a urbanos: cartón, bolsas, basuras de tipo doméstico. − Residuos inertes: consisten principalmente en escombros procedentes de las demoliciones, chatarra, madera, etc. Un incorrecto almacenamiento y/o gestión de dichos productos, materiales y residuos, puede producir vertidos accidentales (vuelques y derrames). Con el fin de evitarlo, se tomarán las medidas adecuadas para que todos los residuos y escombros generados, así PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 422 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL como los residuos procedentes del cese de la explotación, sean almacenados convenientemente y retirados a vertedero autorizado en función de su naturaleza. Durante la fase de desmantelamiento, en ningún momento se permitirá el vertido directo de sustancias o materiales contaminantes sobre el terreno o en cauces próximos, ni un incorrecto almacenamiento de los mismos para su posterior traslado a vertederos autorizados, o por gestores autorizados. Se balizará la zona de almacenamiento de materiales y productos, no permitiéndose fuera de la zona de obras el depósito de materiales o residuos de ninguna clase. Por otro lado, se dispondrá de zonas específicas para realizar las operaciones de mantenimiento, lavado, repostaje, etc., de la maquinaria, y se dispondrá de un sistema de recogida de efluentes a fin de evitar la contaminación del suelo y del agua. Además, se realizarán tareas cotidianas de vigilancia, mantenimiento y limpieza de las distintas áreas que comprenden las obras. Por todo ello, considerando que la posible contaminación de los suelos (y, en su caso, de las aguas) de la zona se evitará mediante la aplicación de las medidas protectoras, este efecto se considera COMPATIBLE. 13.3.3.3 Recuperación de los suelos contaminados Considerando que las actividades a desarrollar constituyen potenciales focos de contaminación de suelo y de agua subterránea, se llevará a cabo, con carácter previo al derribo de las instalaciones, un estudio de caracterización de suelos, siguiendo las directrices que en su momento marque la legislación vigente. De acuerdo con los resultados de este estudio, se planteará un proyecto que garantice la descontaminación y el saneamiento de dichos suelos, en caso necesario. Así, se determinarán los estudios, pruebas y análisis a realizar sobre el suelo y las aguas superficiales y subterráneas que permitan determinar la tipología, alcance y delimitación de las áreas potencialmente contaminadas, y los objetivos a cumplir y acciones de remediación a tomar en relación con la contaminación que exista, de manera que el terreno quede saneado y no se produzca ningún daño sobre el suelo y su entorno. Teniendo en cuenta estas medidas el impacto se considera COMPATIBLE. 13.3.3.4 Compactación y degradación de los terrenos El potencial impacto de compactación y degradación de los terrenos se debe principalmente al tránsito de maquinaria pesada y a la colocación de materiales en el terreno de forma temporal durante las obras de desmantelamiento. La compactación de los terrenos supone un aumento de la impermeabilidad de los mismos por reducción de su porosidad y la alteración de los mismos como soporte de vegetación (al impedir un correcto desarrollo de los sistemas radiculares) y fauna edáfica. PETRONOR. Proyecto Técnico y Estudio de Impacto Ambiental. Memoria 423 PROYECTO DE NUEVAS UNIDADES PARA REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE FUEL-OIL Teniendo en cuenta el estado de los terrenos afectados el impacto se considera NO SIGNIFICATIVO. 13.3.3.5 Alteración de la calidad de las aguas superficiales Otro posible impacto a considerar es la contaminación de las aguas superficiales por el vertido
![[leer]](http://s2.studylib.es/store/data/002897972_1-61c9e5159061c4ec128e4d2f5b17b6e5-300x300.png)