O SUPERINTENDENTE DE COMERCIALIZAÇÃO E MOVIMENTAÇÃO DE PETRÓLEO, SEUS DERIVADOS E GÁS NATURAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP, no uso das atribuições que lhe foram conferidas pela Portaria ANP nº 206, de 9 de setembro de 2004, com base na Portaria ANP nº 170, de 26 de novembro de 1998, e tendo em vista o constante do Processo ANP nº 48610.010952/2006-83 considerando:

- as informações, os estudos e o projeto referentes à instalação do 3º turbocompressor da Estação de Compressão de gás natural de Paulínia da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, localizada no município de Paulínia/SP, apresentados pela empresa Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG;

- a solicitação feita pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG por meio da Carta datada de 5 de março de 2009;

Resolve:

1. Publicar extrato (sumário) do memorial descritivo do projeto de instalação do 3º turbocompressor da Estação de Compressão de gás natural de Paulínia da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, localizada no município de Paulínia/SP, totalmente baseado nas informações, nos estudos e no projeto apresentados pela Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG;

2. Indicar a "Superintendência de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural" da ANP, com endereçamento à Avenida Rio Branco, 65 - 17º andar, Centro, Rio de Janeiro/RJ, CEP 20.090-004, ou através do endereço eletrônico scm@anp.gov.br, para o encaminhamento, até 30 dias a partir da publicação, dos comentários e sugestões já referidos no caput do presente despacho;

3. Informar que a publicação do presente despacho não implica uma autorização prévia concedida pela ANP.

JOSÉ CESÁRIO CECCHI

DESCRIÇÃO SUCINTA DO EMPREENDIMENTO

O Empreendimento consiste na instalação do terceiro turbocompressor da Estação de Compressão de Paulínia, localizada no quilômetro 1264,5 do trecho Norte do Gasoduto Bolívia-Brasil (GASBOL) no município de Paulínia/SP, a qual foi projetada originalmente para operar com 2 (dois) turbocompressores e funcionar como estação reserva para manter a capacidade do Sistema de Transporte nos casos de falha ou parada programada das Estações de Compressão de São Carlos e Iacanga. A instalação do terceiro turbocompressor tem a finalidade de aumentar a capacidade de transporte em 5.200.000 m³/dia (cinco milhões e duzentos mil metros cúbicos de gás natural por dia), para 12.600.000 m³/dia (doze milhões e seiscentos mil metros cúbicos de gás por dia), juntamente com a Estação de Compressão de Capão Bonito, no trecho Sul do GASBOL entre Paulínia e Araucária. A capacidade de entrega máxima em Paulínia continuará a mesma do Sistema de Transporte, ou seja, 30.080.000 m³/dia (trinta milhões e oitenta mil metros cúbicos de gás por dia).

Aspectos técnicos do projeto

O terceiro turbocompressor (MHI 5V-3 acionado por turbina a gás SOLAR Mars 100) foi projetado para operar nas condições de processo descritas na Tabela 01.

TABELA 01 - VALORES DE PROCESSO

* Condições de referencia para vazão: 1 ATM e 20ºC

** Pressão manométrica

A ECOMP será equipada com todos os componentes e sistemas necessários à sua operação dentro dos parâmetros de segurança e confiabilidade adotados pela TBG no projeto básico. Basicamente, a instalação do terceiro turbocompressor implicará nas seguintes modificações no projeto original da ECOMP:

1. Sistema de Compressão de Gás Natural

O terceiro conjunto turbocompressor será instalado dentro da casa de compressores, com tapamento à meia altura. A turbina será enclausurada em container próprio.

O sistema de compressão engloba, além do compressor e da turbina, os seguintes componentes auxiliares, a serem instalados no campo:

acoplamento (que será instalado e alinhado no campo durante a montagem);

sistema de ar de combustão da turbina com casa de filtros externa ao prédio dos compressores. A casa será montada em estrutura metálica, com escadas e plataformas de acesso para manutenção, e tubulação de interligação montadas no campo;

sistema de ar comprimido para limpeza dos filtros de ar de combustão instalado no campo;

sistema de ventilação do container da turbina com filtro, ventilador e dutos de interligação montado no campo;

sistema de CO2 para combate a incêndio na turbina com dois armários com cilindros (100% reserva), que serão interligados aos containers no campo;

sistema de descarga de gases com tubulação, chaminé e estrutura metálica de suporte montados no campo;

sistema de respiro do tanque de óleo da turbina com separador de névoa, corta-chamas e tubulação de interligação instalado no campo;

tubos de respiro dos selos do compressor para condução dos gases para local seguro fora do prédio dos compressores com sensores de explosividade. Os tubos serão instalados no campo;

sistema de drenagem de óleo usado direcionado para a caixa de coleta de óleo (em concreto ou FRP) exterior ao prédio;

painel (rack) de selagem do compressor com suas interligações a ser instalado ao lado do compressor;

unidade booster de selagem do compressor a ser instalada juntamente ao compressor;

tanque elevado de óleo do compressor suportado nas vigas do prédio com suas interligações;

painel de controle para o compressor a ser instalado na casa de controle com as respectivas interligações;

Painel dos inversores de freqüência dos motores dos air coolers e de partida da turbina e painel de C.C. para acionamento da bomba de óleo backup da turbina com as respectivas interligações a serem instalados na sala dos CCMs.

A fim de evitar que a temperatura de saída da Estação de Compressão exceda a temperatura de projeto do Gasoduto, será instalado um resfriador a ar para o terceiro turbocompressor (air cooler).

2. Sistema de Descarga de Emergência

Será adicionado ao sistema de descarga 1 (um) header de 10", o qual será interligado à nova unidade de compressão. Para esse header serão direcionados os fluxos dos seguintes subsistemas:

despressurização do compressor C através das válvulas XV-015C e XV-016C;

vent da câmara do selo do lado da sucção e descarga do compressor;

descarga do disco de ruptura de proteção contra alta pressão na câmara do selo do lado da sucção e descarga do compressor;

ventagem e drenagem manual da carcaça do compressor;

descarga da válvula de segurança da descarga do booster do sistema de gás de selagem do compressor;

purga contínua para as chaminés efetuada via by-pass das válvulas XV-015;

vent de alimentação de gás e ar da turbina TS-C-001C.

Ao novo header de 10" será interligada uma nova chaminé com 25 metros de altura e que será equipada com selo dinâmico no topo e sistema automático de adição de CO2 para abafamento de chama.

3. Interconexões com o Gasoduto

Não haverá alteração devido à instalação do terceiro turbocompressor.

4. Sistemas de Utilidades

4.1. Gás Combustível

O gás combustível para o novo turbocompresor será alimentado por uma derivação da linha de saída do scrubber.

4.2. Gás para Instrumento

As válvulas de blow-down e shut-down usarão o gás natural como o fluido de atuação, sendo o gás fornecido pela tubulação principal de gás (gás de alta pressão). Os respectivos atuadores deverão, portanto, ser projetados para gás natural a pressão manométrica igual a 100 kgf/cm².

4.3. Ar Comprimido

Será instalado 1 (um) compressor de ar do tipo parafuso com capacidade de 647 Nm³/h (normal metros cúbicos de ar por hora).

4.4. Água de Serviço e Potável

Não haverá alteração devido à instalação do terceiro turbocompressor.

4.5. Drenagem Pluvial

Não haverá alteração devido à instalação do terceiro turbocompressor.

4.6. Drenagem de Óleo

Para coletar o óleo do terceiro turbocompressor, será utilizada a mesma área limitada para a drenagem e vazamentos, drenando para um único tanque enterrado com volume útil de 12 m³.

Será utilizado o mesmo separador de água e óleo para coleta das águas oleosas provenientes do sistema de ar comprimido.

4.7. Sistema de Proteção Contra Incêndio

Não haverá alteração devido à instalação do terceiro turbocompressor.

4.8. Supervisão e Controle

A supervisão e o controle da Estação de Compressão são executados pela Estação Local de Operação e Supervisão (ELOS) que se comunica com os PLCs de Utilidades e dos turbocompressores. A ELOS funciona em regime contínuo, 24 h/dia, 7 dias por semana, sendo todos seus componentes adequados para esse funcionamento ininterrupto.

A ELOS opera em comunicação de dados constante com a Central de Supervisão e Controle (CSC) do Gasoduto Bolívia-Brasil, localizada no Rio de Janeiro.

4.9. Sistema de Backup

Será instalado sistema de backup (UPS) para três horas da operação.

5. Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA)

Não haverá alteração devido à instalação do terceiro turbocompressor. O sistema existente está de acordo com a norma NBR 5419.

Normas

As principais normas a serem utilizadas no projeto para a instalação do terceiro turbocompressor da Estação de Compressão de Paulínia são:

API-Std 617 - Centrifugal Compressor for Petroleum, Chemical and Gas Service Industries;

API-RP-521 - Guide for Pressure-Relieving and Depressurizing Systems;

API-RP-500 - Recommended Practice for Classification of Areas for Electrical Installations;

ASME B-31.3 - Chemical Plants & Petroleum Refinery Piping;

ASME B-31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping;

NBR-5418 - Instalações Elétricas em Atmosferas Explosivas;

NBR-9518 - Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas;

NBR-5419 - Proteção de Estruturas Contra Descargas Atmosféricas;

Std 616 - Gas Turbine for Refinery Services;

Std 6D - Pipeline Valves;

RP-526 - Flanged Safety-Relief Valves.

Meio Ambiente

Licença de Instalação nº 593/2009, de 4 de março de 2009, concedida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA em nome da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, com validade até 4 de março de 2011.

Cronograma de execução