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Soluciones tecnológicas para la detección temprana de vertidos contaminantes en suelos y acuíferos

Benjamín Plaza – Ingeniería Medio Ambiental, S.L. Javier Fernández Escobar – Tecnología y Control Medioambiental, S.L. Gregorio López Alonso – Tecnología y Control Medioambiental, S.L.

1. Introducción

Una de las características principales de los vertidos contaminantes de origen petrolífero, es la variabilidad de tipos y concentraciones de hidrocarburos, siendo la gran mayoría hidrocarburos aromáticos y no aromáticos con cadenas moleculares por encima de 6 carbonos. Esta característica permite el diseño de sensores de detección de vertidos que reaccionan a mezclas indeterminadas de hidrocarburos, evitando interferencias en los sensores con compuestos de reducido número de carbonos, típicos en el gas producido en las degradaciones microbiológicas.

Un segundo aspecto crítico es el medio receptor del mismo, pudiendo encontrarnos vertidos que afecten a los suelos y las aguas subterráneas, donde la migración del hidrocarburo puede llegar hasta los estratos impermeables provocando acumulaciones en acuíferos y suelo, siendo detectables en fase disuelta o en fase vapor. Por tanto, la tecnología utilizada para medir la concentración de hidrocarburos en los medios debe ser flexible para poder detectar el vertido en cualquier matriz, ya sea líquida o gaseosa.

Por último, los vertidos y fugas originan una pluma contaminante que los caracteriza, la cual se desplaza en función de las características del suelo (transmisividad, pendiente del estrato, porosidad, etc.) y a distinta concentración en función del punto donde se mida en la pluma. Debido a esto debemos disponer de soluciones que no solo reaccionen a vertidos de gran agresividad, sino también ser capaces de detectar fugas o vertidos muy lentos y de poca intensidad, pero que acaban produciendo efectos tanto o más importantes que los otros vertidos, por el hecho de resultar difíciles de detectar en sus primeros estadios.

La solución propuesta se basa en la disponibilidad de sensores desarrollados específicamente para la detección de compuestos hidrocarbonados, tanto en fase vapor como en disolución, y que puedan trabajar en cualquiera de las matrices y con cualquier mezcla de compuestos. Hablamos por tanto de sensores que sean sensibles a la concentración total de productos hidrocarbonados, no a un solo compuesto o combinación específica de compuestos, y sensores que puedan trabajar indistintamente en vapor o en agua, pudiendo pasar automáticamente de trabajar en una fase a trabajar en la otra fase. La combinación de este tipo de sensores con las TIC permite disponer de soluciones para el control local o remoto de instalaciones potencialmente peligrosas, en tiempo real y con la posibilidad de detección temprana de cualquier fuga o vertido, tanto agresivo como de muy lenta evolución, registrando los niveles y tendencias de

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contaminación presentes en los medios, permitiendo la detección y remediación tempranas de fugas y vertidos, evaluar la dirección e intensidad de la pluma contaminante, y el seguimiento de las medidas correctoras aplicadas.

2. El suelo como factor clave del medioambiente

El suelo realiza un gran número de funciones clave tanto medioambientales como económicas, sociales y culturales fundamentales para la vida. Entre ellas, las funciones de almacenaje, filtración, amortiguación y transformación, determinan además el papel fundamental del suelo para la protección del agua y el intercambio de gases con la atmósfera. Además, constituye un hábitat y una reserva genética, un elemento del paisaje y del patrimonio cultural así como una fuente de materias primas.

La salud del suelo es por tanto vital para preservar el medio natural y así es reconocido por la legislación comunitaria y la española (RD 9/2005, por el que se establece la relación de actividades potencialmente contaminantes del suelo y los criterios y estándares para la declaración de suelos contaminados; RD 1514/2009, por el que se regula la protección de las aguas subterráneas contra la contaminación y el deterioro).

El RD 9/2005 estable en su Anexo IV un límite de 50 mg/kg de hidrocarburo en el suelo. Asimismo estable la obligatoriedad de recuperar el suelo e incluso la publicidad a nivel registral como suelo contaminado del terreno, lo que implica una pérdida notable de valor del mismo. Por último establece un régimen sancionador que puede llegar incluso al cierre de la actividad causante de la contaminación.

La contaminación del terreno va unida por lo general a las actividades industriales, entre las que podemos destacar tres grandes grupos:

1. Minería y el sector industrial de procesado y transformación de minerales.

2. La industria petroquímica, que incluye, además de las plantas petroquímicas en sí, todas las instalaciones de almacenamiento y distribución de hidrocarburos, desde las grandes instalaciones de tanques de almacenamiento, hasta los depósitos de combustible de los miles de industrias de todo tipo que los necesitan, pasando obviamente por los oleoductos y otras redes de distribución.

3. La industria de recuperación y tratamiento de desechos, tanto residuos sólidos urbanos (vertederos y plantas de procesado anexas) como otras instalaciones de almacenamiento y/o reciclaje de residuos altamente contaminantes, tanto en funcionamiento como tras su cierre.

Dichas actividades pueden suponer un riesgo tanto para el suelo como para el agua que se acumula en el mismo, de ahí la importancia de realizar un adecuado control de los niveles de contaminación y de su evolución en el tiempo.

Por todas estas razones es necesario conocer y controlar la contaminación generada al terreno siendo en ese sentido las nuevas tecnologías y los nuevos sensores de gran

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ayuda. Conocer la contaminación que se está causando al terreno en tiempo real hace que el problema pueda ser de fácil solución y sobre todo de bajo coste.

3. Problemática medioambiental y regulatoria en la Industria Petroquímica

De los tres sectores de actividad industrial mencionados previamente, nos centramos en este artículo en el sector petroquímico, presentando en secciones posteriores soluciones específicas para su problemática concreta. Esto no supone que los otros dos sectores mencionados no sean susceptibles de abordarse con la misma metodología, sino que tienen problemáticas, en cuanto al tipo de sensores a utilizar, que son específicas de los mismos, y dadas las limitaciones de espacio de este artículo, no sería posible desarrollarlas con el suficiente nivel de detalle.

Las instalaciones petroquímicas se encuentran reguladas en España por una normativa específica en función del tipo de instalación. Las normas aplicables son las Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC) MI-IP01 (refinerías y plantas petroquímicas), MI-IP02 (Parques de almacenamiento de líquidos petrolíferos), MI-IP03 (instalaciones petrolíferas para uso propio) y MI-IP04 (Estaciones de Servicio).

En cada una de las ITC se establecen los mecanismos de revisión y pruebas periódicas para garantizar la estanqueidad de los tanques y depósitos de almacenamiento, pero las especificaciones suelen indicar periodos de tiempo bastante elevados, entre 5 y 10 años, lo que supone, en la práctica, un riesgo potencial de que fugas de producto lentas pasen desapercibidas durante muchos meses, dando lugar a un daño medioambiental muy elevado y difícil de revertir.

Por poner un ejemplo, en el caso de instalaciones petrolíferas para uso propio, la ITC MI-IP02 establece en su artículo 46, “Revisiones e inspecciones periódicas”, que estas se realizarán cada 5 años, estableciéndose además los siguientes puntos:

(Extracto de la ITC MI-IP02, articulo 46)

8. En los depósitos y tuberías inspeccionables visualmente se comprobará el estado de las paredes y medición de espesores si se observa algún deterioro en el momento de la inspección.

9. Para el resto de depósitos y tuberías se realizará, prueba de estanqueidad, conforme a norma, código o procedimiento de reconocido prestigio. Esta prueba se realizará a los diez años la primera vez y cada cinco años las sucesivas para los depósitos que contengan productos de la clase B y cada diez años para los que contengan productos de las clases C y D.

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No será necesaria la realización de esta prueba en las instalaciones que estén dotadas de detección de fugas, pero sí la comprobación del correcto funcionamiento del sistema de detección.

(Fin del extracto de la ITC MI-IP02)

Además, en su artículo 27, la citada ITC MI-IP02 establece que “el sistema utilizado ha de garantizar la detección de una fuga de 378 ml/h.”

Aplicando la normativa, podemos tener un depósito fugando pequeñas cantidades a través de su red de tuberías o de los propios depósitos, en el umbral de los 378 ml/h, que permanecen indetectables durante años. Estas fugas no detectadas de un depósito enterrado podrían llegar a suponer alrededor de 16.556 litros de producto en un periodo estándar entre muestras (5 años), y la instalación aún así estaría cumpliendo la normativa.

La industria petroquímica aplica, además de mecanismos de contención específicos, como los previamente mencionados de tanques de doble pared o tanques enterrados en cubeto estanco con tubo buzo, una serie de procedimientos de detección de fugas, basados en su mayor parte en procedimientos americanos, los estándares EPA. Se emplean concretamente los siguientes procedimientos de detección de fugas en tanques:

• Sistemas de Medición Automática (ATG): utilizando un dispositivo automático y tablas específicas de doble entrada nivel-volumen del tanque, y teniendo en cuenta el factor temperatura y tipo de producto, se establece el volumen en litros o galones de producto del tanque. Este método permite conocer el volumen contenido, pero per se no proporciona información sobre fugas, para lo cual se tiene que combinar con algún método de reconciliación estadística de inventarios.

• Métodos de Reconciliación Estadística de Inventarios (SIR): utilizan las mediciones manuales o automáticas del nivel-volumen del tanque más los movimientos del mismo (entradas y salidas), para realizar un análisis estadístico de la probabilidad de existencia de fugas. Normalmente trabajan con un nivel de probabilidad del 95% de que den alarma cuando realmente hay fuga, con un umbral de detección que se sitúa en 378,5 ml/h que es lo establecido por la normativa española (ITC MI-IP02).

• Pruebas de Presión: se basa en observar las pérdidas de presión en caso de existir fuga. La presión se aumenta artificialmente en el sistema y se observa la variación de la presión y de la temperatura para finalmente calcular si las variaciones de la presión en el sistema son debidas a la variación de la temperatura. Esta prueba no es válida para tanques en servicio y es poco precisa cuando no se efectúa con agua debido a la complicada interpretación de los resultados (intervienen coeficientes de dilatación de materiales, coeficiente de compresibilidad de fluidos, conversiones de densidad, etc.).

• Inspección por ultrasonidos/flujo magnético y otros: requieren vaciar el sistema para inspeccionar las superficies y por tanto no pueden ser empleados como método de detección temprana.

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• Trazadores químicos: se introduce un trazador en el interior del sistema mezclado con el combustible y se busca fuera del sistema. Su presencia es la que indica la existencia de una fuga. Son métodos muy precisos y fiables al llegar a detectar fugas de 20 ml/h pero proporcionan información del momento de la prueba, no en continuo.

• Sensores de fugas en fase vapor instalados en piezómetros al pie de las instalaciones: utilizando sensores que detectan la presencia de hidrocarburos en fase vapor, a partir de una determinada concentración de un hidrocarburo concreto o de una mezcla de ellos. Valores habituales de detección están en el rango de 20 a 25 ppm dependiendo de la caracterización de la mezcla.

• Sensores de fugas en fase vapor instalados en piezómetros al pie de las instalaciones: utilizando sensores que detectan la presencia de hidrocarburos en fase líquida, a partir de una determinada concentración de un hidrocarburo concreto o de una mezcla de ellos. Valores habituales de detección están en el rango de 5 a 10 ppm dependiendo de la caracterización de la mezcla.

A la vista de los diferentes métodos disponibles, y descartando aquellos que obligan a vaciar los depósitos e instalaciones auxiliares, para poder centrarnos en sistemas “on line” de control, lo más adecuado y recomendable sería proceder a cruzar la información de varios de ellos para asegurar un adecuado control de fugas.

4. Tecnologías para sensores químicos de medida en continuo

La tecnología Fiber Optic Chemical Sensor (FOCS®) patentada por FCI Environmental Inc., permite disponer de sondas para monitorización continua cuantificada de presencia de productos hidrocarbonados en fase vapor, disueltos en agua o en suelos.

La tecnología FOCS® utiliza una fibra óptica recubierta por un compuesto que presenta una alta afinidad por los hidrocarburos presentes en el medio que rodea a la fibra. El sensor opera basándose en la propiedad de correlación del índice de refracción del interfaz Fibra-Recubrimiento con la concentración de hidrocarburos en el medio (vapor o agua) que rodea al recubrimiento. El cambio en el índice de refracción efectivo se puede cuantificar midiendo la cantidad de luz transmitida a través de una sección calibrada de fibra óptica. La respuesta depende de la concentración total y tipo de hidrocarburos presentes. En la siguiente figura se muestra una representación esquemática del funcionamiento de la tecnología FOCS®.

Fibra óptica

Fibra óptica

RecubrimientoRecubrimiento

Sensor Sensor

Referencia Referencia

LED

Emisión normal de luz desde la fibra en ausencia de hidrocarburos

Mayor Emisión de luz desde la fibra en presencia de hidrocarburos

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La tecnología FOCS® es sensible a las moléculas que contienen al menos 6 carbonos y es especialmente sensible a los compuestos aromáticos. Esta característica es ideal para la detección de diferentes hidrocarburos de origen petrolífero como:

• Gasolina sin plomo

• Diesel

• Combustibles de aviación (queroseno, JP4, JP8, etc.)

• Disolventes con hidrocarburos aromáticos

• Crudo de Petróleo

La tecnología FOCS® no responde a los compuestos hidrocarbonados de origen natural como el metano (CH4) u otros gases procedentes de la descomposición de materia orgánica como el sulfuro de hidrógeno (SH2), y es más sensible a los elementos de elevado peso molecular, lo que le hace particularmente efectiva para detectar los hidrocarburos más pesados (p.e. los que componen el diesel). La respuesta del proceso es reversible y mantiene el equilibrio con el entorno circundante, presentando un bajo tiempo de respuesta a los cambios (< 60 segundos típico en vapor).

La tecnología FOCS® presenta unos requerimientos de mantenimiento bajos. No es necesario reponer los gases o consumibles químicos usados por otras tecnologías para la detección de los hidrocarburos. La ventaja de una sonda sin consumibles es que permite su uso en instalaciones no atendidas o con un nivel bajo de atención, permitiendo un control preciso sin necesidad de verificación niveles o estado de elementos auxiliares.

En la tabla siguiente se muestran los rangos estándar de operación en Vapor y Agua de las sondas con tecnología FOCS®.

PARAMETRO VAPOR AGUARango de detección 0-20.000 p.p.m. 0-2.000 p.p.mLímite inferior de detección de productospetrolíferos, como xileno

<10 p.p.m. <0,1 p.p.m.

Capacidad de detección mínima como masamolecular

C6 C6

Precisión ± 10% ± 5%Tiempo inicial de respuesta 12 seg. 12 seg.Tiempo de respuesta (al 95%) < 60 seg. < 60 seg.Temperatura de operación 0-55ºC 0-55ºC

Secuencia del proceso FOCS® en monitorización conti nua.

La secuencia de medida del proceso FOCS® se ejecuta en tres fases consecutivas automáticas a programar con la periodicidad requerida:

1. Muestreo: Emisión de una ráfaga de pulsos de luz y medición de la intensidad recibida a través de la fibra óptica.

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2. Cálculo concentración: Procesado software de la magnitud física obtenida durante el muestreo para cuantificar en ppm la concentración relativa de productos hidrocarbonados (TPH) presentes en el medio, considerando la influencia de diversas condiciones de contorno (temperatura, luz ambiental, medio acuoso o vapor, …) y las constantes de calibración del equipo respecto a un estándar patrón (p.e. p-xileno).

3. Presentación de resultados: Verificación software de la coherencia y estabilidad de los datos calculados y presentación de los resultados:

• Tipo de medio en el que está sumergida la sonda (Agua o Vapor).

• Temperatura del medio analizado (ºC)

• Concentración TPH medida en ppm.

• Status de la sonda (Estable, Ajustar a Cero, Limpiar, Calibrar)

Certificación del proceso FOCS®.

La medida cuantitativa en ppm se calcula y presenta normalizada respecto a p-Xileno. La concentración absoluta con muestras de otros tipos o mezclas de hidrocarbonos se calcula multiplicando el valor reportado por el Factor de Respuesta Relativo (RRF) específico del producto o mezcla presente en la muestra. Este procedimiento es análogo al utilizado usando un PID o FID que ha sido calibrado usando isobutileno. En la tabla siguiente se muestran los factores RRF de distintos compuestos en medio vapor y agua respecto a la calibración con p-Xileno:

EQUIVALENCIA (p-xileno) VAPOR AGUA Xilenos (para, orto, meta) 1,00 1,00Benceno 6,18 7,14Tolueno 3,18 2,821,2,4 Trimetilbenceno 0,44 0,43Etil Benceno 1,00 0,96BTEX (1:1:1:1) 1,52 1,45BTX (1:1:1) 1,97 1,99Tricloroetileno 7,13 6,95Tetracloroetileno 2,01 1,71Cloroformo 25,54 10,74Tetraclorito de carbono 19,83 4,83Gasolina Normal 2,09 1,98Gasolina Sin Plomo 0,90 0,65Gasolina Diesel 0,23 0,45Queroseno 0,35 0,38JP4 0,15 0,26JP8 0,25 0,45Fueloil #6 / Bunker C 0,46 0,56

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También es posible calibrar el equipo respecto a un producto o mezcla específico en vez de con p-Xileno para obtener lecturas directas de concentración de la muestra en ppm.

Sondas fabricadas con tecnología FOCS® han sido certificadas por un Laboratorio acreditado de acuerdo a los protocolos definidos por la Agencia de Protección del Medioambiente de USA para evaluar la precisión y tiempo de respuesta de los equipos de detección de fugas de hidrocarburos mediante piezómetros de monitorización en fase vapor y agua:

• Hidrocarburos disueltos en agua: EPA/530/UST-90/009, March 1990 “Standard Test Procedures for Evaluation on Leak Detection Methods: Liquid-Phase Out-of-Tank Product Detectors”.

• Hidrocarburos disueltos en aire: EPA/530/UST-90/008 “Standard Test Procedures for Evaluating Leak Detection Methods: Vapor-Phase Out-of-Tank Product Detectors”.

• Límites inferiores de detección en aire: EPA/530/UST-90/008 Sección X 0006

Las tablas y gráficas siguientes muestran los resultados obtenidos en los test de certificación de la tecnología FOCS en agua y aire respecto a los valores de referencia medidos por Cromatografía de Gases (GC):

Matriz Agua

Resultados del Test Sensor Químico por Fibra Óptica (FOCS) en AguaBenceno Tolueno Etil-Benceno p-Xileno BTEX

Desviación Estándar 3,12 ppm 1,75 ppm 0,57 ppm 0,98 ppm 0,90 ppmPrecisión Relativa 10,5% 12,3% 10,3% 9,7% 8,2%Sesgo 6,2% 4,5% 8,0% 5,3% 5,5%Variación de Precisión 4,6% 2,8% 2,0% 3,4% 3,0%Tiempo de Detección ≈5 min ≈5 min ≈5 min ≈5 min ≈5 minTiempo de Bajada ≈2 min ≈2 min ≈2 min ≈2 min ≈2 minFactor específico 102% 103% 108% 101% 95%

BTEX en Agua - Sondas FOCS vs GC

-20,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

0,00 ppm 52,0 ppm 62,0 ppm 63,9 ppm 75,7 ppm 97,6 ppmCon

cent

raci

ón m

edid

a (p

pm) Sonda 1

Sonda 2

Sonda 3

Sonda 4

Sonda 5

Sonda 6

Sonda 7

Sonda 8

GC

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Matriz Aire

Resultados del Test Sensor Químico por Fibra Óptica de FCI (FOCS) en Aire

p-Xileno Benceno2-Metil-Butano

Gasolina sin plomo

Gasolina Sintética

Precisión Relativa 2% 35% NR** 12% 8,2%Sesgo 1% -23% NR -7% 5,5%Variación de Precisión 1% 11% NR 4% 3,0%Tiempo de Detección <1 min <1 min NR <1 min <1 minTiempo de Bajada <1 min <1 min NR <1 min <1 minFactor específico 103 76 NR 93 98** No Responde

Diesel JP4 JP8Gasolina sin

plomoGasolina Sintética p-Xileno Keroseno

Desviación Estándar (ppm) 1,01 3,08 2,22 2,02 3,43 2,60 2,18Sesgo (ppm) -2,02 0,23 -2,62 1,7 -0,45 3,26 6,54Umbral Mínimo de Detección (ppm) 5,79 5,26 10,89 9,25 13,26 12,94 14,65

Resultados del Test Sensor Químico por Fibra Óptica de FCI (FOCS)Umbral Mínimo de Detección en Aire (LDL)

5. Gestión de Sistemas de Monitorización

DATAGRAF es una solución tecnológica para la captura , procesado y visualización de un conjunto de variables procedentes de equipos remotos de muestreo y registro (sondas/sensores, medidores de flujo, sistemas de medición automática, etc.) situados en campo, sea en el interior de instalaciones o al aire libre y pertenecientes a una o más redes de sensores independientes entre sí, que permiten determinar la presencia de hidrocarburos en diferentes matrices (vapor, líquido) y nivel de concentración.

Básicamente DATAGRAF está compuesto, como se muestra en la figura, por:

- Un número indeterminado de instalaciones locales de DATAGRAF, los denominados DATAGRAF remotos , con múltiples sensores o equipos remotizados a controlar. Cada instalación local dispone de sistemas electrónicos e

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informáticos para recibir la información de los sensores, almacenar los datos e incluso procesarlos localmente, si es necesario, para mostrarlos en al propia instalación, o para enviarlos al DATAGRAF central.

- Un equipo central, el denominado DATAGRAF central o servidor DATAGRAF, que es en esencia una aplicación informática que recibe los datos procedentes de los DATAGRAF remotos, y dispone de capacidad para almacenar los datos de cada remoto, realizar el procesado de los mismos, y posteriormente mostrarlos de forma tabular o gráfica, con la posibilidad de mostrar combinación de datos de varios remotos de manera simultánea.

De forma resumida, DATAGRAF es una solución que permite:

• Captación local y remota de datos • Procesado estadístico y matemático de los datos captados • Representación gráfica de los datos captados • Interpretación y detección de alarmas sobre los datos recibidos y procesados • Retransmisión remota de todos los datos a un servidor central

La ventaja principal de la solución DATAGRAF es su versatilidad a la hora de utilizar diferentes tipos de sensores y la posibilidad de cruzar información de los mismos sensores para visualizar en una misma pantalla diferentes variables que permitan la detección de posibles fugas, así como su evolución en el tiempo y el tratamiento estadístico de las mismas, a través de una monitorización continua, lo que hace prácticamente segura la detección de fugas, por muy lentas que estas sean.

El procesado de los datos permite reconstruir la evolución y tendencia de las medidas de cada sensor, y mediante la comparación de los valores de cada sensor, establecer tanto el posible origen como la dirección de propagación y velocidad de la pluma de contaminación. Además es posible trabajar estadísticamente los datos no solo de sondas y sensores de detección de hidrocarburos, sino también combinar los datos procedentes de sistemas de medición automática (ATG) de tanques, y medidores volumétricos (entradas y salidas de los tanques), permitiendo por tanto realizar un procesado de estos datos que permita la reconciliación estadística de los inventarios (SIR).

En esencia, DATAGRAF posibilita la integración de 4 de los métodos de detección de fugas establecidos en la sección precedente, y que son los recomendados por la mayoría de las Administraciones a nivel mundial, para una adecuada detección de fugas de contaminantes.

6. Escenarios de aplicación

La variabilidad de los posibles escenarios proviene tanto de la dispersión geográfica de los depósitos de combustible (todo tipo de terrenos y disposiciones), como las

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características constructivas de los mismos (edad, tipo de construcción, mecanismos de control y supervisión de fugas, etc.)

Si atendemos a la dispersión geográfica de los depósitos, tenemos que considerar que tendremos instalaciones que variarán desde pequeños depósitos aislados en campo, hasta grandes instalaciones de almacenamiento con tanques aéreos o enterrados, situados dentro de instalaciones de trasiego (anexas a oleoductos, como almacenamiento temporal, en tránsito), instalaciones de procesado (anexas a plantas petroquímicas donde se transforman los hidrocarburos) o instalaciones de almacenamiento (anexas a instalaciones industriales de todo tipo donde se usan para la generación de energía en sus diferentes formas). Otro aspecto a considerar en lo que se refiere a la dispersión geográfica, está centrado en las características del terreno en el cual se asienta la instalación, básicamente la existencia, proximidad y características de los acuíferos. En este caso nos podemos encontrar desde casos sin acuíferos o de prácticamente nula posibilidad de contacto con acuíferos, hasta casos de acuíferos de alta importancia medioambiental, próximos a parques naturales o acuíferos para consumo humano.

Si atendemos a las características constructivas, los parámetros fundamentales son básicamente los siguientes:

- La edad de la instalación, que afectará al número y frecuencia de inspecciones a realizar, así como a los medios físicos de protección integrados en la instalación.

- Los tipos de construcción del depósito, que sea aéreo o enterrado, que afectan básicamente a lo que podemos denominar como barreras físicas de contención, entre las que podemos mencionar, tanques enterrados dentro de cubeto estanco, tanques de doble pared, etc.

- La existencia de otros medios de protección adicionales a las barreras físicas, como por ejemplo la instalación de sensores o sondas de detección de vertidos, piezómetros para inspección periódica (manual, automática, in situ o en laboratorio, etc.)

Si analizamos todos los parámetros en su conjunto, tanto los que hemos comentado como ligados a la dispersión geográfica, como los últimos mencionados asociados a las características constructivas de los depósitos, podemos sistematizar una serie de variables básicas que afectan a todos los posibles escenarios que nos encontremos:

- Necesidad de supervisión continua local (presencial), remota o mixta - Tiempo de detección de vertido - Determinación de las características del vertido (concentración, dirección, etc.) - Disponibilidad de infraestructura de energía y comunicaciones en los

emplazamientos.

A partir de estas variables se configuran 4 escenarios posibles de aplicación que cubren desde las necesidades de grandes centros de almacenamiento de combustibles con

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decenas de sensores operados y gestionados localmente y supervisados desde un centro remoto (Escenario 1) a la monitorización remota de contaminación de suelos en zonas aisladas sin infraestructura de energía o comunicaciones.

Sondas Digitales

Equipo externo de captura y registro de

datos

DATAGRAF local

Energía y Comunicaciones

propias

Energía y Comunicaciones

externas

DATAGRAF remoto (control)

LEYENDA

Cualquier red de Telecomunicaciones

Escenario 1Operación localAnálisis local/remoto

Escenario 2Operación local/remota, Análisis remoto

Escenario 3Operación y Análisis Local / Remoto

Escenario 4Operación y Análisis Remotos

En el Centro Remoto de Supervisión se centralizan los datos procedentes de diferentes redes locales, se realizan las copias de seguridad de todas las instalaciones locales conectadas, y se controlan las acciones de gestión de la red, básicamente la configuración de los sistemas DATAGRAF y gestión de perfiles de usuario y control de accesos. Desde la central se dispone de acceso a todos los datos locales de cada instalación, por lo que siempre es posible realizar el análisis de datos capturados y supervisar el estado (alarmas y configuración) de cualquier red local DATAGRAF, incluyendo, en caso de estar habilitada, la operación remota de estos sistemas.

Las sondas con tecnología FOCS® permiten la integración de la electrónica necesaria para su operación en el propio cuerpo de la sonda como se muestra en el modelo adjunto, permitiendo su alimentación e interconexión con el equipo registrador de datos a través de un interfaz estándar RS485 de forma intrínsecamente segura, cuando se equipa en el registrador una barrera de protección intrínseca (ISB), cumpliendo las normativas ATEX para entornos explosivos.

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La siguiente imagen muestra el diagrama de conexión de una instalación típica con 7 sondas:

Centro de CálculoServidor DATAGRAF

Cable conexiónRS-485

230 VacTierraBarreras

ISP

Red TelefónicaAcceso

Centros Remotos

Modem/Router ADSLCentro Operaciones Operador On-Line

Centro OperacionesConexión Remota a

Servidor DATAGRAF

Cable extensiónRS-485

Registrador #1

Red TelefónicaGSM-GPRS-3G

Caja Conex. #1EEx ib IIA T4.

Sondas FOCS RS-485 #1 a #7

Caja Conex. #2EEx ib IIA T4.

Centro de CálculoServidor DATAGRAF

Cable conexiónRS-485

230 Vac230 VacTierraBarreras

ISP

Red TelefónicaAcceso

Centros Remotos

Modem/Router ADSLCentro Operaciones Operador On-Line

Centro OperacionesConexión Remota a

Servidor DATAGRAF

Cable extensiónRS-485

Registrador #1

Red TelefónicaGSM-GPRS-3GRed TelefónicaGSM-GPRS-3G

Caja Conex. #1EEx ib IIA T4.

Sondas FOCS RS-485 #1 a #7

Caja Conex. #2EEx ib IIA T4.

El sistema completo (DATAGRAF, registrador y sondas), permite efectuar las siguientes funciones:

- Detección de productos petrolíferos en el agua y en estado de vapor con identificación del medio sobre el que se efectúa la lectura.

- Respuesta inmediata ante la presencia de hidrocarburos libres flotando en la superficie del agua.

- DATAGRAF proporciona información remota en tiempo real, sobre el valor de las variables y estado de las alarmas programadas en la aplicación.

- Fácil instalación en campo utilizando una canalización troncal única. El cableado de sondas se realiza mediante una línea única (alimentación + datos) por registrador , de la que se derivan las conexiones a cada sonda.

- Selección de alarmas, tanto ópticas como acústicas, con umbrales alto/bajo y nivel de severidad programable por variable (concentración de hidrocarburos, medio de la sonda, temperatura, ratio de compensación en temperatura (TCR), voltaje de alimentación) y sonda.

- Transmisión de datos del registrador con el Centro Remoto vía conexión móvil o alternativamente utilizando una conexión de red existente.

- Conectores resistentes al agua y equipos intrínsecamente seguros en la planta exterior a la barrera ISP (sondas FOCS®, cajas de conexiones de sondas).

- Sistema autónomo mediante baterías de respaldo para alimentación del registrador y las sondas FOCS®

- Bajo coste de instalación y mantenimiento ordinario.

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7. Funcionamiento en una instalación real

Una instalación tipo con varios depósitos de superficie de 3.000 m3, responde a un esquema como el mostrado en la imagen previa, con una Red de Vigilancia Ambiental compuesta por 7 sondas FOCS® unidas a un único registrador.

Las 7 sondas están colocadas en sendos piezómetros, situados estratégicamente en la zona a monitorizar, vigilar y controlar alrededor de los depósitos. La posición de los piezómetros se determinó en función de un estudio hidrogeológico, detectando los estratos impermeables y situación del nivel freático, así como la pendiente del mismo. La imagen muestra esquemáticamente las posiciones de los piezómetros con las sondas, los depósitos y la terminal de carga/descarga, así como la posición y dirección aproximada de movimiento del freático, que está situado alrededor de 15 – 20 metros por debajo de rasante (fondo del cubeto de retención):

0 5 10 15 20 250 5 10 15 20 25

Estación de carga y descarga

Piezómetros con sondas

Situación aproximada del manto freático y dirección del mismo

Piezómetros con sondas

S1

S2

S3

S4

S5

S7

S6

Todas las sondas se colocaron inicialmente por encima del nivel freático, midiendo en fase vapor, pero a lo largo del tiempo el nivel freático evolucionaba de tal modo que algunas de las sondas pasaban a situarse por debajo del mismo, midiendo en fase líquida. Cuatro de las sondas están situadas “aguas abajo” de acuerdo a la dirección del freático, mientras las dos primeras (S1, S2) se sitúan en cabecera, aguas arriba, para

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asegurar que no hay trazas de contaminación procedentes de otro punto situado por encima de los depósitos controlados.

El registrador de la red de vigilancia ambiental no se muestra en la imagen, está situado en el centro de control, aproximadamente a 100 metros del terminal de carga y descarga. Todas las sondas forman una línea serie cableada hasta el registrador. Este interroga a cada una de las sondas cada 6 horas, de modo que tenemos almacenada una medida de cada sonda cada 6 horas, lo que da 4 medidas por día. Se podría aumentar o disminuir la frecuencia de medición en función de la instalación, pero para una instalación patrón 4 medidas al día se consideran suficientes.

En el momento de comenzar la operación del sistema se estableció el “background” para determinar la contaminación existente en el terreno:

- Se realizó la caracterización de la mezcla de contaminantes existente en el freático de los piezómetros, tomando varias muestras en cada piezómetro. De este modo, las sondas se calibraron para tener una máxima fiabilidad y precisión con el agua de la instalación y los compuestos contaminantes existente en la misma, lo que aumenta la precisión y la sensibilidad de las medidas.

- Se realizó una primera medición con las sondas, una vez calibradas, confirmando los valores de contaminación presentes en cada piezómetro. Estas medidas son las que denominamos “background” de la instalación.

- Periódicamente se realiza una comprobación de los valores de background medidos por las sondas si se observan desviaciones superiores a 50 ppm respecto al valor promedio registrado en los 3 días anteriores.

La siguiente tabla muestra las medidas iniciales de concentración, en ppm, de mezcla de hidrocarburos en los 7 piezómetros por cada una de las sondas (valores promedio de las medidas realizadas durante 72 horas, con una dispersión inferior al 10%):

Sondas S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

Concentración Hidrocarburos Vapor (ppm)

2,8 15,2 23,8 0,0 21,5 32,9 16,5

Como referencia para las medidas iniciales, las temperaturas interiores (piezómetros) registradas por las propias sondas durante la serie de medidas a lo largo de 72 horas, presentaban valores en el entorno de 20,3ºC, con variaciones inferiores a 1,5º en el ciclo día/noche (piezómetros correctamente sellados).

A continuación se muestran las tablas de evolución de contaminación en el tiempo. Al disponer de un espacio reducido en este documento se muestran solo los valores mensuales (valor promedio de los tres últimos días de cada mes) durante un periodo de

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18 meses, pero como se ha indicado previamente, las sondas proporcionan una medida cada 6 horas, es decir, hay cuatro medidas por cada día y por cada sonda.

Mes S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7

0 2,8 15,2 23,8 0,0 21,5 32,9 16,5

1 18,1 32,9 33,5 18,7 19,8 38,5 9,1

2 8,5 8,5 50,4 33,5 23,2 36,3 7,9

3 6,8 21,5 120,8 50,4 43,1 53,3 -1,1

4 4,5 4,5 314,7 177,0 98,0 45,9 5,1

5 34,0 18,1 821,7 413,7 143,9 76,5 30,0

6 25,5 0,6 895,2 452,4 173,4 90,1 39,1

7 0,0 18,1 836,1 444,7 194,9 99,2 55,0

8 14,2 27,8 792,1 432,4 223,3 128,1 63,5

9 4,5 39,7 753,3 408,1 232,9 115,6 80,5

10 26,1 14,7 740,3 410,0 255,6 124,7 77,6

11 13,0 33,4 713,7 400,4 259,0 136,6 83,9

12 9,1 49,9 688,0 400,4 251,0 125,8 90,7

13 21,0 6,2 682,2 404,6 260,7 148,5 87,3

14 22,1 22,1 662,7 402,7 255,6 131,5 87,3

15 5,7 30,6 636,5 394,5 240,3 141,7 84,4

16 23,2 6,2 626,2 398,7 245,4 134,9 85,0

17 29,5 15,9 619,8 394,3 230,6 136,6 88,418 13,6 4,5 605,5 392,7 212,5 124,1 77,6

DATAGRAF proporciona una representación gráfica continua de los datos, y en la siguiente imagen se muestra el mismo periodo de 18 meses para las concentraciones medidas por las 7 sondas:

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En la imagen, así como en la tabla, se manifiesta la presencia de una fuga de baja intensidad en las proximidades de la sonda S3 que genera una pluma en dirección a la sonda S4. La temprana detección y confirmación de la fuga permitió anticipar los trabajos de identificación del tanque S2 como responsable de la pluma y acometer los trabajos de remediación, limitando los niveles de contaminación y el área afectada:

- Por un lado se observa el ascenso de los niveles medidos de contaminación por la sonda S3 a partir del mes 3 que se consigue confirmar, identificar y subsanar en los meses posteriores 4 y 5.

- La concentración medida en el piezómetro de la sonda S3 aumenta de manera regular a partir del 3 mes alcanzando un mes más tarde el piezómetro de la sonda S4, que presenta una evolución similar aunque con niveles algo más bajos

- Los niveles reportados por las sondas perimetrales S1, S2, S6 y S7 mantienen unos niveles normales durante el inicio de la incidencia que permiten descartar que el origen del evento sea una fuga o vertido externo a las instalaciones.

- Finalmente los meses posteriores al evento se registran trazas de la fuga en los piezómetros de las sondas perimetrales S5, S6 y S7, presumiblemente

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transportadas aguas abajo por filtración desde la zona contaminada al freático con tendencia a disminuir, aunque lentamente, ocho meses después de remediada la incidencia.

- La representación de las concentraciones perimetrales de entrada a las instalaciones (S1 y S2) y salida (S6 y S7) facilitan la visualización y cuantificación del impacto del evento sobre el entorno y la eficiencia de los trabajos de remediación de fugas y descontaminación del medio (bombeo, descontaminación de suelos, etc.).

El resultado del uso de la Red de Vigilancia Ambiental DATAGRAF es que permite un control continuo de la evolución de cualquier instalación remota, desde un único centro de control, o desde tantos centros como sea preciso, detectando tendencias de contaminación, posibles orígenes y movimiento de la pluma contaminante, pudiendo determinar de forma rápida y precisa tanto vertidos de muy baja intensidad, detectados por la observación de la tendencia de los niveles de contaminación medidos, como vertidos de alta intensidad, que dan lugar a la aparición inmediata de alarmas que permiten realizar acciones de remediación urgentes.