Central Termoeléctrica Ttanti

Servicio de Evaluación Ambiental

Gobierno de Chile

RESOLUCIÓN EXENTA N* Ol ) : ) 12018

ANTOFAGASTA, 4 1 ENE. 2018

VISTOS ESTOS ANTECEDENTES:

1. Lo dispuesto en la Ley N” 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, publicada en el Diario Oficial el 9 de marzo de 1994; modificada por la Ley N” 20.417 de fecha 26 de enero de 2010, el Decreto Supremo N 95/01 del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que fijó el texto refundido, coordinado y sistematizado del Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, publicado en el Diario Oficial el 7 de diciembre de 2002; la Ley N” 19.880 sobre Bases de los Procedimientos Administrativos que rigen los Actos de los Órganos de la Administración del Estado; la Resolución N 1.600 de 2008, de la Contraloría General de la República, que fija normas sobre exención del trámite de toma de razón y en las demás normas jurídicas que rigen sobre la materia, la Resolución Toma de Razón N* 119046 de fecha 28 de enero de 2016, y el Decreto 1819 de fecha 02 de diciembre de 2016, del Ministerio del Interior y Seguridad Pública, que nombra al Intendente de la Región de Antofagasta.

2. El Estudio de Impacto Ambiental y sus Adendas del proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti”, presentado por el Señor Rudolf Araneda Kauert, en representación de GNL Norte S.A., con fecha 22 de noviembre de 2013, al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

Cabe tener presente que mediante Resolución Exenta N? 0394 de fecha 29 de noviembre de 2016, del Servicio de Evaluación Ambiental, región de Antofagasta, se modificó la titularidad del proyecto quedando como nuevo titular Gasatacama Chile S.A

1. Las observaciones y pronunciamientos de los Órganos de la Administración del Estado que, sobre la base de sus facultades legales y atribuciones, participaron en la evaluación del Estudio de Impacto Ambiental, las cuales se contienen en los siguientes documentos:

3.1. Con relación al Estudio de Impacto Ambiental:

Oficio N%452/2013 sobre la ElA, por Servicio Nacional Turismo, Región de Antofagasta, con fecha 12/12/2013; Oficio N%12.600/262 sobre la ElA, por Gobernación Marítima de Antofagasta, con fecha 30/12/2013; Oficio N%7 sobre la ElA, por SEREMI de Energía, Región de Antofagasta, con fecha 08/01/2014; Oficio N%51 sobre la ElA, por Superintendencia de Servicios Sanitarios, con fecha 09/01/2014; Oficio N39 sobre la ElA, por DGA, Región de Antofagasta, con fecha 09/01/2014; Oficio N0030 sobre la ElA, por SAG, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2014; Oficio N109 sobre la ElA, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2014; Oficio N“3861 sobre la ElA, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2014; Oficio N%53 sobre la ElA, por SEREMI de Vivienda y Urbanismo, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2014; Oficio N%031/n 2014 sobre la ElA, por SEREMI de Transportes y Telecomunicaciones, Región de Antofagasta, con fecha 09/01/2014; Oficio N13 sobre la ElA, por llustre Municipalidad de Mejillones, con fecha 15/01/2014; Oficio N%056 sobre la ElA, por SEREMI MOP, Región de Antofagasta, con fecha 16/01/2014; Oficio N056 sobre la ElA, por SEREMI MOP, Región de Antofagasta, con fecha 16/01/2014; Oficio N%039 sobre la ElA, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 17/01/2014; Oficio N113 sobre la ElA, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, con fecha 20/01/2014; Oficio N%194 sobre la ElA, por Consejo de Monumentos Nacionales, con fecha 23/01/2014; Oficio Noficio 203 sobre la ElA, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 03/02/2014; Oficio N%505 sobre la Adenda 1, por Superintendencia de Servicios Sanitarios, con fecha 30/12/2015; Oficio NIORD. N SE 02 - 000037/2016 sobre la Adenda 1, por SEREMI de Bienes Nacionales, Región de Antofagasta, con fecha 06/01/2016; Oficio N31 sobre la Adenda 1, por SEREMI de Vivienda y Urbanismo, Región de Antofagasta, con fecha 12/01/2016; Oficio N%033 sobre la Adenda 1, por SEREMI MOP, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2016; Oficio N%211 sobre la Adenda 1, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N39 sobre la Adenda 1, por DGA, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N%27 sobre la Adenda 1, por SAG, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N%7193 sobre la Adenda 1, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio NG.M.ANTO.ORD.N” 12.600/05/SEA sobre la Adenda 1, por Gobernación Marítima de Antofagasta, con fecha 04/01/2016; Oficio N%ORD. N* 39 sobre la Adenda 1, por SEREMI de Transportes y

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Telecomunicaciones, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N(D.AC.) ORD. SEIA. N19 sobre la Adenda 1, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, con fecha 18/01/2016; Oficio N%OF. ORD. N? 07 sobre la Adenda 1, por SEREMI de Energía, Región de Antofagasta, con fecha 19/01/2016; Oficio N10 sobre la Adenda 1, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 29/01/2016; Oficio N0047/2016 sobre la Adenda 1, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 04/02/2016; Oficio N1641 sobre la Adenda 2, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta, con fecha 20/03/2017; Oficio N9001 sobre la Adenda 2, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 03/04/2017; Oficio NY(D.AC.) ORD. SEIA. N” 123 sobre la Adenda 2, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, con fecha 07/04/2017; Oficio N39 sobre la Adenda 2, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 13/04/2017; Oficio N*%0146/2017 sobre la Adenda 2, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 18/04/2017; Oficio N%10123/2017 sobre la Adenda 3, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 11/09/2017; Oficio N%105 sobre la Adenda 3, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 02/10/2017.

Se excluyeron de participar en el proyecto:

Oficio N 885 sobre la ElA, por Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC), Región de Antofagasta, con fecha 05/12/2013; Oficio N 10-EA/2014 sobre la ElA, por CONAF, Región de Antofagasta, con fecha 09/01/2014; Oficio N* 013 sobre la ElA, por SEREMI de Agricultura, Región de Antofagasta, con fecha 09/01/2014.

3.2. Con relación al Informe de Respuestas al 1” Consolidado de Aclaraciones, Rectificaciones y Ampliaciones al Estudio de Impacto Ambiental:

Oficio N 505 sobre el Adenda 1, por Superintendencia de Servicios Sanitarios, con fecha 29/12/2015; Oficio N” ORD. N SE 02 - 000037/2016 sobre el Adenda 1, por SEREMI de Bienes Nacionales, Región de Antofagasta, con fecha 11/01/2016; Oficio N” 033 sobre el Adenda 1, por SEREMI MOP, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2016; Oficio N 211 sobre el Adenda 1, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N 39 sobre el Adenda 1, por Dirección General de Aguas, Región de Antofagasta, con fecha 13/01/2016; Oficio N 27 sobre el Adenda 1, por Servicio Agrícola y Ganadero, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N 7193 sobre el Adenda 1, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 14/01/2016; Oficio N 39 sobre el Adenda 1, por SEREMI de Transportes y Telecomunicaciones, Región de Antofagasta, con fecha 18/01/2016; Oficio N 12.600/05 sobre el Adenda 1, por Gobernación Marítima de Antofagasta, Región de Antofagasta, con fecha 18/01/2016; Oficio N19 sobre el Adenda 1, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, con fecha 15/01/2016, Oficio N 07 sobre el Adenda 1, por SEREMI de Energía, Región de Antofagasta, con fecha 19/01/2016; Oficio N 18 sobre el Adenda 1, por Servicio Nacional Turismo, Región de Antofagasta, con fecha 28/01/2016; Oficio N” 10 sobre el Adenda 1, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 04/02/2016; Oficio N* 47 sobre el Adenda 1, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 04/02/2016.

3.3. Con relación al Informe de Respuestas al 2” Consolidado de Aclaraciones, Rectificaciones y Ampliaciones al Estudio de Impacto Ambiental:

Oficio N 1641sobre el Adenda 2, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta, con fecha 20/03/2017; Oficio N 12.600/40 sobre el Adenda 2, por Gobernación Marítima de Antofagasta, Región de Antofagasta, con fecha 27/03/2017; Oficio N 9001sobre el Adenda 2, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 03/04/2017; Oficio N” 123sobre el Adenda 2, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, Región de Antofagasta, con fecha 05/04/2017; Oficio N” 12.600/49sobre el Adenda 2, por Gobernación Marítima de Antofagasta, Región de Antofagasta, con fecha 07/04/2017; Oficio N 39 sobre el Adenda 2, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 17/04/2017; Oficio N* 146 sobre el Adenda 2, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 21/04/2017.

3.4. Con relación al Informe de Respuestas al 3” Consolidado de Aclaraciones, Rectificaciones y Ampliaciones al Estudio de Impacto Ambiental:

Oficio N 105 sobre el Adenda 3, por SEREMI de Salud, Región de Antofagasta, con fecha 29/09/2017; Oficio N 10123 sobre el Adenda 3, por Servicio Nacional de Pesca, Región de Antofagasta, con fecha 11/09/2017; Oficio N* 385 sobre el Adenda 3, por SEREMI Medio Ambiente, Región de Antofagasta, con fecha 23/10/2017.

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1. El Informe Consolidado de la Evaluación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti”.

2. Las visaciones al contenido del Informe Consolidado de Evaluación emitidas por los Órganos de la Administración del Estado que han participado en la evaluación y que se contienen en los siguientes documentos:

Ordinario N 293 del 16/11/2017, por SEREMI de Agricultura, Región de Antofagasta. Ordinario N 809 del 15/11/2017, por Dirección General de Aguas, Región de Antofagasta. e Ordinario N 12.600 del 17/11/2017, por Gobernación Marítima de Antofagasta, Región de Antofagasta. e Ordinario N 748 del 17/11/2017, por Servicio Agrícola y Ganadero, Región de Antofagasta. Ordinario N 678/ACC.:1788448 del 17/11/2017, por Servicio de Electricidad y Combustible, Región de Antofagasta. Ordinario N 7783 del 17/11/2017, por SERNAGEOMIN, Región de Antofagasta. Ordinario N 090 del 17/11/2017, por Ministerio de Minería, Región de Antofagasta. Ordinario N370 del 20/11/2017, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura. Ordinario 1058 del 20/11/2017, SEREMI MOP, Región de Antofagasta. Ordinario (D.A.C) ORD.SEIA.N370 del 20/11/2017, por Subsecretaría de Pesca y Acuicultura. Ordinario N 10372 del 20/11/2017, por Servicio Nacional de Pesca y Acuicultura, Región de Antofagasta. Ordinario N 115 del 20/11/2017, por SEREMI de Energía, Región de Antofagasta. Ordinario N 002716 del 20/11/2017, por Gobierno Regional, Región de Antofagasta. Ordinario N 217 del 20/11/2017, por Servicio Nacional de Turismo, Región de Antofagasta. Ordinario N 265 del 20/11/2017, por Corporación Nacional Forestal, Región de Antofagasta. Ordinario N 574 del 22/11/2017, por SEREMI Desarrollo Social, Región de Antofagasta. Ordinario N 532 del 24/11/2017, por Ilustre Municipalidad de Mejillones. Ordinario N 415 del 24/11/2017, por Superintendencia de Servicios Sanitarios. Ordinario N 002716 del 06/12/2017, por Gobierno Regional, Región de Antofagasta. Ordinario N 135 del 06/12/2017, por SEREMI d Salud, Región de Antofagasta. Ordinario N 5825 del 01/12/2017, por Consejo de Monumentos Nacionales. Ordinario N* 603 del 07/12/2017, por SEREMI Desarrollo Social, Región de Antofagasta.

1. El acuerdo N* 007/2017 de la Sesión Extraordinaria de la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta, de fecha 28 de Diciembre de 2017.

2. Los demás antecedentes que constan en el expediente de evaluación del Estudio de Impacto Ambiental del proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti”.

CONSIDERANDO:

1. Que, la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta debe velar por el cumplimiento de todos los requisitos ambientales aplicables al “Central Termoeléctrica Ttanti”, de GasAtacama Chile S.A

2. Que, el derecho del titular del proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti” está sujeto al cumplimiento estricto de todas aquellas normas jurídicas vigentes, referidas a la protección del medio ambiente, la preservación de la naturaleza, a la conservación del patrimonio ambiental, y las condiciones bajo las cuales se satisfacen los requisitos aplicables a los permisos ambientales sectoriales que deben otorgar los Órganos de la Administración del Estado, cuando corresponda otorgar tales permisos.

3. Que, debe tenerse presente que el derecho a desarrollar actividades económicas, en conformidad a la Ley y sujeto a las restricciones que señale la propia legislación y la Constitución, está reconocido en la Carta Fundamental de la República. Asimismo, las limitaciones a dicha garantía y el derecho de propiedad, que la propia Constitución permite, jamás podrán vulnerar dichos derechos en su esencia.

4. Que, según lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental y sus Adenda, el proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti” consistirá en lo siguiente:

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4.1. Descripción del proyecto

El Proyecto consistirá en la construcción y operación de una planta generadora de energía eléctrica (central termoeléctrica) con una potencia aproximada de 1.290 MW, la cual permitirá abastecer la creciente demanda del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

La planta operará con gas natural como combustible base, y petróleo diésel como respaldo, con un máximo de una unidad con dicho combustible, sin limitar a las otras dos unidades a operar en simultáneo con gas natural, siempre que se requiera y la disponibilidad de combustible alcance para ello, es decir, la operación con diésel podría requerirse ante una eventual falta de gas, y sólo será posible este escenario si existe suficiente disponibilidad de petróleo diésel para abastecer la unidad que opere con este combustible.

Las centrales de ciclo combinado permiten combinar la generación eléctrica con turbinas de gas y de vapor, optimizando el aprovechamiento de energía transferida (combustión del combustible).

La planta estará conformada por hasta tres unidades o bloques de ciclo combinado (CC), que serán construidas secuencialmente, primero la denominada CC-1, posteriormente la CC-2 y finalmente la CC-3 y cada una de estas unidades tendrá una potencia de hasta 430 MW. En el primer ciclo se utilizarán los gases calientes producto de la combustión del gas natural (o diésel en su defecto), los cuales se expanden y se movilizarán a través de los álabes de una turbina a gas (TG) que utilizará así la energía de los gases de combustión para hacer girar un generador eléctrico. Posteriormente, los gases de escape de la TG aún calientes ingresarán a la caldera recuperadora del ciclo de vapor, aportando el calor necesario para la producción de vapor y con éste hacer girar la respectiva turbina a vapor (TV) y el generador.

Una vez completados los dos ciclos (gas y vapor) el vapor proveniente de la TV se enfriará en el condensador para volverlo a la fase líquida y reinyectarlo en la caldera, continuando así el ciclo de vapor. Para el sistema de refrigeración del condensador se utilizará sistema de tipo seco mediante aerocondensadores (uno por unidad), equipo que utilizará el aire directamente como medio de enfriamiento (fuente fría). Este diseño no utilizará agua de mar para enfriar el ciclo de vapor.

Finalmente, la energía eléctrica generada será recibida en una nueva subestación eléctrica, adyacente a la Central Ttanti, la que por medio de paños de salida y una línea de 220 kV, entregará la energía generada al SING a través de su conexión con la ampliación de la Subestación Atacama, ubicada a unos 500 m del Proyecto. Mayores detalles, ver diagrama de flujo presentado en la figura 1-4 del capítulo 1 del ElA.

4.1.1. Ubicación, superficie y mano de obra

El Proyecto se ubicará en la zona industrial de Mejillones, al este de dicha ciudad, en la comuna del mismo nombre, Provincia y Región de Antofagasta, en un terreno de propiedad de GasAtacama Chile S.A, de aproximadamente 32 hectáreas contiguo a la Central Atacama, como se puede apreciar en la figura 1-1 y figura 1-2 del anexo 1 de la Adenda N? 2 del ElA.

El acceso vial al área del Proyecto se realizará a través de la Ruta 1 Norte (Antofagasta — Mejillones), accediendo a la zona industrial ubicada al Este de la ciudad Mejillones, por el sur a través de la Ruta B— 272 hasta llegar al cruce con la Av. Costanera Norte; y por el norte, a través de la Ruta B-262, que se conecta con la vialidad del sector industrial (ver anexo 1 (figura 1-3) de la Adenda N” 2 del ElA).

Las coordenadas UTM Datum WGS-84, Huso 19 S, del área de emplazamiento de la Central, de las tuberías de captación y descarga, chimeneas, entre otros, se detalla en la tabla 1-2 y tabla 1-3 del anexo 1 de la Adenda N” 2 del ElA, mientras que en el anexo 1 de la Adenda N* 1 del ElA, se presentan los planos de disposición general de instalaciones (Layout).

Durante la fase de construcción, se tendrá un promedio aproximado de 650 personas, alcanzando un máximo estimado de 1.400 personas.

Durante la fase de operación se requerirán aproximadamente unas 115 personas en forma permanente, Una vez que se encuentren implementadas todas las unidades de Ciclo Combinado y finalmente para la fase de cierre, se requerirán en promedio 650 personas.

4.1.2. Monto de la de inversión

El Proyecto considerará una inversión total estimada de US$ 1.300 millones.

4.1.3. Vida útil

Se han considerado 30 años de vida útil para todos los componentes del Proyecto, pudiendo ser mayor si se realizan las mantenciones apropiadas de los equipos y/o la adecuación tecnológica de los mismos.

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Se estima que la fase de construcción del Proyecto se realizará en 3 etapas, asociadas a la instalación de tres bloque de ciclo combinado (CC), y se prolongará por aproximadamente 75 meses a partir de la adjudicación del primer contrato EPC (Engineering Procurement Construction), hasta la entrada en operación del CC-3. La primera etapa tendrá un plazo de ejecución de aproximadamente 27 meses, durante la cual se construirá la primera unidad (CC-1) y algunos de los sistemas comunes para las tres unidades. En una segunda y tercera etapa, que tardarán aproximadamente 24 meses cada una, se construirán las unidades CC-2 y CC-3. La fase de operación se proyecta por 30 años una vez completada la fase de construcción de cada fase. Mayor información, en relación al detalle de la duración de cada actividad del Proyecto, ver tabla 1-4 del capítulo 1 del ElA.

El cronograma asociado tanto a la fase de construcción como de operación, se detalla en el anexo 1 (tabla 1-5) del de la Adenda N? 2 del ElA, mientras que el cronograma de la fase de cierre se adjunta en el anexo 13 de la Adenda N” 1 del ElA.

4.1.4. Partes, actividades y obras del proyecto Los principales componentes del proyecto serán los siguientes:

4.1.4.1 Fases de la implementación del Proyecto

La implementación del Proyecto se desarrollará en tres fases o etapas, asociadas a la instalación de cada uno de los ciclos combinados: CC-1, CC-2 y CC-3. A continuación se presenta una breve descripción de ellas:

» CC-1: Corresponderá a la implementación de la primera unidad de ciclo combinado. La construcción contemplará instalación de faenas y preparación de terreno, la ejecución de obras civiles en mar, y obras civiles y montaje del CC-1 y obras comunes a los CC-1, CC-2 y CC-3. Luego se realizará la puesta en servicio y sincronización del CC-1 para iniciar la operación comercial de la unidad.

• CC-2: Corresponderá a la implementación de la segunda unidad de ciclo combinado. La construcción de esta etapa incluirá el desarrollo de obras civiles en mar (en caso que no se hayan construido como obras comunes en la etapa CC-1), y las obras civiles y montaje propios del CC-2. Luego de ello, se realizará la

unidad.

• CC-3: Corresponderá a la implementación de la tercera unidad de ciclo combinado. La construcción de esta etapa incluirá el desarrollo de las obras civiles en mar propias de esta unidad, y las obras civiles y montaje del CC-3. Luego de ello se realizará la puesta en servicio y sincronización de la unidad de CC-3, que permitirá iniciar la operación comercial de la unidad.

4.1.4.2. Obras temporales del Proyecto

Corresponderán básicamente a las instalaciones de faenas para la fase de construcción del Proyecto, las que ocuparán un área de alrededor de 10 ha y se considerará que al culminar la última etapa constructiva se desmonte la infraestructura instalada que no sea necesaria para la operación del Proyecto. Las instalaciones de faenas incluirán lo siguiente: oficinas, casino, área de estacionamiento de vehículos, estanque de agua potable, baños fijos y químicos, planta de tratamiento aguas servidas, casa de cambio, taller de mantención, bodega de materiales y repuestos, bodega de materiales peligrosos, bodega de residuos peligrosos, sector de acopio de residuos no peligrosos, estanque de petróleo con su respectivo pretil, grupos electrógenos, red contra incendio, red eléctrica y red de agua potable con su respectivo tanque de almacenamiento.

En las áreas que involucren el taller de mantención de maquinaria, sitios de manejo temporal de residuos y bodegas de residuos peligrosos, se instalará una membrana de polietileno de alta densidad para prevenir la contaminación de la tierra, en caso de existir eventuales derrames de aceites, grasas u otras sustancias químicas.

4.1.4.3. Obras definitivas del Proyecto Estas obras comprenderán todos los equipos e instalaciones correspondientes a tres unidades o bloques de ciclo combinado de 430 MW cada uno. La configuración de las unidades será 1+1+1, es decir: una

turbina a gas (TG, ciclo gas) más una caldera recuperadora de calor (HRSG) y una turbina a vapor (TV, ciclo de vapor). Además se integrarán los sistemas comunes a ambas unidades.

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Las principales obras necesarias para el funcionamiento de cada bloque de ciclo combinado (CC), corresponderán a las siguientes:

• — Turbina a gas y sus sistemas auxiliares

• — Turbogenerador de vapor y sus sistemas

• Generadores eléctricos

• Transformadores de poder

• Caldera recuperadora de calor y chimenea (HRSG)

• Sistema de enfriamiento a base de aerocondensadores

• Equipos eléctricos y de control del CC

• Sistema de aeroenfriadores de respaldo

» Sistema de desvío de gases (chimeneas Bypass)

Las obras e instalaciones comunes de las unidades de CC, serán:

• Gasoducto y sistema de recepción y medición de gas natural

• Planta de recepción y almacenamiento de petróleo diésel

• Plantas de agua (desalación, desmineralización y agua potable)

• Sistema de captación y descarga de agua de mar para producción de agua desalada y desmineralizada para uso industrial

• Subestación eléctrica, línea de interconexión y ampliación S/E Atacama

• Red y tanque contra incendio

• Edificio eléctrico y de control

• Edificios e instalaciones comunes y de apoyo

El gas natural necesario para el funcionamiento del Proyecto podrá ser proporcionado por el gasoducto que alimenta a la Central Atacama (operada por GasAtacama) que colinda con el terreno del proyecto; por el suministro a través del futuro Terminal Marítimo Flotante de GNL2, o por el Terminal de Recepción de Gas Natural Licuado de GNL Mejillones S.A. En el anexo 1 de la Adenda N* 1 del ElA, se presenta la disposición general de las instalaciones definitivas del Proyecto.

4.1.4.3.1. Turbinas a gas y sistemas auxiliares

El Proyecto contemplará tres turbinas a gas (TG), una por cada unidad de ciclo combinado. Las características típicas de cada TG se sintetizan en la tabla 1-5 del capítulo 1 del ElA.

Cada turbina a gas estará dotada de un compresor de aire, cámara de combustión dual (gas natural y diésel), y la turbina propiamente tal, la cual se une mecánicamente con su respectivo generador eléctrico, más todos los sistemas auxiliares necesarios para su operación en ciclo combinado, que se describen a continuación:

• Sistema de gas combustible (gas natural) que regulará y controlará el flujo de gas natural hacia la turbina.

• Sistema de combustible diésel, que regulará y controlará el flujo de diésel hacia la turbina. Este poseerá un sistema de purga de agua, un sistema de sello de aire, un sistema de ignición a gas y un sistema de inyección de agua, que regulará y controlará la inyección de agua desmineralizada directa a los quemadores para disminuir las emisiones de NOx.

• Sistema de aceite hidráulico: para la operación de las válvulas de control y válvulas de emergencia de los sistemas de combustión a gas (FG), sistema de combustión diésel (FO) e inyección de agua.

• Sistema de aceite lubricante: para lubricar cojinetes radiales y axiales de turbina, compresor y generador.

• Sistema de limpieza de compresor, con inyección de agua desmineralizada para mantener la eficiencia del compresor.

• Sistema de admisión de aire: su función será encauzar y filtrar el aire que será utilizado en la combustión en la turbina, para una operación segura. Este poseerá sistemas de reducción de ruido y aislamiento para asegurar el flujo de aire seco y limpio a la turbina.

. Sistema de escape de gases: su función será encauzar los gases de salida de la turbina a través de un difusor hacia una clapeta de derivación (bypass de gases) que dirigirá los gases hacia la caldera HRSG en funcionamiento normal, o hacia una chimenea de bypass que descargará directamente hacia la atmósfera, permitiendo la operación de la TG en ciclo simple.

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Comprenderá la turbina a vapor (TV) y su generador. Estos se ubicarán dentro de un compartimiento de estructura liviana con aislación acústica que asegure el cumplimiento de la legislación vigente. Dependiendo del tipo de proveedor que se seleccione, el generador podrá estar directamente acoplado a la turbina, o bien ser un generador común para la turbina de gas y la de vapor. En este último caso, la TV dispondrá de un sistema de acople y desacople sincrónico, para permitir una rápida conexión o desconexión de la TV, sin afectar la generación asociada a la TG.

Cada ciclo combinado tendrá una turbina de vapor con 3 niveles de expansión para las 3 presiones de operación; contará además con una conexión con su respectivo equipo aerocondensador. En la tabla 1-6

del capítulo 1 del ElA, se presentan las características típicas de las turbinas a vapor de cada CC, las que serán precisadas una vez definido el proveedor.

4.1.4.3.3. Aerocondensadores

Para el enfriamiento del ciclo de vapor del ciclo combinado, se utilizará un sistema de tipo seco mediante aerocondensadores (uno por unidad), equipo que utilizará el aire directamente como medio de enfriamiento (fuente fría) y además cada uno contará con un sistema de extracción de gases no condensables que podrá consistir de eyectores o bombas de vacío. El estanque o depósito de

condensado de cada unidad contará con dos bombas de extracción de condensado, una en operación y otra en espera.

Por lo tanto, no se utilizará agua de mar para enfriar el ciclo de vapor, sólo será utilizada para la producción de agua industrial y desmineralizada, principalmente necesaria para la reposición del agua de la caldera y la inyección en las turbinas a gas para la operación con petróleo diésel.

4.1.4.3.4. Sistema de captación de agua de mar y emisario al mar

El sistema de captación y descarga de agua de mar, que capta el agua requerida para posterior producción de agua desalada y desmineralizada para uso industrial, se detalla en el anexo 1 de la Adenda N*1 del ElA (Planos Perfil longitudinal de los sistemas de captación; Perfil longitudinal de los sistemas de descarga y Torre de captación).

El sistema de captación se compondrá básicamente de una torre de captación para cada tubería, tres tuberías de capitación (para cada una se considerará un tramo sumergido y otro tramo enterrado) y una sentina de captación y bombeo con compartimientos independientes (elementos nombrados de mar a tierra).

Por otra parte, los elementos principales del sistema de descarga, nombrados desde tierra a mar, incluyen; una cámara de carga, tres tuberías (para cada una se considerará un tramo sumergido y otro tramo enterrado) y un difusor compuesto de una o dos válvulas duckbill según la tubería. Cabe destacar que los ductos de captación y descarga serán emplazados en un solo trazado, separados entre sí por 6 m aproximadamente, con el objetivo de disminuir el área de intervención en el fondo marino.

A continuación se describen estas partes en mayor detalle: » Torre de Captación

Contará con un sistema de rejillas con espaciamiento entre barras de 80 mm y cuya velocidad de succión será de 0,15 m/s.

• — Tuberías para la captación del agua de mar (una para cada unidad de ciclo combinado)

Estas tuberías abastecerán el agua de mar a la planta, las cuales considerarán un caudal de diseño total de aproximadamente 420 m* /h. Los ductos serán de polietileno de alta densidad (HDPE5), y tendrán aproximadamente 0,355 m de diámetro.

La disposición de las tuberías del sistema de captación considerarán un tramo soterrado desde la sentina de captación de aproximadamente 200 m, continuando sobre el fondo marino con apoyo de lastres hasta alcanzar aproximadamente 540 m, y una profundidad máxima de 12 m bajo el nivel del mar. Es importante destacar, que se han ubicado los puntos de captación por debajo de las termoclinas

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identificadas en las campañas de verano e invierno del 2011 y primavera 2013. En el anexo 1 (anexo 1.4) de la Adenda N* 1 del ElA, se presenta el perfil longitudinal del sistema de captación, considerando la batimetría del terreno.

• Pozo de captación y casa de bombas

El pozo de captación, o sentina, se ubicará en el borde costero. La sentina del Proyecto, compuesta por tres cámaras, tendrá una superficie aproximada de 150 m? y una capacidad tal que permita sostener el máximo caudal de captación del Proyecto, correspondiente a 420 m?/h. El agua en el pozo será filtrada y se le inyectará biocida. El agua será succionada por las bombas para luego ser suministrada a los sistemas de producción de agua industrial y desmineralizada.

De acuerdo a la nueva configuración del sistema de captación y pozo de bombas, la única acumulación de material corresponderá a aquel (mayoritariamente no-biológico) que decantará en el fondo del pozo, el cual será retirado básicamente durante el mantenimiento anual de la Central. El material acumulado en el pozo se estima menor a 4 t/año.

• Cámara de descarga

Corresponderá al lugar donde desembocarán las aguas provenientes en su mayoría del rechazo de la planta de agua. Esta obra contendrá la cámara de monitoreo para efectos de acreditar el cumplimiento con lo dispuesto en la Tabla 5 del D.S. N”90/00. La cámara de monitoreo será construida de hormigón armado, con condiciones adecuadas, por ejemplo, que provea aguas quietas que no sean afectadas por el cuerpo receptor, de fácil acceso y diseñada especialmente para el monitoreo continuo y la toma de muestra de RILES antes de su descarga final. También considerará la habilitación de un caudalímetro para el registro diario del caudal de descarga, conforme lo establecido en el numeral 6.3.2 del D.S. N* 90/00. La figura 1-5 del anexo 1 de la Adenda N” 2 del ElA, muestra un esquema referencial de la disposición de la cámara de muestreo dentro de la cámara de descarga.

• Ductos de descarga de agua de mar

Desde las cámaras de carga, saldrán los ductos submarinos de HDPE de 0,28 m de diámetro. La disposición de las tuberías de descarga considerarán un tramo soterrado desde la cámara de carga, en una longitud de aproximadamente 200 m, para continuar sobre fondo marino con apoyo de lastres hasta una distancia aproximada de 620 m desde la cámara de carga. El detalle de las obras se muestra en el anexo 1 (anexo 1.4) de la Adenda N*1 del ElA. El diseño del Proyecto incluye la incorporación de un difusor que contemplará un juego de 5 boquillas en la boca del emisario, que optimizará también la dispersión de la pluma térmica.

» Inyección de hipoclorito de sodio (NaClO)

Se contemplará la inyección de 1 ppm de NaCIO al agua de mar que ingresará al ducto (posteriormente, estas aguas serán decloradas con metabisulfito de sodio y/o por medio de carbón activado, previo al ingreso a la planta de tratamiento de agua).

4.1.4.3.5. Calderas recuperadoras de calor (HRSG)

Las calderas recuperadoras de calor (HRSG, por su sigla en inglés Heat Recovery Steam Generator) serán de tipo subcríticas, con tres niveles de presión e irán montadas en forma colgante en una estructura soportante de acero, a la intemperie. Cada CC poseerá una caldera que aprovechará los gases de alta temperatura, provenientes de la turbina a gas.

Las calderas contarán con los siguientes equipos y partes:

• Módulos de presión: economizadores, evaporadores, domos (de alta, media y baja presión), sobrecalentadores y recalentador.

• Bombas de alimentación: cada uno de los circuitos de alta, media y baja presión, estará alimentado por tres bombas, dos en operación normal y una de reserva (configuración 3x50%).

• Las calderas poseerán válvulas de alivio para cada nivel de presión con su respectivo silenciador.

• Las calderas tendrán asociados los siguientes sistemas:

» Sistema de drenajes y recuperación de condensados.

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• — Estanques para acumular purgas continuas e intermitentes desde los domos de la caldera. Cada caldera tendrá 3 tanques de purga y uno de purga general.

. Sistema de inyección de aditivos químicos para la adición de aminas reguladoras del pH, fosfato trisódico.

Mayores detalles respecto de las actividades de lavado y/o limpieza de las calderas, revisar numeral 1.3.4.5 del anexo 1 de la Adenda N? 2 del ElA.

4.1.4.3.6. Desaireador y tanque de agua de alimentación

En el ciclo agua-vapor de cada CC habrá un conjunto desaireador / tanque de agua de alimentación que recibirá, desgasificará y almacenará el condensado impulsado por las bombas de extracción correspondientes. Estará dotado de válvula de alivio y sistema de control de admisión de vapor vivo de baja presión, para el precalentamiento del condensado acumulado. Las bombas de alimentación impulsarán el agua del tanque de alimentación para su envío a las calderas.

4.1.4.3.7. Sistema de enfriamiento en base a aerocondensadores

El sistema de enfriamiento corresponderá a uno de tipo seco mediante aerocondensadores (uno por unidad), equipo que utilizará el aire directamente como medio de enfriamiento (fuente fría). Los aerocondensadores utilizarán una superficie aproximada de 4.650 m?,

4.1.4,3.8. Aeroenfriadores

El Proyecto contemplará la instalación de aeroenfriadores como sistema de enfriamiento de las purgas de la caldera y de sistemas auxiliares. El aeroenfriador tendrá por función enfriar la purga continua de la caldera que será dirigida posteriormente hacia la piscina de neutralización y por ende permitirá disminuir indirectamente la temperatura de los RILES descargados al mar. Por otra parte, se utilizará este tipo de

equipo para satisfacer las necesidades de enfriamiento de los sistemas auxiliares existentes en la Central.

4.1.4.3.9. Chimeneas

El Proyecto considerará una chimenea metálica para cada caldera recuperadora de calor (HRSG) y una chimenea bypass en la descarga de cada TG, las cuales estarán provistas de un sistema de monitoreo continuo de emisiones (material particulado, NOX, SOX, CO y CO2, humedad, temperatura y flujo de los gases de salida) tal como lo establece el Artículo 8” del Título III del D.S. N* 13/2011 del Ministerio de Medio Ambiente, que establece la Norma de Emisión para Centrales Termoeléctricas. En el anexo 1 (tabla 1-10) de la Adenda N” 2 del ElA, se presentan las dimensiones y características aproximadas del flujo de descarga de las chimeneas de las calderas recuperadoras de calor, y en el mismo anexo (tabla 1- 11) de la Adenda N? 2 del ElA, se presentan las dimensiones y características aproximadas del flujo de descarga de las chimeneas bypass.

4.1.4.3.10. Gasoducto y sistema de recepción y medición de gas natural

Los bloques de CC de la Central estarán conectados a través de un gasoducto de interconexión con el Gasoducto Atacama, el cual actualmente permite el suministro gas natural a la vecina Central Atacama. Así entonces, la Central quedará habilitada para recibir gas natural, vía Gasoducto Atacama, de tres fuentes posibles, a saber:

• Desde el futuro Terminal Marítimo Flotante de GNL, de PROGAS, filial de GASATACAMA.

• Desde el Terminal de Recepción de gas natural licuado de GNL Mejillones S.A.

• De fuentes ubicadas en la cuenca Noroeste Argentina, en caso que en un futuro se restablezca la capacidad de exportación desde Argentina.

El gasoducto se construirá en tubería de acero con un diámetro de 12” y tendrá una longitud de 220 m. El cruce de camino se realizará con zanja abierta y la construcción del gasoducto se materializará según la normativa vigente.

El área de recepción de gas para el Proyecto contará con los siguientes equipos:

• Skid de medición de flujo para cada CC, del tipo de transferencia y custodia

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• Sistema de filtros

» Calentadores de gas

• Estación reguladora de presión

• Filtro coalescedor, con su respectivo drenaje y con arranques para cada CC

• Válvulas de alivio en los equipos y líneas

» Caseta de control y comunicaciones

4.1.4.3.11. Área de recepción y almacenamiento de petróleo diésel Esta área será común para los bloques de CC y constará de las siguientes instalaciones:

• Patio y bombas para descarga de petróleo desde camiones, para el trasvasije del petróleo diésel desde camiones hasta el estanque, compuesto por cuatro islas de descarga con capacidad para descargar simultáneamente 4 camiones, de capacidades de entre 30 mi y 40 m3, en una hora. Cada bahía de descarga de combustible contará con mangueras de conexión que se conectarán a un filtro, bomba, eliminador de gases, medidor de flujo y válvula de control. Todas las bahías de descarga de combustible tendrán, para evitar el derrame de hidrocarburos al medio, una fosa de descarga para aguas aceitosas que serán guiadas a través de un sistema de canales subterráneos hacia una pileta de aguas aceitosas. El sistema de control de descarga de camiones y de operación de sus bombas permitirá el comando de éstas desde la sala de control centralizado de la Central y en forma manual en terreno.

• Tanque de almacenamiento de petróleo con una capacidad aproximada de 5.600 m?, el cual otorgará una autonomía de operación de la Central superior a 24 horas continuas. El estanque será de acero al carbono (diseño API STD 650), de tipo vertical, con techo fijo, con válvula de presión y vacío, válvula de seguridad ante exposición al fuego (venteo de emergencia), drenaje en los puntos bajos y conexiones de carga y descarga de productos, con sus respectivas válvulas de corte, que serán de material acorde al producto trasegado y poseerá sistema de detección de niveles alto-alto y bajo-bajo. El tanque estará ubicado dentro de un pretil capaz de contener el 120%, y Cuyo acceso permitirá realizar las actividades de mantenimiento e inspecciones rutinarias, y proporcionará un rápido acceso en caso de emergencias.

• Bombas de transferencia entre estanque de almacenamiento y las tuberías que alimentarán a las turbinas a gas de cada CC.

• Sistema de detección y combate de incendio (PCI) en caso de ocurrir algún evento de este tipo, el cual forma parte integral del sistema PCI de la Central.

4.1.4.3.12. Condición de uso con petróleo diésel

Permitirá la operación con petróleo diésel como un combustible de respaldo, en caso de escasez de gas natural, con un máximo de una unidad con dicho combustible, sin limitar a las otras dos unidades a Operar en simultáneo con gas natural, siempre que se requiera y la disponibilidad de combustible alcance para ello. Se podrá operar indistintamente con cualquier unidad en esta condición. Para llevar a cabo lo anterior, existirá la siguiente alternativa:

• Uso de camiones para el transporte de diésel Se considerará el suministro habitual vía camiones, con la frecuencia requerida para alimentar la operación, requiriéndose de 96 camiones por día.

4.1.4.3.13. Planta de tratamiento de agua

Se contará con una planta de tratamiento de agua, de configuración modular por cada ciclo combinado, implementándose también en tres etapas, tal como CC-1, CC-2 y CC-3. Las partes y sus principales características, se describen a continuación. En anexo 1 (anexo 1.7) de la Adenda N* 1 del ElA, se detallan los balances de agua del Proyecto, para distintos escenarios de operación, mientras que en el anexo 1(anexo 1.2) de la Adenda N” 1 del ElA, se describe la disposición general de instalaciones, que muestra la ubicación de las partes de la Planta de Agua.

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a) Unidad de pretratamiento

Esta unidad tendrá por objetivo retirar las impurezas propias del agua de mar, reducir la materia orgánica y eliminar compuestos reductores y cuya capacidad operacional de esta unidad será de

aproximadamente 437 m/?/h totales para la tercera fase del Proyecto. El agua pre-tratada alimentará a la planta de desalinización por osmosis inversa.

b) Unidad de desalinización

Considerará un sistema de osmosis inversa de doble etapa: la función de esta planta será la desalinización primaria del agua de mar (producción de agua desalinizada o desalada) y estará constituida por bombas de alta presión, sistema de recuperación de energía, bombas booster de recirculación, bastidores de membranas y sistema de lavado de membranas. La capacidad operacional de esta unidad será de 420 m//h totales, para la tercera fase del Proyecto.

Además, esta unidad contará con uno o dos estanques verticales de techo fijo para el almacenamiento de agua desalada, de 4.000 m% de capacidad operacional total. Los tanques poseerán drenajes, venteo, conexiones de entrada y salida, sistemas de control de nivel y dos bombas de descarga de 100% de capacidad cada una. Dichos tanques alimentarán al sistema de desmineralización por electro- desionización y a la planta de agua potable.

Cabe destacar que los estanques serán cerrados, por lo que esta obra no formará espejos de agua y no requerirá una medida de control para minimizar el riesgo para la fauna del sector. Además, uno de ellos considerará una reserva de capacidad para el sistema de combate de incendio.

c) Sistema de electro-desionización (EDI)

Este sistema de purificación de agua, tendrá por función retirar los iones del agua obteniéndose agua desmineralizada de alta pureza y un concentrado muy bajo de rechazo. Cada módulo estará constituido por membranas de resinas ¡ónicas, membranas semipermeables catiónicas y aniónicas alternadas que operarán con corriente continua. La planta contará con los módulos necesarios para la correcta calidad del agua y tendrá una capacidad de producción de 111 m?/h, para abastecer los requerimientos de agua desmineralizada de las tres unidades de CC.

Asociado a este sistema, habrá dos estanques verticales de almacenamiento de agua desmineralizada, de techo fijo, de 2.500 m3 de capacidad operacional cada uno, para cubrir las necesidades de agua desmineralizada de proceso (reposición de purgas) y de inyección de agua en las turbinas a gas para la operación con petróleo diésel.

Los estanques poseerán drenajes, venteo, conexiones de entrada y salida, sistemas de control de nivel, dos bombas de descarga de 100% de capacidad cada una y estarán interconectados de modo de permitir alimentar a las unidades de ciclo combinado desde cualquiera de ellos.

Adicionalmente, la planta de agua contará con las siguientes áreas y equipos:

• Un edificio con laboratorio químico y oficinas

• Un recinto especialmente acondicionado para la recepción, almacenamiento y manejo de productos químicos.

4.1.4.3.14. Equipamiento eléctrico de cada bloque de ciclo combinado

El equipamiento eléctrico estará compuesto principalmente por las unidades generadoras y sus sistemas auxiliares, el sistema de elevación de voltaje y la salida hacia la subestación eléctrica. Todo el sistema estará operado y supervisado desde la sala de control y monitoreo de la Central. El detalle de dichos sistemas, se encuentran en el numeral 1.3.4.13 del anexo 1 de la Adenda N? 2 del ElA.

4.1.4.3.15. Sistema de alimentación eléctrica de emergencia y Black Start

El Proyecto dispondrá de tres grupos generadores de emergencia, con una capacidad de 1.250 kVA cada

uno. Estos equipos alimentarán la red eléctrica de emergencia de la Central, y permitirán la detención segura de las unidades, así como mantener operativos todos los equipos críticos de ella.

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Por otro lado, se tiene previsto la instalación de tres generadores de 9 MW de potencia cada uno, para la eventual “partida en negro” (Black Start) de cualquiera de los ciclos combinados la Central. Los generadores alimentarán a cualquiera de los 3 CC (uno a la vez), por lo que no se requerirá de una capacidad para los 3 CC simultáneamente. Estos equipos operarán en caso que ocurra una falla general en el SING y se requiera levantar la generación de la central en forma autónoma.

Todos estos grupos generadores utilizarán petróleo diésel N 2 como combustible, dispondrán de estanques menores adyacentes a éstos (de 2,5 m de capacidad en cada generador), los que además se conectarán a la red de suministro proveniente del estanque de almacenamiento de la Central. Los tiempos de operación de los grupos generadores estarán sujetos a la ocurrencia de contingencias y a los periodos de pruebas operacionales periódicas.

4.1.4.3.16. Subestación eléctrica, línea de interconexión y ampliación subestación (S/E) Atacama El Proyecto evacuará su energía al sistema interconectado SING, a través de las siguientes obras:

a) Subestación Ttanti

Esta S/E considerará una configuración de dos barras, principal y de transferencia, diseñadas para ser instaladas a la intemperie. Sus principales obras serán:

• Un paño para la entrada de los circuitos provenientes de cada generador (6 en total); dos paños de salida para los circuitos de la línea de interconexión con la ampliación de la S/E Atacama; cinco paños disponibles, y un paño para el interruptor de acoplamiento de barras. Estos paños se componen de seccionadores en 220 kV montados sobre estructuras metálicas.

• Un interruptor por cada generador, uno para cada paño de salida y uno para el acoplamiento de barras, en 220 kV, montados sobre estructuras metálicas.

• Dos portales de salida, que considerarán la estructura metálica que soportarán los circuitos de la línea de conexión hacia la ampliación de la Subestación Atacama, en 220 kV.

• Equipos de medición y protección, que considerarán la instalación de los transformadores de corriente y de tensión, tanto para medida como para protección, diseñados para estar a la intemperie y montados en estructuras metálicas.

• Sala de control eléctrica, la cual considerará los tableros, equipos de monitoreo y de maniobra del patio de alta tensión, junto con el equipamiento de comunicaciones hacia el edificio de control y los dispositivos de respaldo necesarios.

• Sistema de protección contra descargas atmosféricas, y malla de puesta a tierra.

b) Línea de interconexión entre subestaciones

• Considerará la construcción de una línea de transmisión de 2x220 kV, de aproximadamente 500 m de longitud, entre la S/E Ttanti y la ampliación de S/E Atacama.

• Su construcción involucrará la instalación de fundaciones y estructuras de torres (6), con sus aisladores, conductores, y materiales asociados.

c) Ampliación de S/E Atacama

• Esta ampliación estará adyacente a la subestación existente, será del tipo GIS, en 220 kV, con dos barras conectadas a la subestación Atacama, y dos paños de entrada para la línea de interconexión con la S/E Ttanti. Estará cercada perimetralmente.

• Además, contará con conexión a la sala de control y servicios auxiliares de la subestación Atacama, protecciones eléctricas, y malla de puesta a tierra, etc.

d) Modificación de Línea Atacama- Esmeralda/O'Higgins:

• El Proyecto considerará una modificación de la línea de alta tensión Atacama- Esmeralda/O'Higgins, a través de un bypass de un tramo de aproximadamente 400 m.

• Esta línea existente es de 2x220 kV y su modificación implicará el traslado de 4 estructuras, dentro de la zona del Proyecto.

En la figura 1-6 del anexo 1 de la Adenda N? 2 del ElA, se presenta un esquema de las obras eléctricas

en alta tensión del Proyecto y en el anexo 1 (anexo 1.2) de la Adenda N” 1 del ElA, se encuentran los diagramas unilineales de la S/E Ttanti y de la ampliación de la S/E Atacama.

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4.1.4.3.17. Edificio eléctrico y de control

El Proyecto contará con un recinto para el control centralizado de todas las instalaciones de la Central y

su S/E en el cual se dispondrán los siguientes sistemas correspondientes a los bloques de ciclo combinado:

• Sistema de control distribuido (DCS);

• Sala eléctrica de media y baja tensión;

• Sala de baterías;

• Sistema de climatización (HVAC); y

• Control centralizado del sistema de detección, alarma y extinción de incendio.

4.1.4.3.18. Sistema contra incendio (SCI)

El SCI de la Central será diseñado dando estricto cumplimiento a todas las consideraciones internacionales de seguridad. Todos los sistemas podrán ser monitoreados y controlados desde el edificio de control Central.

El SCI estará constituido por los siguientes elementos:

• — Una reserva de almacenamiento de agua de 1.800 m* de capacidad, contenido dentro de uno de los estanques de agua de servicio, para uso en incendio y servicios.

• Sistema de bombeo, con alimentación independiente, una bomba con motor eléctrico y otra con motor diésel, más una bomba jockey.

• Red de monitores, hidrantes y estaciones con mangueras, los que se encontrarán aproximadamente cada 90 m.

• — Sistema de diluvio para el tanque de diésel, con anillos rociadores, que permitirá el enfriamiento del tanque en caso de incendio en sectores aledaños.

• — Sistema de inyección de espuma para el tanque diésel, para evitar la combustión del diésel en caso de incendio.

• Sistema de sprinklers y extintores para edificios en general.

• Rociadores spray para los transformadores de poder, transformadores auxiliares y generadores.

• Sistemas de sofocación limpia para turbinas a gas y edificios de control.

4.1.4.3.19. Planta de agua potable

La planta de agua potable tendrá la función de suministrar agua para el consumo humano a las diversas áreas del Proyecto. La unidad será alimentada con agua desalinizada y tendrá una capacidad de diseño, al término de la tercera etapa del Proyecto, de 6 m*/h. Contará con un sistema de cloración y mezclador para lograr las especificaciones de agua potable para el consumo humano.

La unidad contará con un tanque de almacenamiento de una capacidad de 50 mf? y un sistema de bombeo para el suministro hacia los puntos de consumo.

4.1.4.3.20. Planta de aguas servidas

La planta tendrá una capacidad de tratamiento máxima final, al término de la tercera etapa del proyecto, de 6,0 m%/h. Esta capacidad será suficiente considerando el personal de operaciones previsto, y su construcción modular se hará por etapas.

4.1.4.3.21. Bodega de almacenamiento temporal de residuos peligrosos

El Proyecto contemplará instalar una bodega de almacenamiento de residuos peligrosos para el correcto

almacenamiento temporal de residuos y desechos peligrosos provenientes de la fase de operación. Mayores detalles, revisar numeral 1.3.4.20 del anexo 1 de la Adenda N” 2 del ElA.

4.1.4.3.22. Edificios e instalaciones comunes y de apoyo

Entre estas instalaciones se encuentran las siguientes:

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• Edificio de oficinas administrativas y técnicas

• Cocina y comedores

• Talleres de mantención eléctrica y mecánica

• Casas de cambio y baños para personal propio y de contratistas

• Bodega de repuestos y materiales

• Bodega de lubricantes

» Patio de acopio de residuos no peligrosos

• Garita de control de acceso

4.1.4.4. Fase de construcción

El Proyecto se implementará en tres etapas que tendrán asociadas actividades de construcción, las cuales se presentan en la tabla 1-3 del capítulo 1 del ElA. Con el objetivo minimizar los impactos sobre la avifauna en el área de influencia del Proyecto, específicamente las especies Phalacrocorax bounganvillii, Larosterna inca y P. gaimardi, se evitará la ejecución de obras localizadas en las áreas de nidificación identificadas para estas especies, correspondiente al sector de obras marítimas en la porción de playa (sentina, cámara de carga y ductos de captación y descarga). La restricción de ejecución de obras se mantendrá durante el período reproductivo de las especies mencionadas, es decir, entre septiembre y marzo. Cabe mencionar que el resto de las obras del Proyecto, las que se encuentran fuera de la porción de playa, no requieren restricciones temporales para su construcción, debido a que en el lugar de emplazamiento de ellas no se han identificado áreas de nidificación de especies de avifauna.

Junto con lo anterior se realizará Perturbación Controlada para las especies Microlophus atacamensis y Phyllodactylus gerrhopygus, cuyos detalle se entregan en el Anexo 9.2 de la Adenda 1 - Plan de Perturbación Controlada Actualizado.

A continuación, se describen las actividades a realizar durante el proceso constructivo.

4.1.4.4.1. Instalación de faenas

Después de realizados los estudios topográficos y de suelo del terreno en donde se emplazará el Proyecto, se iniciará la etapa de construcción con la instalación de faenas, la cual será una obra temporal y se extenderá sobre una superficie aproximada de 10 ha, dentro de los terrenos del Proyecto. En el anexo 1 (anexo 1.3) de la Adenda N” 1 del ElA, se observan las áreas destinadas para la instalación de faenas.

Para la construcción de la instalación de faenas se procederá a instalar los cierres perimetrales necesarios, se acondicionará el terreno para la instalación y construcción de bodegas, oficinas, servicios sanitarios, casa de cambio y casino, así como otras obras provisorias. Asimismo, se realizarán las obras que permitirán el abastecimiento de electricidad y agua potable a aquellas instalaciones que así lo requieran.

4.1.4.4.2. Movimiento de tierra y caminos

Se considerará la realización de excavaciones y movimientos de tierra para todas las fundaciones de equipos y obras civiles que así lo requieran. Para aquellas zonas en donde se instalen oficinas y otras edificaciones en base a contenedores, se instalará gravilla u otro material de contención de polvo a su alrededor, para reducir el material particulado. Asimismo, para la fundación de equipos provisorios y áreas de trabajo pesado, se construirán fundaciones, losas y radieres de hormigón.

Después de la instalación de faenas se comenzará con la preparación del terreno para las obras definitivas, se realizará el escarpe y el perfilado, para luego comenzar con las obras civiles, obras estructurales, trazados de caminos y de zanjas para canaletas.

Las excavaciones más relevantes serán aquellas para las fundaciones de los equipos de generación (turbinas, generadores, transformadores, etc.), las de las calderas recuperadoras, áreas de los estanques de agua y petróleo, edificaciones y zanjas para las tuberías del sistema de agua y canaletas para otras tuberías y conducciones. Mayores detalles, de los volúmenes de movimientos de tierra, se encuentran en el capítulo 1, tabla 1-10 del ElA, mientras que el detalle de las coordenadas aproximadas de las áreas

para excavaciones y movimientos de tierra, se encuentran descritas en la tabla 1-1 de la Adenda N' 1 del ElA.

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4.1.4.4.3. Construcción de fundaciones, losas, muros y pedestales

Para los equipos principales como las turbinas, generadores, calderas, chimeneas, transformadores, equipos eléctricos, tanques, etc., las fundaciones se construirán del tipo zapatas con vigas de hormigón armado y/o losas de fundación, según lo establezca la ingeniería de detalle del Proyecto, sobre un emplantillado de 5 a 10 cm de espesor. Una vez construidas las fundaciones, se rellenará la sobre excavación para reponer el nivel de terreno natural, con el mismo material excavado o en su defecto con material granular seleccionado, y se compactará por capas hasta el nivel de terreno terminado.

Asociado a esta actividad, para cada etapa de construcción de los CC, se requerirá el uso de los materiales que se indican en la tabla 1-11 del capítulo 1 del ElA.

4.1.4.4.4. Construcción de obras de captación, casa de bombas, impulsión y descarga de agua de mar

En términos generales, el proceso constructivo considerará 3 frentes de trabajo, distribuidos de la siguiente manera:

• Suministro y montaje de estructuras y de pilotes para muelle auxiliar; y excavaciones terrestres y submarinas. Las estructuras y pilotes serán acopiados en la instalación de faenas del Proyecto, localizada al interior del sitio de la Central, desde donde se realizará el respectivo suministro.

• Sector para la unión de tuberías y rampla de lanzamiento de tuberías.

• Obras civiles y hormigones de la sentina y cámara de carga.

A continuación se describe someramente la metodología constructiva para la fabricación e instalación de las tuberías submarinas:

• Se construirá un muelle provisorio único entre las tuberías del sistema de captación y tuberías del sistema de descarga, desde el cual se ejecutarán las excavaciones submarinas.

• Seconfeccionarán las tuberías de descarga de HDPE mediante la unión de tramos prefabricados, que serán suministrados a la obra, hasta conformar la extensión requerida para cada una de las tuberías.

• Se prefabricarán los lastres y las torres de captación en hormigón armado. Los elementos serán construidos en serie y dispuestos en un patio de acopio en la medida que sean fabricados. Todo lo anterior se realizará en espacios especialmente dispuestos en la instalación de faenas.

• Se ejecutará las excavaciones en tierra para sentina y cámara de carga. La construcción de la sentina y de la cámara de carga se realizará in-situ.

• Se ejecutarán las excavaciones submarinas para el tramo enterrado de las tuberías y se usarán elementos tipo big-bags para contener la excavación y permitir menores taludes (1:3).

En este caso, el material excavado será dispuesto a un costado de la zanja, la que se resguardará mediante elementos provisorios con el fin de prevenir el transporte de material por la acción del oleaje y corrientes. Para tal efecto se estima podrían usarse big-bags u otros elementos de fácil montaje y remoción.

• Una vez ejecutada la zanja y verificada su profundidad se procederá al hundimiento y colocación de las tuberías desde el muelle provisorio.

» — Alternativamente, el lanzamiento de las tuberías podrá ser desde otro sitio (e.g. borde costero cerca del pueblo de Mejillones), para luego navegar las tuberías hasta el sitio del Proyecto.

• Se transportarán y hundirán las torres de captación y difusores

• Para ejecutar toda faena de navegación se solicitará la respectiva autorización de la Autoridad Marítima con el fin de resguardar la seguridad para la navegación en la bahía.

• Se ejecutarán las faenas de buzo para conexión submarina de tuberías con torres de captación y unión de flanges.

• — Finalmente, se procederá al relleno de la zanja excavada haciendo uso del mismo material de la excavación, recuperando así el perfil de playa y de fondo de mar. El material excedente será dispuesto en una capa cuyo espesor no deberá exceder 0.2 m, esto con el fin de facilitar la recuperación natural del perfil de playa y fondo de mar.

• Cabe mencionar que al momento de licitar las obras, los contratistas podrán proponer un método constructivo sin muelle provisorio, basado en su experiencia en lanzamientos similares en la Bahía de Mejillones. Para más antecedentes, revisar el Estudio de Constructibilidad incluido en anexo 2 de Adenda N” 1 del ElA.

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Gobierno de Chile 4.1.4.4.5. Montaje

La actividad que sigue a la construcción de las obras civiles propias de la Central, principalmente fundaciones, será el montaje de los equipos mecánicos y eléctricos principales de la planta. Estos equipos se fabricarán de acuerdo con las especificaciones de diseño nacionales y extranjeras y serán transportados al sitio de la central por distintos medios, conforme a su origen de fabricación. El puerto de desembarque del equipamiento de los CC se estima que será mayoritariamente el puerto de Antofagasta, ubicado a 60 km del sitio del Proyecto. El trayecto estará compuesto por la ruta 1 Norte, la ruta B-272 y/o la ruta B-262, y el camino costero frente al barrio industrial de Mejillones. Mayor información, revisar numeral 1.4.4.5 del anexo 1 de la Adenda N? 2 del ElA.

4.1.4.4.6. Pruebas y puesta en servicio

Una vez realizados los montajes se procederá a efectuar las pruebas a cada sistema en particular a fin de asegurar que la Central operará en forma confiable y segura y que cumplirá con los parámetros garantizados por los fabricantes, especialmente en lo que se refiere a potencia generada, eficiencia, emisiones y ruidos, tanto de los equipos componentes como del conjunto. Las pruebas de mayor relevancia comprenderán, entre otras, las siguientes:

• Pruebas hidráulicas de los circuitos mecánicos, tuberías y estanques;

• Pruebas de fase y aislamiento de los equipos eléctricos;

• — Pruebas de interconexión entre las instalaciones eléctricas de las unidades de la Central con la subestación asociada;

• Energización de los transformadores de poder;

• Energización de los equipos eléctricos y pruebas de funcionamiento individual;

» Pruebas de giro de motores;

• Pruebas de los sistemas de refrigeración auxiliar y principal;

• Pruebas y puesta en marcha de las plantas desalinizadora y desmineralizadora de agua de mar;

y » Prueba hidrostática de la caldera.

Luego de efectuadas las pruebas de los sistemas se iniciará el proceso de puesta en servicio de cada unidad, el cual comprenderá:

• Pruebas de humo de la caldera y ductos (hermeticidad);

• Primer encendido de la turbina a gas;

• Primera sincronización del generador de la turbina a gas;

• Lavado químico de la caldera;

» Soplado de tuberías de vapor;

• Pruebas de válvulas de seguridad de la caldera;

• Pruebas de la turbina a vapor y sistema de precalentamiento de agua de alimentación de la caldera;

• Primera sincronización del generador de la turbina a vapor;

• Pruebas de cargas parciales y carga máxima, con gas natural y con petróleo;

• Medición de ruidos;

» Medición de emisiones a la atmósfera;

• Medición y caracterización de RILES;

• Pruebas de rechazo de carga;

• Pruebas de aceptación (pruebas de eficiencia, potencia y confiabilidad); y

• Inicio de la operación comercial de la unidad.

La puesta en marcha se realizará con los equipos de control de NOx instalados y operando. No obstante, los ajustes operacionales de estos equipos también serán considerados como actividades de la etapa de puesta en marcha y requieren de un periodo de comisionamiento y pruebas para ajustar y sincronizar los mismos. Los resultados de las mediciones y pruebas estarán disponibles a solicitud de la autoridad ambiental cuando lo estime pertinente.

4.1.4.4.7, Retiro de instalaciones de faenas y desmovilización Una vez concluidos todos los trabajos y entregada la Central a la operación comercial, se procederá a

retirar todos los materiales de desecho remanentes de la fase de construcción. Se retirarán ylo desmantelarán los equipos y las maquinarias de las faenas, así como los materiales de desecho que no

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hayan sido depositados en los lugares previstos para ello durante la fase de construcción y montaje, los que serán depositados en sitios autorizados sanitaria y ambientalmente.

4.1.4.4.8. Transporte de insumos y materiales

El transporte de insumos, materiales y equipamiento del Proyecto será contratado a terceros (autorizado cuando corresponda), y no será propio, por lo que el Titular se compromete a hacer cumplir a sus contratistas con todos los requisitos aplicables para el transporte de insumos, materiales y equipamiento, garantizando el cumplimiento de las exigencias legales, mediante la inclusión de las cláusulas necesarias de cobertura en los correspondientes contratos de prestación de servicios.

No obstante lo anterior, en la tabla 1-9 de la Adenda N” 1 del ElA, se presenta el flujo vial y transporte asociado a la fase de construcción del Proyecto.

4.1.4.4.9. Abastecimiento y suministro de insumos A continuación, se describen los principales insumos a utilizar por el Proyecto. + Agua potable

El agua requerida para el uso del aseo personal o necesario para las obras será proporcionada por el contratista con medios propios mediante camiones aljibe, la que será conducida hasta los estanques de acumulación ubicados en la instalación de faenas, estimándose una generación promedio de aproximadamente 98 m* /día. Se mantendrá en forma separada el agua potable con su planta de cloración o desinfección, del agua de uso industrial o de servicios.

• Agua industrial

Su consumo estará definido para la compactación del terreno en la etapa de construcción, lavado de maquinaria y riego para disminuir emisiones del material particulado por el tránsito de camiones. Se estima un consumo máximo de 50 m*/día el cual será provisto en camiones aljibe por una empresa debidamente autorizada para tal fin.

. Combustibles y lubricantes

Se abastecerá de combustible a vehículos de transporte, maquinaria de construcción y generadores eléctricos, estimándose un consumo diario de 1.000 hasta 2.000 l/día. Se contará con un tanque de almacenamiento con capacidad para 30 m*, con un pretil impermeable que contenga el 120% de su capacidad.

El abastecimiento de los combustibles (diésel, gasolina, gas, entre otros), así como los aceites, lubricantes, diluyentes y otros derivados del petróleo, se realizará por intermedio de empresas locales mediante camiones cisterna.

Para la etapa de puesta en servicio (commissioning), se puede adoptar la misma lista de sustancias químicas considerada para la fase de operación, con excepción de los diluyentes-solventes considerados en la fase de construcción. Adicionalmente, se considerarán los reactivos químicos para el lavado acido/alcalino del generador de vapor (HRSG) durante la puesta en servicio (ver tabla 4 de la Adenda N* 2 del ElA).

• Energía eléctrica

Durante la fase de construcción, la energía eléctrica será obtenida a partir de la red pública local, o bien generadores a petróleo diésel incluidos en la instalación de faenas, se ocuparán grupos generadores de 60, 150 y 500 kVA, 380 V, o de lo contrario se usará una línea de faenas de carácter temporal conectada a la red de distribución pública existente en la zona. Durante las pruebas de equipos, se requerirán potencias mayores. Por ello, las pruebas de esos equipos, tales como bombas de alimentación de caldera y bombas de circulación, deberán realizarse una vez que ya se encuentre operativa la conexión con el sistema interconectado SING a través del transformador de partida.

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Gobierno de Chile 4.1.4.5. Fase de operación A continuación, se detallan las actividades de la fase de operación del Proyecto: 4.1.4.5.1. Generación eléctrica » Generación en la turbina a gas

La turbina a gas será alimentada con gas natural para su combustión, el cual provendrá desde una planta de recepción de gas natural. En esta unidad el gas será precalentado, luego se filtrará y se regulará su presión alcanzando aproximadamente 33 bar(a).

El gas natural accederá por tuberías de arranque desde la planta de recepción de gas hacia cada turbina. En caso de existir escasez de gas natural se utilizará diésel, el cual podrá ser utilizado como respaldo solo en caso de escasez de gas (combustible principal). Se operará con un máximo de una Unidad con dicho combustible, sin limitar a las otras dos unidades a operar en simultáneo con gas natural, siempre que se requiera y la disponibilidad de combustible alcance para ello.

Para minimizar las emisiones de NOx la cámara de combustión de cada turbina de gas (TG) estará dotada de un sistema Dry Low NOx (DLN) para la combustión con gas natural, y de un sistema de inyección de agua para el caso de uso de diésel. Esto permitirá que las emisiones de NOx cumplan con los límites que se indican en la normativa vigente.

Los gases calientes pasarán a la turbina, en donde la expansión de estos a través de los álabes de la turbina genera energía cinética, la cual será transmitida a un rotor en donde será transformada en energía eléctrica por medio de un generador eléctrico. Los generadores de cada turbina se conectarán a su respectivo transformador de poder el cual eleva el nivel de tensión de la energía eléctrica producida a 220 kV.

Los gases de escape, luego de transmitir su energía, serán descargados a la etapa siguiente a una temperatura del orden de 592 C (585 C en caso de combustión con diésel) y a una presión levemente superior a la atmosférica. En operación normal de ciclo combinado, los gases calientes serán conducidos hacia la caldera recuperadora de calor. La descarga de gases podrá ser también directa a la atmósfera, a través de la chimenea de bypass, en cuyo caso la unidad generadora en “ciclo simple” o “ciclo abierto”, con menor eficiencia respecto de la operación en ciclo combinado, ya que no se aprovecha el calor residual de los gases de escape.

• Caldera recuperadora de calor (HRSG)

Los gases calientes que resultan de la combustión en la TG llegan al recuperador de calor (HRSG por Heat Recovery Steam Generator) donde se generará vapor en tres presiones (típicamente 120, 32 y 4.2 bar(a)). Los gases de combustión, cuyo calor ha sido recuperado, serán liberados por la chimenea a una temperatura de 106 C (151 C con combustible diésel).

El ciclo de generación de vapor comenzará en el tanque de alimentación/desaireador, que operará a una presión de 2 bar y 120 *C y desde este tanque se alimentará cada circuito de presión del HRSG con su respectivo conjunto de tres bombas de alimentación, dos en operación normal y una de reserva (configuración 3x50%).

Los condensados de alta (AP), media (MP) y baja (BP) presión entrarán a sus respectivos economizadores y luego a los evaporadores. En los respectivos domos (AP, MP y BP) existirá una purga

continua y una purga intermitente para mantener limitadas las concentraciones de sales en el agua de caldera.

El vapor saturado que sale de cada domo se dirigirá hacia los sobrecalentadores en las respectivas áreas de la caldera. El vapor sobrecalentado de cada nivel (120 bar a 565 C, 30 bar a 565 C, 4.2 bar a 309 *C) abandonará la caldera para emigrar a la turbina de vapor. El vapor de alta presión retornará desde la turbina y será recalentado en la HRGS, luego se juntará con el vapor de media presión antes de ingresar a la turbina de vapor.

El vapor, después de transferir su energía en la TV, será condensado en el aercondensador y bombeado para retornar al tanque de alimentación-desaireador. A este equipo además se inyectará el agua de

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reposición y un flujo de vapor proveniente de la turbina para mantener la temperatura a 120 *C. Con esto se cerrará el circuito de agua — vapor.

Por otro lado, las pruebas de lavado de las calderas se realizarán por medio de un hervido alcalino mediante un producto reductor o de lavados químicos por medio de soluciones ácidas y alcalinas, el cual dependerá del fabricante de la caldera. En ambos casos, dichas soluciones, serán neutralizadas en el foso de cada caldera y posteriormente descargadas a la piscina de neutralización para formar parte del efluente del Proyecto, el que será tratado para dar cumplimento a los límites de la Tabla 5 del D.S. N* 90/00, del Minsegpres, que rige para el caso de efluentes descargados al mar fuera de la Zona de Protección Litoral (ZPL), tal como será realizado en el Proyecto.

• Generación en la turbina a vapor

Los distintos flujos de vapor ingresarán a los cuerpos de la turbina en donde la energía térmica será convertida en energía cinética a través de un rotor el cual se acoplará a un generador eléctrico, el cual se conectará a un transformador de poder que convertirá la tensión a 220 kV.

Una vez utilizado el vapor en la turbina, éste será descargado hacia el equipo aerocondensador, el cual operará a una presión absoluta de 42 mmHg, aproximadamente. El vapor al transmitir su calor condensará y será bombeado posteriormente al desaireador a una temperatura de aproximadamente 32 *C a través de las bombas de extracción de condensado (configuración 2x100%).

Todos los procesos operativos de la planta serán dirigidos a través de un sistema de control e instrumentación acorde a la confiabilidad de la planta y con un grado de automatización óptimo, de tal forma que el personal de la planta pueda operar las unidades en condiciones seguras tanto en operación normal, como en emergencias. Los sistemas de control de ambos CC serán monitoreados desde el edificio de control centralizado.

4.1.4.5.2. Extracción y recepción de agua de mar

El agua de mar captada será utilizada sólo para la producción de agua industrial y desmineralizada, principalmente necesaria para la reposición del agua de la caldera y la inyección en las turbinas a gas para la operación con petróleo diésel, por lo que no se utilizará agua de mar para enfriar el ciclo de vapor. El consumo máximo de agua de mar será de 420 m?/h.

La velocidad de succión será inferior a 0,15 m/s, por debajo de las recomendaciones de la US EPA (Unites States Environmental Protection Agency).

De acuerdo a la modelación hidrodinámica de los efectos de aducción de agua de mar, presentada en el anexo 3 (anexo 3.4) de la Adenda N” 1 del ElA, los resultados mostraron un desplazamiento neto hacia el norte, lo que indicaría que existe escasa conectividad con el sector sur, favoreciendo que las larvas no sean succionadas, además, las simulaciones de partículas pasivas en el sector interior de la Bahía, muestran una distribución larval pegada a la costa, debida a la configuración morfológica de esta zona, independiente de la estación del año.

En base a las simulaciones de gran escala, se pudo establecer que Mejillones actúa más bien como

sumidero larval, debido a la gran península que permitiría tener una configuración semi-cerrada, aumentando el tiempo de residencia en la bahía.

4.1.4.5.3. Operación de la planta de agua

Las plantas de agua tendrán como objetivo la purificación del agua requerida para el consumo en las turbinas de gas (agua para abatimiento de emisiones en caso de operación con diésel) y el agua de reposición del ciclo a vapor, además del agua potable requerida para el consumo del personal. El agua tratada pasa por los tres procesos que se describen a continuación, a saber: pre tratamiento, desalinización por osmosis inversa y electrodesionización.

La planta tratará hasta 437 m'/h, lo que permitirá satisfacer las necesidades de agua en operación tanto con gas natural como con combustible de respaldo (una unidad con diésel y dos unidades con gas natural).

El sistema de control de la planta de agua permitirá la operación manual o automática, tanto localmente como desde la sala de control. Las válvulas de control abrirán o cerrarán en forma automática de acuerdo a los ciclos de regeneración en la unidad de desalinización. Las bombas de productos químicos partirán y se detendrán automáticamente según la etapa del ciclo de regeneración e inyección de químicos en la

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etapa de pre-tratamiento según el caudal de procesamiento. Todos los pasos secuenciales del ciclo serán monitoreados en la sala de control de la unidad y se permitirá al operador a través del panel desviar los pasos secuenciales si fuera necesario.

» Sistema de pre tratamiento

Al entrar al sistema, el agua será tratada con hipoclorito de sodio y cloruro férrico, y el proceso de pretratamiento se hará por prefiltrado y ultra filtración, con el objetivo de lograr que el agua posea un SDI (índice de sedimentación) menor que 3.

En una etapa posterior y previa al paso por las membranas de osmosis inversa (Ol), se dosificará con metabisulfito de sodio para la reducción del hipoclorito de sodio y un antiincrustante para sistemas de osmosis inversa.

• — Planta de desalinización de osmosis inversa de dos etapas

El agua pre-tratada ingresará a las bombas de alta presión hacia el sistema de osmosis inversa a una presión aproximada de 60 bar(g). Tras pasar las membranas del primer paso de Ol, en donde se producirá la retención de las sales, el fluido tiene una pérdida de carga de 0,5 bar, por tanto la corriente de concentrado a alta presión (salmuera, 50% del flujo total) se dirigirá al sistema de recuperación de energía (SRE) donde será transferida a las bombas de presurización del flujo de entrada. El producto que sale del primer paso de membranas de Ol, agua desalada, entra al segundo, inyectándose hidróxido de sodio y antincrustante y en esta etapa la eficiencia será del 90% aproximadamente, lo que implicará que un 90% del caudal entrante a la 2” etapa será permeado y el 10% restante será rechazado, quedando listo para entrar a los distintos procesos donde se necesite.

El caudal de agua desalada generado durante la operación será mayor cuando se utilice diésel y será aproximadamente de 111 m*/h. Esta agua será almacenada en dos estanques de 4.000 m3 de capacidad efectiva total, y alimentarán a la planta de electrodesionización (EDI) y a la planta de agua potable.

El agua desalada que entra a la planta EDI deberá tener las características que se indican en la tabla 1- 22 del capítulo 1 del ElA.

• Planta de electrodesionización (EDI)

Esta planta será modular y no requerirá de adición de productos químicos y tendrá un rendimiento típico del 90%. El caudal de agua desmineralizada producida será variable, según las necesidades de los procesos, y podrá llegar hasta aproximadamente de 111 m%/h. El rechazo de esta etapa será enviado al estanque de agua de servicios e incendio, con un caudal aproximado de 6 m?/h.

4.1.4.5.4. Emisarios y descarga de efluentes

Los efluentes, luego de ser neutralizados en la planta de tratamiento de efluentes, se descargarán al pozo de descarga (o sello), para ser descargados gravitacionalmente a través de los emisarios submarinos hacia el mar, pasando previamente por una cámara de disipación de energía ubicada en la playa, fuera de la Zona de Protección del Litoral (ZPL). Mayores detalles, respecto de la determinación y proposición de ancho de la ZPL, revisar anexo 3 (anexo 3.5) de la Adenda N' 1 del ElA.

En el pozo de sello serán descargadas las aguas tratadas de la planta de aguas servidas (salvo que se utilicen para riego ornamental), aguas de procesos -incluidas las purgas de las calderas- y el agua de rechazo de la planta de osmosis inversa, previamente acondicionada. El sistema de descarga contará con un analizador que detectará la presencia del hipoclorito de sodio en el efluente, conectado en línea al sistema de decloración, para mantener los niveles de concentración de cloro libre acorde a la normativa.

Respecto del caudal de descarga de efluentes, éste será de un máximo de 310 m?/h, sin estacionalidad, es decir, podría ser continuo las 24 horas al día durante los 365 días del año y se descargarán aguas decloradas con un máximo de 1 ppm de CLR, con 60 psu de salinidad y con un diferencial de temperatura máximo de 7 *C respecto de la temperatura del medio de captación.

Con objeto de minimizar el efecto velocidad de salida y evitar la re suspensión de partículas sedimentadas, el diseño del Proyecto incluirá la incorporación de un difusor con 05 boquillas en la boca del emisario, que optimizará también la dispersión de la pluma térmica. El emisario submarino estará a Una distancia aproximada de 620 m de la costa, donde se encuentra el inter y submareal.

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Por otro lado, de acuerdo al estudio realizado de modelación dinámica de la pluma térmica-salina, descrito en el anexo 3 (anexo 3.2) de la Adenda N? 1 del ElA, se concluyó que para la evaluación en el campo cercano, es posible establecer que la descarga propuesta de 310 m*/hrs, con una salinidad máxima de 60 psu, no alcanzará a interactuar con las capas superficiales, llegando a una elevación menor a 2 m respecto al foco de emisión (ubicado a una profundidad de 16 m). Además, en todos los casos analizados, los excesos salinos se diluyeron rápidamente en los primeros 10 m de distancia, contados a partir de la fuente de descarga, llegando a salinidades cercanas a los 35 psu, equivalente a un exceso de 1,12% respecto al cuerpo receptor. Por lo tanto, la descarga salina al cuerpo receptor marino durante la operación del Proyecto, no generará ninguna variación en la superficie, caso contrario en el estrato fondo, donde habrían variaciones, sin embargo, estas no superarán la norma de referencia consultada (Norma Australiana > 5% de exceso respecto la salinidad basal).

En cuanto a los resultados de campo lejano, estos indican que la variación debida a la descarga salina durante la operación del Proyecto, no presentará excesos salinos, ya que en los escenarios simulados los excesos serían menores a 0,2 psu, no presentando diferencias entre las épocas simuladas.

Finalmente, sobre los excesos térmicos, es posible establecer que los resultados del modelo muestran que para todos los escenarios evaluados, los resultados obtenidos serán inferiores a la recomendación establecida por la norma de la Comunidad Económica Europea (AT<3*en un radio de 500). Al simular la pluma térmica de la Central, sin el aporte de los proyectos aledaños (sinergia), no se verifican excesos térmicos que sobrepasen la normativa de referencia. En efecto, la dilución de la pluma térmica de la Central se logrará antes de alcanzar la superficie, por lo que no se visualizan excesos térmicos en superficie debidos a la descarga de la Central (ver respuesta 16 de la Adenda N” 2 del ElA).

4.1.4.5.5. Piscina de neutralización En la piscina de neutralización serán recepcionadas las siguientes aguas residuales:

• Los rechazos de la planta de tratamiento de agua de mar, es decir, los generados en las etapas de filtración, desalación (osmosis inversa) y desmineralización, los que ingresarán mayoritariamente declorados (con niveles inferiores a 1 ppm de CLR) debido a que serán previamente tratados con Metabisulfito de Sodio por un requisito de la planta de osmosis inversa.

• Los drenajes y purgas de la HRSG, los que serán previamente enfriados por medio de un sistema de enfriamiento dedicado para este efluente.

• Las aguas de la primera lluvia y agua contra incendio de transformadores de aceite, los que serán previamente tratados en un separador de agua/aceite.

• Las aguas alcalinas/ácidas, por ejemplo, aquellas aguas provenientes de la limpieza de membranas en la planta de tratamiento de agua de mar y de otras áreas con presencia de químicos.

• La piscina de neutralización (ver anexo 2 de la Adenda N? 2 del ElA) permitirá, siempre que se requiera, el manejo del pH para garantizar el cumplimiento de la concentración límite de estos parámetro, conforme lo establecido en la Tabla 5 del D.S. N” 90/00, y el manejo del Cloro Libre Residual (CLR) para garantizar una descarga con efluentes declorados (con una concentración inferior a 1 ppm de CLR). En relación al uso de químicos, para efecto de la neutralización del pH se utilizará soda caustica o ácido sulfúrico en bajas concentraciones, y para la decloración se utilizará metabisulfito de sodio. Las sustancias químicas utilizadas en la piscina de neutralización serán almacenadas en la bodega de productos químicos, de acuerdo a lo indicado en el plano actualizado de disposición del Proyecto. El diagrama de procesos del sistema de tratamiento de efluentes se presenta en el anexo 1 (anexo 1.8) de la Adenda N” 1 del ElA.

4.1.4.5.6. Cámara de monitoreo efluente de descarga

Los puntos de monitoreo se encontrarán en la piscina de neutralización y en la cámara de descarga, donde confluyen las aguas descargadas por el Proyecto utilizadas principalmente para la reposición del agua de la caldera y la inyección en las turbinas a gas para la operación con petróleo diésel. Mayores detalles, revisar ítems 37 y 17 respectivamente de acuerdo al plano layout del Proyecto (ver anexo 1 de la Adenda N? 1 del ElA). Las coordenadas aproximadas de estos puntos serán las siguientes:

• Control de parámetros principales en la piscina de neutralización, localizada en las coordenadas N: 7.445.475 m y E: 354.330 m (Datum WGS-84 y Huso 198).

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• Cámara de monitoreo de parámetros característicos para acreditar el cumplimiento del D.S: N? 90/00, del Minsegpres, localizada en la cámara de descarga, en la coordenadas N: 7.445.435 m y E: 354.220 m (Datum WGS-84 y Huso 198).

. La cámara de monitoreo será construida de hormigón armado, con condiciones adecuadas, por ejemplo, que provea aguas quietas que no sean afectadas por el cuerpo receptor, de fácil acceso y diseñada especialmente para el monitoreo continuo y la toma de muestra de RILES antes de su descarga final. La figura 1-1 de la Adenda N? 1 del ElA, se muestra un esquema referencial de la disposición de la cámara de muestreo dentro de la cámara de descarga.

Además, se indica que si la temperatura de los efluentes en la cámara de descarga (último punto de medición antes de la descarga) es superior a 7”C respecto de la temperatura del medio marino captado, se procederá a la detención del sistema de tratamiento de efluentes, durante el tiempo que permita la autonomía de dicho sistema antes de tener que verter los efluentes al mar. En caso que el problema no sea resuelto en ese lapso de tiempo, se procederá a detener la operación de la Central, dejando además fuera de operación el sistema de impulsión de agua de mar y la planta de tratamiento de agua.

4.1.4.5.7. Mantenimiento de las instalaciones

Se contemplarán acciones de mantenimiento programado y de mantenimiento preventivo basado en variables de operación que serán monitoreadas continuamente. Adicionalmente y según corresponda, se realizarán mantenimientos no programados o forzados en caso de detección de fallas.

En términos generales, las actividades de mantenimiento contemplarán:

» Central Los mantenimientos para las unidades de generación, contemplarán inspecciones periódicas, mantenimientos preventivos (menores y mayores, programados); y mantenimiento correctivo o reparaciones. Los intervalos de tiempo de ejecución de cada tipo de actividad dependerán principalmente del número de horas de operación, el nivel de potencia en que se ha operado y el número de partidas.

Dado que el Proyecto considerará la operación de tres ciclos combinados (CC), las inspecciones y mantenimientos preventivos de los equipos de cada CC se realizarán en forma secuencial y coordinada, de manera de optimizar el uso de los recursos físicos y humanos. Las tareas usuales de inspecciones y de mantenimiento preventivo tienen relación con los equipos eléctricos, equipos mecánicos, estructuras de acero y tuberías, obras civiles (caminos, fundaciones, edificios, enrocados, etc), y equipos de instrumentación y control.

Los mantenimientos mayores se realizarán sobre las unidades de generación (turbinas, generadores, caldera recuperadora de calor), los que serán normalmente programados con mucha anticipación, e informados y coordinados con el CDEC-SING a objeto que la detención de la respectiva unidad no afecte el suministro de energía en el sistema.

Las actividades de mantenimiento programado para los transformadores contemplarán la limpieza externa e inspecciones técnicas, tales como inspecciones termográficas, verificación de variables eléctricas, e inspecciones de instrumentos de control del aceite.

• Subestación y línea de interconexión

Las actividades asociadas al mantenimiento de la subestación de la central, se realizarán periódicamente y consistirán en la revisión, mantención y limpieza de las estructuras y equipos de la S/E, de manera de asegurar su funcionamiento e integridad.

• Estación de gas y tramo de gasoducto

Las actividades de mantenimiento en la estación de recepción de gas, consistirán principalmente en inspecciones visuales, revisiones y calibración de los instrumentos de monitoreo y medición, estado de los calefactores de gas, y mediciones de gases para detección de potenciales fugas. El corto tramo de gasoducto de interconexión, entre la estación y el ducto principal de GasAtacama, requerirá de las habituales actividades de inspección de la franja y cruce de camino, control de protección catódica, etc. Todas estas actividades estarán delegadas en el personal especialista de la empresa a cargo del servicio de transporte de gas.

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¡Gobierno de Chile i + Mantención de tuberías

Considerando que se tratará de ductos pequeños de polietileno de alta densidad (HDPE), con un diámetro máximo de 0,355 m para las tuberías de captación y un diámetro máximo de 0,28 m para las tuberías de descarga, no se requerirá limpieza química de dichos ductos. El HDPE es esencialmente inmune a los efectos corrosivos del agua marina y a los ataques de los organismos marinos. Estas tuberías se van instalando en el fondo marino a medida que se van uniendo y, por lo tanto, las pruebas

hidráulicas se reducen a una prueba de presión con aire para verificar que no existan fugas en las uniones.

Además, se contemplará la inyección de 1 ppm de hipoclorito de sodio (NaCIO) al agua de mar que ingresa al ducto (posteriormente, estas aguas serán decloradas con metabisulfito de sodio y/o por medio de carbón activado, previo al ingreso a la planta de tratamiento de agua).

En cuanto a las calderas recuperadoras de calor (HRSG, por sus siglas en inglés), se prevé que las labores de mantenimiento y limpieza se llevarán a cabo con una baja frecuencia (recomendaciones de los tecnólogos indican que deben realizarse aproximadamente una vez al año). Las actividades contempladas serán las siguientes:

= Se inspeccionará visualmente la existencia de fouling o adherencias;

= Se realizarán ensayos no destructivos en zonas o sectores donde se sospeche pudiera existir alguna vulnerabilidad de los tubos (uniones soldadas, esbeltez de tubos, algún otro parámetro que recomiende el fabricante de la caldera). Lo anterior se prevé realizar a una baja frecuencia.

= Si corresponde, se realizará la limpieza del fouling mediante la utilización de sustancias ácidas o alcalinas, dependiendo del tipo de incrustación que se tenga (las aguas residuales serán neutralizadas en los fosos de cada caldera y enviadas a las piscinas de homogenización); y

= Las adherencias que eventualmente sean removidas serán retiradas, transportadas y dispuestas con empresas autorizadas por la Autoridad Sanitaria.

= Sin perjuicio de lo indicado anteriormente, se contemplarán inspecciones visuales periódicas (semanales) de las tuberías que sean visibles; en caso de fallas (roturas) se reparará la sección dañada reemplazando dichos tramos o soldando/sellando los puntos de falla, dependiendo del material del tubo y de la envergadura de la falla. En el caso de reemplazos de tuberías, este material podrá ser dispuesto en lugares que cuenten con autorización sanitaria (tuberías metálicas o de HDPE) o valorizados como chatarra.

» Porotro lado, se realizará una inspección submarina anual a fin de verificar la hermeticidad del sistema de descarga de la Central, así como que los difusores operen correctamente. Una vez concluida la inspección, se enviará a la Autoridad Marítima un informe técnico que incluirá una filmación submarina sin editar de todo el recorrido del emisario hasta la sección de los difusores, a fin de acreditar el cumplimiento.

• Sistemas auxiliares

Las actividades de mantenimiento previstas para el resto de las instalaciones y equipos, serán las siguientes:

= Pintado y recambio de repuestos Consistirá en pintar regularmente las estructuras metálicas para impedir efectos corrosivos del medio marino. Asociada a esta labor, se realizará el recambio de piezas y repuestos cuando corresponda (corte y soldadura de barras metálicas de la estructura, recambio de cableado eléctrico y conductores, recambio de luminarias, etc.).

= Mantenimiento de motores

Los motores serán limpiados e inspeccionados periódicamente, a fin de mantener adecuadamente sus elementos interiores.

= Mantenimiento de elementos de defensa

Consistirá en la inspección visual del estado de los elementos de defensa del muelle, y del estado general de las estructuras.

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4.1.4.5.8. Transporte

El transporte de insumos, materiales y equipamiento del Proyecto será contratado a terceros (autorizado cuando corresponda), y no será propio, por lo que el Titular se compromete a hacer cumplir a sus contratistas con todos los requisitos aplicables para el transporte de insumos, materiales y equipamiento, garantizando el cumplimiento de las exigencias legales, mediante la inclusión de las cláusulas necesarias de cobertura en los correspondientes contratos de prestación de servicios.

No obstante lo anterior, en la tabla 1-10 de la Adenda N” 1 del ElA, se presenta la información relacionada al flujo vial y transporte asociado a la fase de operación del Proyecto y además, en el anexo 5 de la Adenda N” 1 del ElA, se adjunta el estudio vial actualizado.

4.1.4.5.9. Abastecimiento y suministro de insumos + Combustibles

El combustible más requerido durante la operación será el gas natural, del cual se estima un consumo diario aproximado de 5,85 millones de m?, para una potencia de generación aproximada de 1.290 MW. Para cada CC por separado se estima en 1,95 millones de m3/día.

En caso de utilizar combustible diésel, ante la eventual escasez del gas natural, se estima un consumo diario de 1.852 m?,

Para el abastecimiento y transporte de gas natural se contratarán los servicios de alguna de las empresas proveedoras de gas del extranjero, y los servicios de almacenamiento y transporte de las empresas que operan en la Región de Antofagasta, tales como Gasoducto Atacama, Progas, GNL Mejillones. Por otra parte, el abastecimiento y transporte de petróleo diésel para uso en los grupos generadores de emergencia y para su uso eventual en las turbinas a gas, se contratará con alguna de las empresas distribuidoras de combustible que operan en la Región de Antofagasta. El proveedor de combustible deberá estar autorizado para realizar este trabajo.

• Agua industrial Durante la fase de operación se utilizará agua industrial o de servicio a partir del tratamiento de agua de mar y, en casos eventuales, podrá ser adquirida a proveedores autorizados. Solo para esta última alternativa, el Titular mantendrá un registro del origen de las aguas suministradas por los camiones aljibes y controlará que los proveedores cuenten con las correspondientes autorizaciones.

• Agua de mar

Se ha estimado que el caudal máximo de agua de mar, requerido para la captación, será de aproximadamente 420 m?/h.

• Agua potable El agua para los servicios domésticos como los baños, duchas, etc, se obtendrá de la planta desaladora, previamente potabilizada. Se considerará un consumo diario aproximado de 6 m%/h para una dotación total de 115 trabajadores.

» Energía eléctrica El consumo eléctrico estimado durante la operación a plena carga de los ciclos combinados se sintetiza en la tabla 1-27 del capítulo 1 del ElA. Cabe señalar que esta energía normalmente será suministrada por

las mismas unidades de ciclo combinado.

• Insumos químicos

Se requerirán insumos para las diferentes instalaciones del Proyecto las cuales serán: sistema de refrigeración de cada CC, planta de agua, inyección de calderas, las cuales se detallan en el anexo 1

(tabla 1-27) de la Adenda N? 2 del ElA, mientras que las fichas de seguridad se encuentran en el anexo 7 de la Adenda N* 1 del ElA.

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4.1.4.6. Fase de cierre

Normalmente, se considerará que una planta termoeléctrica finaliza su vida útil a los 30 años aproximadamente. En ese momento se analiza la condición general de la central, el estado del arte de la generación eléctrica y las condiciones del medio ambiente que rodea la planta.

Este análisis puede llevar a las siguientes decisiones sobre el futuro de cada una de las unidades de CC y sus instalaciones anexas:

• — Modernización de la Central

En caso que la condición general de la planta sea aceptable, se podrá someter a un mantenimiento

general para alargar su vida útil, o incluso se podría adaptar la unidad a una nueva tecnología más eficiente y más limpia.

• Abandono y desmantelamiento de las instalaciones

En caso de que se tome la decisión de abandonar y desmantelar la instalación, se implementará el Plan de Abandono del Proyecto (descrito más adelante), el cual corresponderá a una aproximación de las actividades que eventualmente se desarrollarán cuando se ejecute la fase de cierre. Considerando que la fase de cierre ocurrirá a lo menos en 30 años más, no es posible predecir los cambios en las disposiciones normativas, en las tecnologías y otros. Por esta razón, el plan de abandono se actualizará ante la Autoridad competente de la época, previo a su ejecución. El detalle del plan de cierre de la Planta, se encuentra en el anexo 13 de la Adenda N? 1 del ElA.

• Cierre y clausura de las instalaciones Para el cierre y abandono de las instalaciones se procederá de la siguiente manera:

= Se retirará todo el mobiliario y los equipos de oficinas, talleres y casino existentes, todas las construcciones que sean factibles de desmontar serán desmanteladas, especialmente las que sean prefabricadas

= Todos los estanques que contengan aceites, lubricantes, combustibles, etc., así como también las baterías de las salas, serán vaciados y sus contenidos vendidos para su utilización por terceros. Los materiales para los cuales no se encuentre interesados, serán dispuestos con empresas autorizadas por la Seremi de Salud.

= Los desechos destinados a vertedero serán tratados según los procedimientos de manejo y destino final aplicable, de acuerdo a las normativas y leyes vigentes al momento del cierre, como por ejemplo la demolición total o parcial de las obras civiles (por ejemplo dejando en el lugar actual fundaciones profundas). Los residuos serán dispuestos en lugares autorizados para estos efectos;

= Seefectuará la limpieza y restauración del suelo en los lugares donde sea necesario, mediante el Uso de carpetas de suelo de acuerdo a las condiciones y morfología de la zona;

= Serán desmontadas las unidades de bombeo, filtración y electro-cloración de la casa de bombas, las cuales serán destinadas a venta a terceros, como chatarra o como material de reciclaje. Las obras civiles que presenten riesgo para la salud o integridad de personas o del medio ambiente serán demolidas, disponiendo sus residuos en lugares autorizados, las áreas serán restauradas según la topografía del terreno. Los sifones de captación y las estructuras de soporte metálicas serán desmontados y el material será vendido como material para reciclaje. El emisario será mantenido en su lugar, la cámara de la playa será demolida y el terreno restituido a su condición natural.

4.1.4.6.1. Abastecimiento y suministro de insumos

• Insumos químicos Se puede considerar la misma lista de químicos utilizada para la fase de construcción. 4.2. Emisiones, descargas y residuos del proyecto

4.2.1. Emisiones a la atmósfera

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Comunidades bentónicas de fondos blandos submareales

• Riqueza de especies (S)

• Abundancia promedio (ind/ 0.01 m2)

• Diversidad (H' expresada en Ln)

» Biomasa promedio (grs/ 0.01 m2), con biomasa expresada en peso húmedo

• Uniformidad de Pielou (J”)

• Curvas ABC (curvas de K- dominancia)

• Análisis de clasificación jerárquica utilizando el índice de similitud Bray-Curtis como coeficiente de asociación comunitaria.

• Análisis de ordenación basado en el índice de similitud de Bray- Curtis.

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Oceanografía física y química: Para la toma de las muestras se utilizará una botella oceanográfica recomendando el uso de botellas tipo Niskin. La botella de muestreo deberá ser debidamente descontaminada entre estaciones de muestreo siguiendo el mismo procedimiento y protocolo descrito de la línea de base marina desarrollada en condiciones de invierno.

Los análisis serán respaldados por los correspondientes certificados de laboratorio.

• Perfil de densidad (temperatura, salinidad) y oxígeno disuelto: las mediciones se realizarán con un sensor de registro continuo de salinidad (conductividad), temperatura, profundidad y oxígeno disuelto. El instrumento deberá ser programado para medir estos parámetros a intervalos de cinco segundos a medida que desciende por la columna de agua hasta la profundidad máxima permisible en cada estación. La información registrada será transferida a un computador para su posterior procesamiento.

• pH: se medirá in situ a nivel de superficie y fondo de la columna de agua. Las mediciones se realizarán con un equipo multiparámetro, con corrección de temperatura incorporado.

• Penetración de la luz: para estas mediciones se empleará un disco Secchi debiendo anotarse la última profundidad que el disco alcance antes que se pierda de vista. Las observaciones deberán ser realizadas siempre por el mismo observador.

• — Sólidos suspendidos, sólidos sedimentables, SAAM, grasas y aceites, e hidrocarburos totales: en cada estación de muestreo definida se recolectarán muestras de agua de mar en dos estratos (superficie y fondo). Las muestras de superficie se colectarán directamente con el envase esterilizado proveniente del laboratorio analítico y las muestras de fondo empleando botella de muestreo oceanográfico. Las muestras obtenidas deberán ser conservadas, rotuladas y despachadas al laboratorio en condiciones de refrigeración.

• Cloro libre residual: se registrará este parámetro en base a muestras obtenidas en dos estratos de profundidad en cada estación de muestreo, a) superficie, y b) fondo (lo más cercano posible al fondo marino). Este parámetro deberá ser medido in situ y las muestras serán colectadas mediante botella oceanográfica.

Comunidades planctónicas:

• Muestreo cualitativo (red): La obtención de las muestras cualitativas de fitoplancton se realizará con red simple de abertura de malla de 40 um, realizando

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arrastres verticales desde la profundidad máxima de cada estación de muestreo hasta superficie. El remanente se depositará en frascos plásticos y fijará con formalina para su posterior análisis. El análisis cuantitativo de fitoplancton será realizado según técnicas descritas en literatura especializada. La abundancia absoluta de fitoplancton se determinará empleando la metodología propuesta por Uthermólh (1958): A= (CcxF x 1000)/Vs

Dónde:

A: Abundancia (células/Litro);

Cc: Células contadas;

F: Factor multiplicativo (depende del área de la cámara observada); Vs: Volumen sedimentado (ml).

• — Muestreo cuantitativo (botella oceanográfica): Cada estación contará con tres estratos de muestreo; superficial (0,5 m de profundidad), media agua (a media distancia entre el fondo y la superficie de cada estación) y fondo (superficie, media agua y fondo marino). Cada muestra colectada se depositará en frascos de 200 cc y se fijarán con lugol. La información será presentada y ordenada en tablas y figuras.

• — Zooplancton (incluye ictioplancton):

Las muestras de zooplancton e ictioplancton serán obtenidas por medio de una red cilíndrica cónica tipo Hansen, con calado de malla de 240 jm. Los arrastres realizados serán del tipo vertical estratificado, abarcando desde las proximidades del fondo marino de cada estación de muestreo hasta media agua (dependiendo de la profundidad de cada estación), y entre media agua y superficie del mar. Para efectuar análisis comparativos entre los distintos muestreos y con estudios similares, las pescas zooplanctónicas serán estandarizadas a un volumen de agua de 100 m?.

Las muestras obtenidas serán etiquetadas y fijadas a bordo de la embarcación de apoyo con formalina tamponada al 10% para luego enviarlas al laboratorio analítico, debidamente etiquetadas e identificadas. Las muestras de zooplancton deben ser analizadas en su totalidad, no realizándose submuestras lo cual otorga mayor confiabilidad a los resultados que se requieren.

Comunidades de fondos submareales (infauna):

En cada estación se deberán obtener 3 muestras para análisis biológico, de tal manera de asegurar una mínima representatividad estadística. Para la extracción de las muestras se deberá seguir la metodología expuesta en la línea base.

Ubicación de los puntos de control

Tabla N* 9: Ubicación puntos de seguimiento para hábitat marino

(construcción).

Estación Coordenada UTM Profundidad Este Norte (m)

E1 354.100 7.445.867 8

E2 354.659 7.446.041 8

E3 353.949 7.446.210 20

E4 354.499 7.446.387 18

C1 (control) 346.761 7.450.319 Superficie y

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fondo C2 (control) 346.765 7.450.120 Superficie y

fondo C3 (control) 346.937 7.450.225 Superficie y

fondo

Duración y frecuencia de medición

Semestralmente durante la etapa de construcción.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe semestral con los resultados del monitoreo.

Niveles cuantitativos O límites

permitidos o comprometidos

Se compararán los resultados con los obtenidos durante la línea de base en las mismas estaciones de muestreo.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, Sernapesca y la Gobernación Marítima de Antofagasta (o Capitanía de Puerto de Mejillones según la autoridad estime conveniente).

8.3.1.2 Emisiones

Tabla N*10: Control del aporte de emisiones a la atmósfera generadas por el Proyecto (fase

construcción)

Medida motivo de seguimiento Disminución y control de emisiones a la atmósfera

Componente Aire (calidad)

Impacto ambiental asociado + Alteración de la calidad del aire

Parámetros a utilizar para + Variables meteorológicas (velocidad y dirección del viento,

caracterizar el estado o evolución del componente

temperatura y radiación solar); + Calidad del aire en Zona Poblada de Mejillones, NO», SO», MP y CO.

Método a utilizar o acciones de seguimiento

• Las mediciones se realizarán con equipos y protocolos aprobados por la Autoridad.

• Además, se vigilará el buen funcionamiento de los equipos de combustión de cada contratista, para evitar aumento de emisiones por falta de mantenimiento.

Ubicación de los puntos de control

Se utilizarán los datos de las estaciones automáticas de medición en la zona (estaciones de monitoreo Ferrocarriles y Bomberos) que cumplen con los requisitos establecidos en la legislación vigente.

Duración y frecuencia de medición

Durante la fase de construcción, con reporte trimestral.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe trimestral con las emisiones de registradas en los monitoreos.

Niveles cuantitativos O límites

permitidos o comprometidos

La calidad del aire de contaminantes atmosféricos no superará los valores comprometidos por la normativa.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, SEREMI de Salud.

8.3.2 Fase de operación 8.3.2.1. Emisiones

Tabla N*11: Control de las emisiones

a la atmósfera generadas por el Proyecto (fase operación)

Medida motivo de seguimiento

Disminución y control de emisiones a la atmósfera.

Componente Aire (calidad) Impacto ambiental asociado Alteración de la calidad del aire Parámetros a utilizar para - Variables meteorológicas (velocidad y dirección del viento,

caracterizar el estado o evolución del componente

temperatura y radiación solar); - Concentración de los siguientes contaminantes: MP10, MP2.5, CO, NO» y SO».

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Las mediciones se realizarán con equipos y protocolos aprobados por la Autoridad.

Ubicación de los puntos de control

Se medirá la concentración de emisiones en la chimenea de las calderas recuperadoras de calor.

Para los datos de calidad del aire se utilizarán los datos de las estaciones automáticas de medición en la zona (estaciones de monitoreo Ferrocarriles y Bomberos) que cumplen con los

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requisitos establecidos en la legislación vigente.

Duración y frecuencia de medición

Durante la etapa de operación y hasta el término de la vida útil del Proyecto en forma diaria.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe mensual con los resultados de mediciones meteorológicas, de calidad del aire y de emisiones. Además, el Titular compromete un monitoreo en línea de sus emisiones por medio de una página WEB con acceso público.

las

Niveles cuantitativos O límites

permitidos o comprometidos

• Emisión de chimeneas: D. S. N” 13/2011 MMA.

• Concentración en estaciones de monitoreo con representatividad poblacional: Límites establecidos en: MP10: D.S. N 59, de 1998, del MINSEGPRES; MP2,5: D.S. N 12, de 2011 MMA; CO: D.S. N 115, de 2002 MINSEGPRES; NO: D.S. N 114, de 2002 MINSEGPRES; SO»: D.S. N* 113, de 2002 MINSEGPRES.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, Seremi de Salud.

8.3.2.2 Biota marina

Tabla N*12: Control de la alteración del hábitat para la biota marina generada por el Proyecto (fase

Operación)

Medida motivo de seguimiento

Minimización de efectos de la descarga de agua y pluma térmica.

Componente

Comunidades marinas

Impacto ambiental asociado

Alteración del hábitat para la biota marina.

Parámetros a utilizar para caracterizar el estado o evolución del componente

Oceanografía física y química:

En cada una de las estaciones definidas se medirán los siguientes parámetros en tres estratos o niveles de profundidad: a) en superficie, b) media agua, y c) a un metro de la profundidad máxima de cada estación.

Perfil de densidad (temperatura-salinidad) - Perfil de oxígeno disuelto - — Sólidos en suspensión y sedimentables - Grasas y aceites - SAAM - Hidrocarburos totales - pH - — Penetración de la luz (disco Secchi) - Cloro libre residual

Comunidades planctónicas:

• Composición y abundancia del fitoplancton
• — Variabilidad en la distribución vertical
• — Diversidad

Zooplancton (incluye ictioplancton)

• Riqueza de especies o número de taxa (S)

• Abundancia numérica (ind/ 100 m*)

• — Diversidad específica (H' expresada en Ln)

• — Uniformidad de Pielou (J')

• Análisis de clasificación jerárquica utilizando el índice de similitud Bray-Curtis como coeficiente de asociación comunitaria.

Comunidades bentónicas de fondos blandos submareales

• Riqueza de especies (S)

• — Abundancia promedio (ind/ 0.01 m2)

• — Diversidad (H' expresada en Ln)

• Biomasa promedio (grs/ 0.01 m2), con biomasa expresada

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en peso húmedo.

• — Uniformidad de Pielou (J”)

• — Curvas ABC (curvas de K- dominancia)

• — Análisis de clasificación jerárquica utilizando el índice de similitud Bray-Curtis como coeficiente de asociación comunitaria

• — Análisis de ordenación basado en el índice de similitud de Bray-Curtis.

Evaluación de captación de agua de mar

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Oceanografía física y química:

Para la toma de las muestras se utilizará una botella oceanográfica, recomendando el uso de botellas tipo Niskin. La botella de muestreo debe ser debidamente descontaminada entre estaciones de muestreo siguiendo el mismo procedimiento y protocolo descrito de la línea de base marina desarrollada en condiciones de invierno. Los análisis serán respaldados por los correspondientes certificados de Laboratorio.

e Perfil de densidad (temperatura, salinidad) y oxígeno disuelto: las mediciones se realizarán con un sensor de registro continuo de salinidad (conductividad), temperatura, profundidad y oxígeno disuelto. El instrumento debe ser programado para medir estos parámetros a intervalos de cinco segundos a medida que desciende por la columna de agua hasta la profundidad máxima permisible en cada estación. La información registrada será transferida a un computador para su posterior procesamiento.

e pH: se medirá in situ a nivel de superficie y fondo de la columna de agua. Las mediciones se realizarán con un equipo multiparámetros, con corrección de temperatura incorporada.

+. Penetración de la luz: para estas mediciones se empleará un disco Secchi debiendo anotarse la última profundidad que el disco alcance antes que se pierda de vista. Las observaciones deben ser realizadas siempre por el mismo observador.

e Sólidos suspendidos, sólidos sedimentables, Sustancias Activas al Azul de Metileno (SAAM), grasas £ aceites, e hidrocarburos totales: en cada estación de muestreo definida se recolectarán muestras de agua de mar en dos estratos (superficie y fondo). Las muestras de superficie se colectarán directamente con el envase esterilizado proveniente del laboratorio analítico y las muestras de fondo empleando botella de muestreo oceanográfico. Las muestras obtenidas deben ser conservadas, rotuladas y despachadas al laboratorio en condiciones de refrigeración.

e Cloro libre residual: se registrará este parámetro en base a muestras obtenidas en la superficie y en el estrato más profundo en cada estación de muestreo. Este parámetro deberá ser medido in situ y las muestras serán colectadas mediante botella oceanográfica.

Comunidades planctónicas:

• — Muestreo cualitativo (red): La obtención de las muestras cualitativas de fitoplancton se realizará con red simple de abertura de malla de 40 um, realizando

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Ambiental

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arrastres verticales desde la profundidad máxima de cada estación de muestreo hasta superficie. El remanente se depositará en frascos plásticos y fijará con formalina para su posterior análisis. El análisis cuantitativo de fitoplancton será realizado según técnicas descritas en literatura especializada. La abundancia absoluta de fitoplancton se determinará empleando la metodología propuesta por Uthermólh (1958):

A=(Cc x F x 1000)/Vs

Dónde:

A: Abundancia (células/Litro);

Cc: Células contadas;

F: Factor multiplicativo (depende del área de la cámara observada); Vs: Volumen sedimentado (m!).

• — Muestreo cuantitativo (botella oceanográfica): Cada estación contará con tres estratos de muestreo; superficial (0,5 m de profundidad), media agua (a media distancia entre el fondo y la superficie de cada estación) y fondo (superficie, media agua y fondo marino). Cada muestra colectada se depositará en frascos de 200 cc y se fijarán con lugol. La información será presentada y ordenada en tablas y figuras.

Zooplancton (incluye ictioplancton):

Las muestras de zooplancton e ictioplancton serán obtenidas por medio de una red cilíndrica cónica tipo Hansen, con calado de malla de 240 um. Los arrastres realizados serán del tipo vertical estratificado, abarcando desde las proximidades del fondo marino de cada estación de muestreo hasta media agua (dependiendo de la profundidad de cada estación), y entre media agua y superficie del mar. Para efectuar análisis comparativos entre los distintos muestreos y con estudios similares, las pescas zooplanctónicas serán estandarizadas a un volumen de agua de 100 m?,

Las muestras obtenidas serán etiquetadas y fijadas a bordo de la embarcación de apoyo con formalina tamponada al 10% para luego enviarlas al laboratorio analítico, debidamente etiquetadas e identificadas. Las muestras de zooplancton deben ser analizadas en su totalidad, no realizándose submuestras lo cual otorga mayor confiabilidad a los resultados que se requieren.

Comunidades de fondos submareales (infauna):

En cada estación se deberán obtener 3 muestras para análisis biológico, de tal manera de asegurar una mínima representatividad estadística. Para la extracción de las muestras se deberá seguir la metodología expuesta en esta línea base.

Evaluación de captación de agua de mar:

Cualquier sistema utilizado para succionar agua de mar va a captar una proporción de organismos planctónicos del medio marino, por lo que la pregunta a resolver no es si el sistema de captación captura o no plancton, sino que tamaño y/o tipo de organismos serán los captados y si tienen o no capacidad de evitar la succión. Para responder esta pregunta se propone realizar un muestreo de plancton en la primera cámara del sistema de succión y en la columna de agua en torno de la captación (lo más cercano posible a ella. Para cuantificar la pérdida de plancton por el sistema de succión y su grado de selectividad se utilizará el índice “alfa”

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(Chesson, 1978) conforme a la siguiente expresión matemática:

A —- Pi a = a TE Listo, Donde

m = número de categorías consideradas ri = número de individuos succionados de la categoría pi = número de individuos en el ambiente de la categoría i

Las categorías a evaluar pueden ser tamaño de los organismos, estados planctónicos (huevos, larvas, semillas, copepoditos, nauplius), taxa (copépodos, medusas, quetognatos, etc.), o bien una combinación de ambos, por ejemplo, larvas de lapas, locos u otros.

La evolución de este índice en el tiempo, junto con la evolución de la oferta del número de individuos en el medio y efectivamente capturados permitirá cuantificar las pérdidas por categorías.

Ubicación de los puntos de control

Tabla N* 13: Ubicación puntos de seguimiento para hábitat marino (operación).

Estación Coordenada UTM Profundidad Este Norte (m)

El 354.100 7.445.867 8

E2 354.659 7.446.041 8

E3 353.949 7.446.210 20

E4 354.499 7.446.387 18

C1 (control) 346.761 7.450.319 | Superficie y fondo

C2 (control) 346.765 7.450.120 Superficie y fondo

C3 (control) 346.937 7.450.225 Superficie y fondo

Duración y frecuencia de medición

En términos de la frecuencia de realización de este muestreo, se propone hacerlo trimestral durante los primeros 2 años de la etapa de operación, para luego ajustar el contenido y la frecuencia en Caso de ser pertinente.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe semestral con los resultados del monitoreo.

Niveles cuantitativos O límites

permitidos o comprometidos

Se compararán los resultados con los obtenidos durante la línea de base en las mismas estaciones de muestreo.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, Subsecretaría de Pesca y Acuicultura, Sernapesca y la Gobernación Marítima de Antofagasta (o Capitanía de Puerto de Mejillones según la autoridad estime conveniente).

8.3.1.3. Vertido de residuos líquidos

Tabla N*14: Vertido de residuos líqui

dos industriales al mar. Fase de operación.

Medida motivo de seguimiento

Vertido de residuos líquidos industriales al mar.

Componente

Agua (calidad del agua)

Impacto ambiental asociado

Modificación de la calidad del agua por incorporación de residuos líquidos.

Parámetros a utilizar para caracterizar el estado o evolución

En las cámaras de monitoreo de las aguas provenientes de la planta de aguas servidas y la pileta de neutralización, se

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bol

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del componente

medirán aceites y grasas, hidrocarburos totales, sólidos suspendidos, sólidos sedimentables, cobre, hierro, sulfatos, coliformes fecales, coliformes totales, temperatura y pH.

• Ala salida de la separadora agua/aceite se medirán aceites y grasas. No obstante, se aclara que este sistema operará sólo ante eventualidades, por lo que no se espera efluente de este tipo en condiciones normales.

• Dado que el efluente de la planta desalinizadora pasará directamente al pozo de sello, a la salida del pozo de sello, se medirá cloro residual, sulfatos y temperatura.

• Además, se considerará la habilitación de un caudalímetro para el registro diario del caudal de descarga, conforme lo establecido en el numeral 6.3.2 del D.S. N” 90/00, del MINSEGPRES, para fuentes emisoras que con un volumen de descarga mayor a 300 m? /día.

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Se medirá la calidad del agua del efluente a ser descargado de acuerdo a los procedimientos indicados en el D.S. N* 90/00: la NCh 411/2 Of. 96 Calidad del agua — Muestreo — Parte 2: Guía sobre técnicas de muestreo, NCh 411/3 Of. 96 Calidad del agua — Muestreo — Parte 3: Guía sobre la preservación y manejo de las muestras y la NCh 411/10 Of. 97 Calidad del agua — Muestreo - Parte 3: Guía muestreo de aguas residuales. Este plan de monitoreo será presentado a la Autoridad para su aprobación, previo al inicio de operación de la Central.

Ubicación de los puntos de control

Los efluentes serán medidos de acuerdo a su origen para la verificación del funcionamiento del sistema de tratamiento. La ubicación de las cámaras de monitoreo será de acuerdo a lo siguiente: - Planta de aguas servidas: Antes de ingresar al pozo de sello. - Pileta de neutralización: Antes de ingresar al pozo de sello. - Separadora agua/aceite: Antes de ingresar a la pileta de neutralización. - Ala salida del pozo de sello.

Duración y frecuencia de medición

De acuerdo a lo establecido en el D.S. N* 90/00 y al volumen a ser descargado, el monitoreo anual será de 48 días al año, es decir, cuatro monitoreos mensuales, durante los primeros tres años de operación de la Central. Transcurrido este periodo, se evaluará la continuidad de acuerdo a los resultados.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe de los resultados arrojados por cada campaña realizada.

Niveles cuantitativos O límites

permitidos o comprometidos

Efluentes que cumplan con lo establecido el D.S. N” 90/00 del MINSEGPRES.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, Directemar.

8.3.1.4. Toxicidad RIL

Tabla N*15: Evaluación de toxicidad aguda y crónica del RIL termosalino.

Medida motivo de seguimiento

Evaluación de toxicidad aguda y crónica del Ril termosalino.

Componente

Comunidades marinas

Impacto ambiental asociado

Alteración de la calidad del agua

Parámetros a utilizar para caracterizar el estado o evolución del componente

• Se determinará mediante bioensayos los valores de concentración de cloro, salmuera y temperatura para el cálculo de la CL50 (concentración letal para el 50% de los organismos). Las experiencias y estudios deberán ser efectuadas por una institución de reconocida trayectoria en esta materia, como lo es por ejemplo, el Laboratorio de Bivensayos liderado por el Dr. Enrique Bay-Smith dependiente de la Faculta de Ciencias Naturales y Oceanográficas de la Universidad de Concepción (UDEC).

• Los organismos propuestos para estas experiencias, deberán corresponder_a especies estandarizadas en

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laboratorio y con representación local dentro del área donde se implementa el Proyecto. Se ha aplicado también el criterio de que las especies a evaluar, tengan valor comercial para la comunidad local, y otras especies de importancia ecológica. Conforme a lo anterior, se han seleccionado cuatro especies representativas conforme al siguiente detalle, las que podrían variar en función de su disponibilidad en el laboratorio:

• Jaiba, especie comestible (Cancer coronatus): se ejecutarán experiencias de bioensayos de toxicidad aguda. Especie presente en el área del Proyecto; Respuesta medida: mortalidad de la larva zoea en exposición de 24 horas.

• Copépodo bentónico Tisbe longicornis: bioensayos de toxicidad aguda con exposición de 48 h, efecto: mortalidad. Bivoensayos de toxicidad crónica con exposición por 28 días. Respuesta: fecundidad de hembras medida por número de crías.

e Mitilido Perumytilus purpuratus: bioensayos de toxicidad aguda, 6 días. Respuesta: Mortalidad. Toxicidad crónica, 6 días. Respuesta medida: adherencia al sustrato.

e Microalga Dunaliella tertiolecta: bioensayos de toxicidad crónica con exposición de 96h. Respuesta medida: crecimiento poblacional.

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Los bioensayos de toxicidad aguda serán realizados bajo la metodología de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (USEPA), 2002 “Methods for measuring the acute toxicity of effluents and receiving waters to freshwater and marine organisms, EPA-821-R-02-012, mientras que los bivensayos de toxicidad crónica se basarán en USEPA, 2002, Methods for estimating the chronic toxicity of effluents and receiving water to marine and estuarine organisms, EPA-821-R-02-014.

Ubicación de los puntos de control

Tabla N” 16: Ubicación puntos de seguimiento para toxicidad (operación).

Estación Coordenada UTM Profundidad Este Norte (m)

El 354.100 7.445.867 8

E2 354.659 7.446.041 8

E3 353.949 7.446.210 20

E4 354.499 7.446.387 18

C1 (control) 346.761 7.450.319 Superficie y fondo

C2 (control) 346.765 7.450.120 | Superficie y fondo

C3 (control) 346.937 7.450.225 Superficie y fondo

Duración y frecuencia de medición

Frecuencia única a desarrollarse en la fase de marcha blanca luego de la entrada en operación.

Plazo y frecuencia de entrega de informes

Se enviará un informe a la Autoridad Ambiental con los resultados 45 días después de finalizadas las experiencias de bioensayos.

Niveles cuantitativos o límites permitidos o comprometidos

No existen estándares normativos, solo se determinará el LC50 o concentración letal para el 50% de los organismos evaluados.

Organismo competente

Superintendencia de Medio Ambiente, Directemar, Subsecretaría de Pesca y Acuicultura.

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8.3.1.5. Modelo hidrodinámico

Tabla N*17: Verificación del modelo hidrodinámico sobre comportamiento esperado del efluente en el

cuerpo receptor marino

Medida motivo de seguimiento

Verificación del modelo hidrodinámico sobre comportamiento esperado del efluente en el cuerpo receptor marino.

Componente

Agua (calidad del agua)

Impacto ambiental asociado

Alteración de la calidad del agua

Parámetros a utilizar para caracterizar el estado o evolución del componente

• Mediciones en estaciones equidistantes en perfil continuo de temperatura, salinidad y oxígeno disuelto con un sensor CTD-O.

• Adicionalmente, en cada estación de muestreo se efectuarán mediciones de cloro libre residual en superficie y fondo.

Método a utilizar o acciones de seguimiento

Con el objeto de comprobar las predicciones resultantes de la modelación dinámica de la pluma salina, y determinar el comportamiento de dispersión y dilución de la pluma termosalina y cloro libre residual en el cuerpo receptor marino, se propone la siguiente metodología específica.

Las mediciones in situ de salinidad, temperatura y cloro libre residual se realizarán sobre una grilla predefinida de puntos de muestreo equidistantes 20 m unas de otras circundando la descarga del efluente termosalino, estableciendo una superficie total de muestreo de 1 ha con 25 estaciones equidistantes. En cada una de ellas se efectuarán mediciones en perfil continuo de temperatura, salinidad y oxígeno disuelto con un sensor CTD-O entre superficie y la profundidad máxima permisible que asegure la operación segura de la sonda.

La localización de los puntos o estaciones de muestreo se efectuarán utilizando un sistema de posicionamiento con GPS navegador y en cada registro se deberá también tomar nota del error asociado al posicionamiento del GPS. Este procedimiento de localización de estaciones georreferenciadas, será estándar para todas las estaciones de muestreo. Las coordenadas geográficas (UTM y geodésicas) de las estaciones se presentarán tabuladas y los registros de temperatura (*C) se presentarán como perfiles verticales.

Adicionalmente, en cada una de estas 25 estaciones de muestreo se efectuarán mediciones de cloro libre residual en superficie y fondo.

Las mediciones en el área de descarga que representan la pluma de dispersión y dilución termosalina, serán contrastadas con mediciones en el sector de Punta Angamos, lugar en el cual se efectuarán perfiles de superficie a fondo de T”, salinidad y oxígeno disuelto en un total de 3 estaciones contiguas separadas 200 m entre sí.

Ubicación de los puntos de control

Las coordenadas de las tres estaciones control ubicadas en el sector de Pta. Angamos (separadas 200 m entre sí), serán las siguientes:

Tabla N* 18: Ubicación puntos de control Punta Angamos (operación).

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Estación Coordenada UTM Este Norte C1 (control) 346.761 7.450.319 C2 (control) 346.765 7.450.120 C3 (control) 346.937 7.450.225

Duración y frecuencia de medición | Frecuencia trimestral durante la fase de operación.

Plazo y frecuencia de entrega de Se enviará un informe a la Autoridad Ambiental con los resultados

informes 45 días después de finalizados los trabajos de campo. Niveles cuantitativos o límites No existen estándares normativos conforme a la legislación permitidos o comprometidos Chilena, no obstante, sólo se determinará el LC50 o concentración

letal para el 50% de los organismos evaluados.

Organismo competente Superintendencia de Medio Ambiente, Directemar, Subsecretaría de Pesca y Acuicultura.

1. Medidas de prevención de riesgos y control de accidentes

Las medidas contenidas en el plan de prevención de riesgos y control de accidentes ambientales del Proyecto, estará enfocado a los aspectos generales en materia de seguridad y prevención de riesgos que normarán el desarrollo del Proyecto, ya sea mediante políticas internas para su personal en la fase de Operación, o mediante cláusulas contractuales con el contratista a cargo de las obras en las fases de construcción y eventual cierre y abandono. Posteriormente, se identifican los distintos riesgos asociados a la construcción y operación de la Central, así como las medidas que se implementará para prevenir la ocurrencia de accidentes derivados de estos riesgos y las medidas de control para manejar la situación, en caso que éstos ocurran. Mayores detalles, revisar capítulo 11 del ElA y capítulo 8 de la Adenda N' 1 del ElA.

1. Relación del proyecto con las políticas, planes y programas de desarrollo regional y con los planes de desarrollo comunal.

10.1 Relación con políticas, planes y programas de desarrollo regional El Gobierno Regional de Antofagasta, no se pronunció durante el proceso de evaluación. 10.2 Relación con políticas, planes y programas de desarrollo comunal La Ilustre Municipalidad de Mejillones se pronunció con observaciones al plan de desarrollo comunal durante la evaluación del ElA, no obstante durante la continuidad del proceso de evaluación, no emitió nuevas observaciones al respecto ni tampoco se pronunció conforme respecto de si el proyecto cumple con el plan de desarrollo comunal. 11. Compatibilidad territorial del proyecto

• El Gobierno Regional de Antofagasta, no se pronunció durante el proceso de evaluación.

• La llustre Municipalidad de Mejillones se pronunció con observaciones respecto de la

compatibilidad territorial durante la evaluación del ElA, no obstante durante la continuidad del

proceso de evaluación, no emitió nuevas observaciones al respecto ni tampoco se pronunció conforme respecto de si el proyecto cumple con la compatibilidad territorial

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1. Proposición de condiciones o exigencias específicas que el titular debea cumplir para ejecutar el Proyecto o Actividad

12.1. Se deberá realizar la caracterización real de los efluentes en la cámara de monitoreo, durante la puesta en operación del Proyecto, conforme los procedimientos establecidos en la Resolución Exenta N? 117/13, de la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA), y luego remitirla a este Organismo para la

elaboración de la correspondiente Resolución de Caracterización de Efluentes y de Monitoreo de Autocontrol.

12.2. En relación al abastecimiento de agua industrial, se deberá mantener un registro y control que permita acreditar que dichos proveedores cuentan con las autorizaciones correspondientes para su extracción y transporte. Además, deberá remitir un primer informe ante la Dirección General de Aguas (DGA) y el Servicio Agrícola y Ganadero (SAG) de la Región de Antofagasta, al inicio de la fase de construcción (dentro del primer mes), indicando el nombre del proveedor autorizado. Luego, durante la

misma fase, deberá presentar trimestralmente una copia del registro del origen de las agua ante la DGA de manera sectorial.

12.3. El Titular deberá llevar un registro mensual del ingreso de camiones a la planta, el cual incluirá al menos los siguientes antecedentes: patente del vehículo, nombre del conductor, tonelaje y producto transportado. Asimismo, una vez al año, generará un informe el cual deberá ser enviado a la SEREMI Transporte y Telecomunicaciones y cuyos antecedentes deberán incluir los índices de accidentabilidad

correspondientes y deberá ser remitido a la autoridad competente a más tardar los días 28 de febrero de cada año.

12.4 El Titular se compromete a realizar, antes del inicio de las fases de construcción, operación y abandono, una charla a la comunidad, para informar sobre las principales rutas a utilizar, el tipo de sustancias peligrosas a transportar, sus riesgos, las medidas de seguridad y de contingencia, entre otros. Asimismo, entregará a la Autoridad material gráfico que contenga la información de rutas, el que también será entregado a la comunidad, a través de diversos medios de comunicación y sedes sociales.

12.5. El Titular se compromete a realizar un estudio de bioensayos durante el primer año de operación del Proyecto. Para lo anterior, se propone la siguiente metodología: Se determinará mediante bioensayos los valores de concentración de cloro, salmuera y temperatura para el cálculo de la CL50 (concentración letal para el 50% de los organismos). Las experiencias y estudios deberán ser efectuadas por una institución de reconocida trayectoria en esta materia. Los organismos propuestos para estas experiencias, deben corresponder a especies estandarizadas en laboratorio y con representación local dentro del área donde se implementa el Proyecto, con especies que tengan valor comercial para la comunidad local y otras especies de importancia ecológica. Conforme a lo anterior, se han seleccionado cuatro (4) especies representativas conforme al siguiente detalle, las que podrían variar en función de su disponibilidad en el laboratorio:

• Jaiba, especie comestible (Cancer coronatus): Se ejecutarán experiencias de bioensayos de toxicidad aguda. Especie presente en el área del proyecto; Respuesta medida: mortalidad de la larva zoea en exposición de 24 horas;

• Copépodo bentónico Tisbe longicornis: bioensayos de toxicidad aguda con exposición de 48 h, efecto: mortalidad. Bioensayos de toxicidad crónica con exposición por 28 días. Respuesta: fecundidad de hembras medida por número de crías;

• — Mitilido Perumytilus purpuratus: bioensayos de toxicidad aguda, 6 días. Respuesta: Mortalidad. Toxicidad crónica, 6 días. Respuesta medida: adherencia al sustrato;

• Microalga Dunaliella tertiolecta: bioensayos de toxicidad crónica con exposición de 96 h. Respuesta medida: crecimiento poblacional.

• Los bioensayos de toxicidad aguda serán realizados bajo la metodología de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (USEPA), 2002 “Methods for measuring the acute toxicity of effluents and receiving waters to freshwater and marine organisms”, EPA-821-R-02- 012, mientras que los bioensayos de toxicidad crónica se basarán en USEPA, 2002, “Methods for estimating the chronic toxicity of effluents and receiving water to marine and estuarine organisms”, EPA-821-R-02-014.

12.6. Las obras de despeje y nivelación de terrenos, que involucran la remoción y acumulación temporal y permanente de material, deberán realizarse de forma tal, que dichas obras no intervengan la faja de servidumbre de 8 metros asignada a los pescadores artesanales, ni alteren la morfología del borde costero fuera del área entregada en concesión, de acuerdo a lo establecido en los artículos 612”, 613" Y 614” del Código Civil.

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12.7. Se deberá efectuar una inspección submarina anual, a objeto de verificar la hermeticidad del sistema de descarga de la Central, así como que los difusores operen correctamente. Además, con la finalidad que dicha actividad sea fiscalizable, deberá remitir anualmente un informe técnico a la Autoridad Marítima que acredite lo anterior, incluyendo una filmación submarina sin editar y que corresponda a todo el recorrido del emisario hasta la sección de los difusores.

12.8. Debido a que el Proyecto deberá implementar un sistema de monitoreo continuo en cada chimenea, se deberá realizar un seguimiento a las emisiones en unidad t/año, declaradas en el presente proceso de evaluación ambiental, y con las cuales se evaluó su aporte a la calidad del aire. Además, deberá enviar a la Superintendencia del Medio Ambiente un informe anual con los resultados del seguimiento de sus emisiones (año), de acuerdo a los valores registrados en las mediciones, para cada unidad.

12.9 Compromisos voluntarios:

a) El Proyecto contemplará la contratación de mano de obra local, por lo tanto, cabe señalar que se promoverá un acuerdo con la 1. Municipalidad de Mejillones asociado a la construcción y operación del proyecto, cuando esto ocurra, y así dar preferencia a la contratación de mano de obra local para las faenas de construcción y operación, en coordinación con la Oficina de Intermediación Laboral (OMIL) y se establecerán los mecanismos necesarios para incorporar la mayor cantidad de mano de obra disponible en función a la disponibilidad y tipo de dotación al momento de tomar la decisión de inversión del proyecto, donde el Titular se compromete a establecerlo en los requisitos de las bases de licitación del proyecto.

b) Para la fase de operación se evaluará la contratación de mano de obra local siempre y cuando los candidatos disponibles cumplan las calificaciones necesarias, incluida una capacitación de ser necesario, pero deben estar aptos para los puestos de trabajo requeridos.

c) El Titular se compromete a elaborar un “Plan de Normas de Comportamiento” para los trabajadores de la planta y los contratistas, que será presentado a la autoridad local para su conocimiento, el cual será aplicable a todas las fases del Proyecto.

d) Con el objetivo de contribuir a la recuperación de la población de Gracilaria chilensis, se propone en forma voluntaria la ejecución de un plan de repoblamiento del recurso pelillo, considerando estándares de transporte, acopio, confección de matas, siembra, rendimiento producción y manejo del recurso. La descripción del plan voluntario propuesto se adjunta en el anexo 5 de la Adenda N” 2 del ElA, que corresponde a los términos generales bajo los cuales se plantea la actividad, debiendo acordarse con la autoridad pesquera los términos específicos del repoblamiento (biomasa comprometida, hectáreas, entre otros relevantes), una vez obtenida la RCA del proyecto.

e) En el marco de un Plan de Vigilancia Ambiental, una vez opertativa la central, se deberá realizar del diseño de muestreo en el área de succión del proyecto, y posteriormente, en función de los resultados obtenidos de abundancia relativa de huevos y larvas, se proyectará la pérdida de adultos equivalentes en base a modelos stock que consideran curvas de crecimiento y tasas de mortalidad de las especies de importancia económica.

Todo lo anterior se realizará utilizando metodología EPA. El diseño de muestreo se presentará ante el Servicio Nacional de Pesca en un plazo de 60 días a contar de la finalización de la puesta en marcha de la primera unidad de generación.

1. Proposición de condiciones o exigencias específicas establecidas por la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta, que el titular debea cumplir para ejecutar el Proyecto o Actividad

El Titular se compromente en forma voluntaria a incorporar durante la fase de construcción un profesional Paleontólogo, con el fin de resguardar el Patrimonio Paleontológico de la zona.

1. Que, en relación con el cumplimiento de la normativa ambiental aplicable al “Central Termoeléctrica

Ttanti” y sobre la base de los antecedentes que constan en el expediente de evaluación, debe indicarse que la ejecución del proyecto cumple con la normativa ambiental aplicable.

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1. Que, sobre la base de los antecedentes que constan en el expediente de evaluación, debe indicarse que la ejecución del “Central Termoeléctrica Ttanti” requiere los Permisos Ambientales Sectoriales contemplados en los artículos N? 73, N 90, N 91, N” 93, N 94 y N? 95 del Decreto Supremo N? 95/01 del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. El Permiso Ambiental Sectorial contenido en el artículo N 73 fue informado favorablemente por la Gobernación Maritima de la Región de Antofagasta. Los Permisos Ambientales Sectoriales contenidos en los artículos N” 90, N* 91, N” 93 y N” 94, fueron informados favorablemente por la SEREMI de Salud de la Región de Antofagasta. El Permiso Ambiental Sectorial contenido en el artículo N? 95 fue informado favorablemente por la Subsecretaría de Pesca y Acuicultura.

2. Que, la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta, sólo está facultada para pronunciarse respecto de la calificación ambiental del proyecto, por lo cual, para que éste pueda ejecutarse, necesariamente deberá cumplir con todas las demás normas vigentes que le sean aplicables.

3. Que, con el objeto de dar adecuado seguimiento a la ejecución del preyecto, el titular deberá informar a la Superintendencia del Medio Ambiente, al menos con una semana icipación, el inicio de cada Una de las etapas o fases del proyecto, de acuerdo a lo indicado en la desaripción del mismo. Además, deberá colaborar con el desarrollo de las actividades de fiscalización de faá-Superintendencia del Medio Ambiente en cada una de las etapas del proyecto, permitiendo su acceso a las diferentes partes y componentes cuando ésta lo solicite, y facilitando la información y documentación que ésta requiera para el buen desempeño de sus funciones.

4. Que, la información respecto de las condiciones, compromisos o medidas, que ya sea por medio de monitoreos, mediciones, reportes, análisis, informes de emisiones, estudios, auditorías, cumplimiento de metas o plazos y, en general, cualquier otra información destinada al seguimiento ambiental del proyecto o actividad que el titular deba entregar, según las obligaciones establecidas en la presente Resolución de Calificación Ambiental, deberá ser remitida a la Superintendencia del Medio Ambiente, conforme a los procedimientos y normas establecidas por ésta.

5. Que, el titular del proyecto deberá informar inmediatamente, a la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta y al organismo fiscalizador que corresponda, la ocurrencia de impactos ambientales no previstos en el Estudio de Impacto Ambiental, asumiendo acto seguido, las acciones necesarias para abordarlos.

6. Que, el titular del proyecto deberá comunicar inmediatamente y por escrito, a la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta, con copia a la Superintendencia del Medio Ambiente, de los cambios de titularidad y/o representación legal, así como los cambios de domicilio.

7. Que, todas las medidas y disposiciones establecidas en la presente Resolución son de responsabilidad del titular del proyecto y deberán ser implementadas por éste, directamente o a través de un tercero.

8. Que, esta Comisión de Evalución sólo está facultada para pronunciarse sobre los aspectos ambientales del proyecto, por lo cual su decisión no es vinculante con cualquier trámite postrerior destinado a la obtención del terreno para que el proyecto se pueda ejecutar.

9. Que, en razón de todo lo indicado precedentemente, la Comisión de Evaluación de la Región de Antofagasta.

RESUELVE:

1. CALIFICAR AMBIENTALMENTE FAVORABLE el proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti”, presentado por GasAtacama Chile S.A.

2. DECLARAR que, para que el proyecto pueda ejecutarse, el titular deberá dar cabal cumplimiento a todas las medidas y disposiciones establecidas en los Considerandos de la presente Resolución, así como también a cada una de las exigencias y obligaciones ambientales contempladas en su ElA, en sus Adenda, y en el Informe Consolidado de Evaluación, documentos que forman parte integrante de la presente Resolución.

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1. CERTIFICAR, que se cumple con todos los requisitos ambientales aplicables y que el proyecto “Central Termoeléctrica Ttanti” cumple con la normativa de carácter ambiental, incluidos los requisitos de carácter ambiental contenidos en los Permisos Ambientales Sectoriales contemplados en los artículos N 73, N” 90, N” 91, N 93, N” 94 y N 95 del Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental y que respecto de los efectos características y circunstancias establecidas en el artículo 11 de la ley N? 19.300, se han establecido las medidas de mitigación, reparación y compensación apropiadas.

Anótese, Notifíquese al titular y Archívese.

$

ICIA DE LATORRE VÁSQ Directora Regional SEA Secretaria Comisión de Evaluación Región de Antofagasta.

Distribución:

A clan

| Proponente.

Órganos de la Administración del Estado con Competencia Ambiental. Expediente proyecto. Archivo Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Antofagasta.

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