indice capitulo i. - sinat

INDICE CAPITULO I.

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL ..............................................................1

I.1 Proyecto.............................................................................................. 1

I.1.1 Nombre del proyecto..................................................................... 1

I.1.2 Ubicación del proyecto.................................................................. 1

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto ................................................... 2

I.1.4 Presentación de la documentación legal ...................................... 3

I.2 Promovente ........................................................................................ 3

I.2.1 Nombre o razón social .................................................................. 3

I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente...................... 3

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal ....................................... 3

I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal ................. 4

I.3 Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental4

I.3.1 Nombre o razón Social ................................................................. 4

I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP ................................. 4

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio ................................ 4

I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio .............................. 5

MIA Particular Sector Petrolero “Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y

ULSG 2, Servicios Auxiliares y su Integración” Refinería “ Ing. Héctor R. Lara Sosa”

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I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

I.1 Proyecto

Dentro de los planes de desarrollo de Pemex-Refinación está contemplada la

producción de gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que se elabora el

presente estudio, para evaluar los impactos ambientales que podrían presentarse

por la construcción y operación de dos nuevas Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No. 1 y 2 (ULSG 1 y ULSG 2), para procesar 42,500 bpd de

carga para la planta No. 1 y 20,000 bpd para la planta No. 2.

La planta No. 1 recibe un flujo constituido por una mezcla de gasolinas

provenientes de la planta catalítica No. 1 sin tratamiento y tanques de

almacenamiento con la finalidad de producir gasolina con 10 ppm de azufre. La

planta No. 2 recibe una carga constituida por una mezcla de gasolinas

provenientes de la planta catalítica No. 2 sin tratamiento y tanques de

almacenamiento, para producir gasolina con 10 ppm. de azufre. (Se anexa carta

topográfica 1:50:000 anexo 1)

I.1.1 Nombre del proyecto

Plantas Desulfuradoras de Gasolina catalítica No. 1 y No. 2 (ULSG 1 y ULSG 2),

Servicios Auxiliares y su Integración.

I.1.2 Ubicación del proyecto

Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No. 1 y 2 serán construidas

dentro del predio de la refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, localizada en el estado

de Nuevo León, en el municipio de Cadereyta de Jiménez a 42 Kilómetros de la



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Ciudad de Monterrey, N.L., en las coordenadas geográficas 25° 35´ 16.04” de

latitud norte y a los 99° 56´ 27.17 de longitud oeste (ver anexo 2 Plot plan de la

Refinería donde se indica la ubicación de las plantas desulfuradoras). Las

instalaciones de la refinería ocupan un área de 489.5 Ha (4,895,000 m2 )

Localización de la planta catalítica No. 1 dentro de la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa

Norte Colindando con el edificio del laboratorio central

Sur Con el Tanque de almacenamiento TV- 135

Este La planta Catalítica No. 2

Oeste Los tanques de almacenamiento TV- 125; TV-126; TV-127

Localización de la planta catalítica no. 2 dentro de la Refinería Héctor R. Lara Sosa

Norte Colindando con el edificio de ingeniería civil y de ingeniería del transporte

Sur Colindando con la Unidad 2 y la unidad MTBE

Este Colindando con la torre de enfriamiento CT-201

Oeste Colindando con la Planta Catalítica no. 2

Se anexa una carta topográfica 1:50,000 San Juan G14C27 editada por el Instituto

Nacional de Geografía e Informática (INEGI), en el cual se aprecia la ubicación de

la Refinería Ing. Héctor Lara Sosa (anexo 1)

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto

La vida útil del proyecto esta calculada para 20 años, aunque puede ampliarse en

función a las características de su operación y mantenimiento.



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I.1.4 Presentación de la documentación legal

En el anexo No. 3, se presenta copia del acta constitutiva de la empresa (Decreto

de la expropiación de la industria petrolera, publicada en el Diario Oficial de la

Federación de fecha jueves 16 de julio de 1992.

I.2 Promovente

I.2.1 Nombre o razón social

PEMEX-Refinación, Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa (en el anexo 3 se presenta

el acta constitutiva de la empresa).

I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente

PRE-920716-3T7.

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal

Datos del representante legal

Nombre:

Cargo:

CURP:

RFC:

En el anexo 4 Se presenta la documentación que acredita la personalidad del Representante legal.

Protección de datos personales LFTAIPGProtección de datos personales LFTAIPG




Página 4

I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal

Dirección del representante legal

Calle:

Colonia:

Delegación:

C.P.

Ciudad:

Teléfono:

Fax:

Correo electrónico

I.3 Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental

I.3.1 Nombre o razón Social

Universidad Autónoma de Nuevo León

I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP

UAN691126MK2

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio

Datos del Responsable Técnico del estudio

Nombre:

CURP:

RFC:

Cédula Profesional No.

La copia de los documentos que acreditan la personalidad del responsable técnico

se puede consultar en el anexo 5

Protección de datos personales LFTAIPG



Protección de datos personales LFTAIPGProtección de datos personales LFTAIPGProtección de datos personales LFTAIPGProtección de datos personales LFTAIPG




Página 5

I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio

Dirección del responsable técnico.

Calle

Colonia:

Municipio:

C.P.

Ciudad:

Teléfono:

Fax:

Correo electrónico:



INDICE CAPITULO II

II DESCRIPCION DEL PROYECTO................................................................... 6

II.1 Información General del proyecto ..................................................... 6

II.1.1 Naturaleza del proyecto ................................................................. 6

II.1.2 Selección del sitio .......................................................................... 7

II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización................... 8

II.1.4 Inversión requerida ...................................................................... 11

II.1.5 Dimensiones del proyecto............................................................ 11

II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en

sus colindancias......................................................................................... 12

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos ...... 16

II.2 Características particulares del proyecto....................................... 18

II.2.1 Programa general de trabajo ....................................................... 19

II.2.2 Preparación del sitio .................................................................... 19

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto. .. 28

II.2.4 Etapa de construcción ................................................................. 29

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento........................................... 32

II.2.6 Descripción de las obras asociadas al proyecto .......................... 55

II.2.7 Etapa de abandono del sitio ........................................................ 66

II.2.8 Utilización de explosivos.............................................................. 66

II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y

emisiones a la atmósfera. .......................................................................... 67

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos ........... 90



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II DESCRIPCION DEL PROYECTO

II.1 Información General del proyecto

II.1.1 Naturaleza del proyecto

El proceso consiste en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y

nitrógeno, así como las Diolefinas y Olefinas presentes en la corriente de

alimentación, con un posterior fraccionamiento y tratamiento de los productos y

subproductos.

Dentro de las instalaciones de la planta se contará con una Sección de

Endulzamiento con Amina donde el Gas de Recirculación y el Gas Combustible

son endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de H2S.

Las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y 2 tienen la función

de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm peso) y

demás especificaciones como producto final, utilizando como carga una mezcla de

gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No. 1 y 2 y tanques de

almacenamiento respectivamente sin tratamiento.

Las plantas han sido diseñadas para procesar estas corrientes cuando provengan

de almacenamiento y/o directamente de las plantas catalíticas.

Para cumplir con la normatividad ambiental, la gasolina desulfurada de la planta se

enviará al “pool” de gasolinas con un máximo de 10 ppm en peso de azufre.

La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y

subproductos como Gas Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.



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II.1.1.1 Factor de servicio

La planta deberá operar 36 meses (mínimo) en forma continua, es decir la planta

en operación normal deberá funcionar durante periodos de 36 meses como

mínimo entre periodos de reparaciones generales.

De acuerdo a las características generales del proyecto descritas, se puede

determinar que el proyecto traerá como consecuencia un beneficio ambiental a

nivel regional, al reducir considerablemente la cantidad de azufre contenida en las

gasolinas. Así mismo el proyecto se integrará a los procesos actuales de la

Refinería dentro de las instalaciones de la misma, por lo que no se dañarán

ecosistemas frágiles o susceptibles de protección.

II.1.2 Selección del sitio

Para determinar la mejor ubicación para el desarrollo de este proyecto se tomaron

en cuenta las siguientes consideraciones:

• Disponibilidad de espacio dentro de la refinería

• Accesibilidad del sitio

• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las

necesidades operacionales del proceso, entre otros

• Cercanía con los procesos que generan la alimentación de las plantas

desulfuradoras

• Menor impacto ecológico

Por otro lado, debido a que este proyecto será parte integral del proceso de la

refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, no se consideraron otras alternativas de

selección del sitio fuera de los límites de la misma.



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II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización

Las plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas como ya se hizo mención

anteriormente se ubicarán dentro de la refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, en el

municipio de Cadereyta de Jiménez, estado de Nuevo León, el municipio de

Cadereyta se ubica en el centro del Estado de Nuevo León, colindando al norte

con los Municipios de Juárez y Pesquería, al sur con los municipios de Allende,

Montemorelos y General Terán, al este con los municipios de General Terán y Los

Ramones y al oeste con Juárez e Hidalgo.

Localización del Municipio de Cadereyta Jiménez.



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Las coordenadas geográficas del Municipio son las siguientes.

Coordenadas Geográficas del Municipio de Cadereyta Jiménez

Coordenadas

25° 36´ Latitud Norte 100° 00´ Longitud Oeste

Ubicación de la Ciudad de Cadereyta de Jiménez, N.L.



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La extensión territorial del Municipio de Cadereyta es de 1004.4 Km2, con una

altitud promedio de 390 m.s.n.m, el Municipio cuenta con una población de 73,746

personas, de acuerdo a los resultados que presentó el II Conteo de Población y

Vivienda para el 2005, cabe destacar que el municipio cuenta con una influencia

importante de población flotante provocado por la generación de empleos directos

e indirectos de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, de PEMEX Refinación.

La Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, se encuentra ubicada al este de la Ciudad

de Cadereyta aproximadamente a 3 Km., en el Km. 36 sobre la carretera federal

No. 40, Monterrey - Reynosa.

II.1.3.1 Localización de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas 1 y 2 dentro de la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa.

Dentro de la refinería las plantas se construirán al poniente y al oriente en

referencia con la planta catalítica No. 2 ya que esta quedará en medio de las

plantas desulfuradoras de gasolina catalítica (ULSG 1 y ULSG 2), por su parte la

planta desulfuradora No. 1 colindará al norte con el edificio de laboratorio central,

al sur con el tanque de almacenamiento TV-135, al oriente con la planta catalítica

No. 2 y al poniente con los tanques de almacenamiento TV-125; TV-126; y TV-127

La planta desulfuradora No. 2 tendrá colindando al norte el edificio de ingeniería

civil y de ingeniería del transporte, al sur colindando con la unidad 2 y la unidad

MTBE, al oriente colindando con la torre de enfriamiento CT-201 y al poniente con

la planta catalítica No. 2

En la siguiente figura se muestra la ubicación de las plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica ULSG 1 y ULSG 2.



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Ubicación de las plantas ULSG 1 y 2 Ubicación de las plantas ULSG 1 y 2 Ubicación de las plantas ULSG 1 y 2

Vista aérea de la Refinería

II.1.4 Inversión requerida

La inversión estimada es de US$184.18 millones de dólares por cada planta

desulfuradora, lo que corresponde a $1,989.16 millones de pesos m.n.

Como parte de los montos de inversiones calculadas para el proyecto se

encuentran los rubros de protección ambiental y medidas de mitigación ambiental

en una partida presupuestal determinada para este fin.

II.1.5 Dimensiones del proyecto

La superficie total de la refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa es de 489.5 Hectáreas

(4,895,000 m2).

La superficie que ocuparán las plantas desulfuradoras, están considerados al

límite de batería y son las que se indican en la siguiente tabla:



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Superficie a ocupar por las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2

Concepto Superficie Planta desulfuradora de gasolina catalítica ULSG 1 y 2

29,931 m2

Datos obtenidos del plano No. E-002 “Ingeniería, procura y construcción de las plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica 1 y 2, instalaciones complementarias y su integración, para la refinería Ing. Héctor R. Lara

Sosa, en Cadereyta de Jiménez, N.L. “PLANO CONCEPTUAL DEL ARREGLO GENERAL DE

LOCALIZACION AREA DE PLANTAS ULSG 1 Y 2” Plano elaborado por PEMEX refinación, de fecha Febrero

de 2008 y No. de revisión 0.

II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en

sus colindancias

II.1.6.1 Uso de Suelo

El uso actual de la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa es industrial por lo que

debido a que las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG 1 y 2 se

encontrarán ubicadas dentro de las instalaciones de la refinería se considera que

la construcción de este proyecto es compatible en términos de uso de suelo ya

que los terrenos en los que se ubicarán ambas plantas se encuentran incluidos

dentro del permiso de uso de suelo.

II.1.6.2 Usos de los cuerpos de agua en las colindancias del sitio del

proyecto

II.1.6.2.1 Sistema hidrológico de la región de Cadereyta de Jiménez

En el sistema hidrológico regional al cual pertenece la refinería Ing. Héctor R. Lara

Sosa, se cuenta con algunos ríos y arroyos del cual se aprovechan aguas

superficiales del Río Ramos, el cual abastece de 200 lts/seg de agua a la refinería,

los cuerpos de agua en mención son los que se indican a continuación:



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• Al norte se encuentra el Arroyo el “Ayancual” el cual se localiza a

aproximadamente 11 kilómetros de la Refinería.

• Al sur se localizan el “Río santa Catarina” y el “Río San Juan”, el primero

se localiza a una distancia aproximada de 2 Km. y el segundo a una

distancia de 7 km.

• El “Río Ramos” se localiza a su vez al sur de la refinería y se encuentra a

una distancia aproximada de 10 kms.

En referencia a los cuerpos de agua en las colindancias de la refinería se

encuentra el cuerpo de agua del tipo jagüey denominado “Los Monfort”, el cual se

localiza a aproximadamente 12 kilómetros de la refinería hacia el norte y por otra

parte se encuentra el bordo denominado “El Dieciséis” que se encuentra al oeste a

15 kilómetros de la refinería. Es importante denominar que los cuerpos de agua

descritos anteriormente son para uso doméstico y pecuario por lo que no se tiene

un volumen importante de almacenamiento de agua y no son fuente de suministro

de agua para las instalaciones de la refinería.

El área de estudio se localiza en la región hidrológica RH-24 (Bravo-Conchos), en

la cuenca del Río Bravo-San Juan y en la subcuenca Región Monterrey. Las áreas

de los cuerpos de agua de los ríos y arroyos antes mencionados se muestran en

la siguiente tabla:



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Áreas de los cuerpos de agua colindantes al área de estudio

Ríos Cuenca Km2 Volumen medio anual en millones de metros

cúbicos

Gasto medio anual m3/seg

Santa Catarina 1,871 103.231 3.27 San Juan 3,593 391.255 10.1 Ramos 246 67.794 2.15 Total 5,710 562.280

Los Ríos enunciados, son de carácter permanente

Los cuerpos de agua que son de carácter intermitente son los que se enuncian a

continuación: Cuerpos de agua de carácter intermitente cercanos al área de estudio

Ubicación Cuerpo de agua Carácter Al Norte Benavides El Salitre Al Sur El Sabinito El Indito Los Álamos

Intermitente

Santa Isabel El Ebanal El Arroyo Verde

Intermitente

II.1.6.2.2 Usos de los cuerpos de agua que se encuentran dentro de la zona del

proyecto.

Dentro de la refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa no se cuenta con cuerpos de

agua, el agua que se requiere para la operación normal de la Refinería es

abastecida por pozos profundos, mediante título de concesión No.

2NVL103150/24FMGR97 (El cual se puede consultar en el anexo 6),

En referencia a la extracción de agua de pozos de abastecimiento profundo se

establece en el título de concesión que se otorga la autorización a la refinería



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para extraer un volumen anual de 2, 577,096 m3 anuales mediante la concesión

de 13 pozos de extracción los cuales tienen las siguientes características:

Características y ubicaciones de los pozos de extracción de agua que abastecen a la refinería.

Coordenadas Geográficas Localidad Latitud Longitud

Volumen de extracción autorizados m3/año

Papagayos 25°51’15” 99°52’31” 1,103,760 Papagayos 25°51’35 99°52’46” 1,103,760 Papagayos 25°52’04” 99°52’52” 0.00 Papagayos 25°46’18” 100°10’06” 0.00 Papagayos 25°51’12” 99°52’09” 0.00 Ex Hacienda Santa Fe 25°34’50” 99°57’44” 259,200 El Ranchito 26°02’12” 100°06’58” 0.00 Rancho La Paloma 26°02’32” 100°07’21” 0.00 La Leona 26°03’07” 100°07’27” 0.00 Rancho El Recreo 26°02’54” 100°07’25” 0.00 La Leona 26°02’33” 100°07’20” 0.00 Rancho La Paloma 2603’29”° 100°07’49” 0.00 Ex Ejido Cadereyta de Jiménez 25°35’00” 100°00’17” 110,376 Total 2,577,096

En referencia al aprovechamiento de aguas superficiales se cuenta con un

convenio firmado entre PEMEX Refinación y los integrantes del Ejido “Rancho

Viejo”, este convenio indica que los ejidatarios están conformes en entregar a la

refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa un volumen de agua de 200 lts/seg. a cambio

de las indemnizaciones acordadas entre ambas partes en compensación del

equivalente a los cultivos que se dejan de irrigar, dicho convenio fue firmado con

fecha 11 de junio de 1984 (se anexa convenio de suministro de agua, en el

anexo 6).



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Por otra parte es muy significativo señalar que un aporte importante de agua a la

refinería Ing. Héctor Lara Sosa proviene del sistema de tratamiento de aguas

residuales denominado sistema “San Rafael”, de acuerdo a los reportes de la

Cedula de Operación Anual presentados en el año 2006, este sistema

representa un 74% del aporte de agua a los sistemas de proceso de la refinería,

con lo que se evita el uso excesivo de agua proveniente de pozos.

En el balance de agua reportado en la Cedula de Operación Anual (COA) 2006,

se indicaron que los volúmenes de aprovechamiento de agua son los siguientes: Reporte de aprovechamiento de agua para el año 2006, en la Cedula de Operación Anual.

Aprovechamiento anual Numero de título de concesión o asignación

Región Hidrológica Cantidad Unidad

San Rafael N/A 7,786,729 m3 Convenio Ejidatarios Río Ramos 24 1,636,390 m3 2NVL103150/24FMGR97 24 788,459 m3 Pozos Subalveos 2NVL103150/24FMGR97

24 216,080 m3

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos

II.1.7.1 Infraestructura Carretera

La Refinería de Cadereyta se encuentra comunicada mediante la Carretera

Federal No. 40, la cual corre desde la Ciudad de Monterrey a la Ciudad de

Reynosa, adicionalmente y por la cercanía con la Ciudad de Monterrey N.L. se

cuenta también con una carretera de cuota que corre desde la Ciudad de

Monterrey y cuenta con un entronque a la Ciudad de Cadereyta. (en el anexo 1

carta topográfica se pueden observar las vías de comunicación al sitio del

proyecto).



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II.1.7.2 Infraestructura ferroviaria

La refinería de Cadereyta cuenta también con acceso ferroviario que comunica a

la Ciudad de Monterrey con la instalación industrial, se cuenta con una estación

“Benito Juárez” y cuenta con una estación dentro de la Refinería en la que se

hacen labores de carga y descarga. Históricamente la infraestructura ferroviaria

tuvo un fuerte desarrollo a mediados del siglo pasado y no se han tenido nuevas

estructuras ferroviarias por lo que la comunicación en este rubro permanece con

vías sencillas.

II.1.7.3 Infraestructura aérea

Por la cercanía de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, con la Ciudad de

Monterrey no se dan vuelos comerciales a la Ciudad de Cadereyta de Jiménez, sin

embargo se cuenta con un aeropuerto en el poblado de San Juan de los Garza, el

cual recibe vuelos de corto alcance y equipos de bajo peso, por otra parte la

Ciudad de Monterrey cuenta con el aeropuerto internacional “Mariano Escobedo”

en el Municipio de Apodaca N.L, el cual cuenta con dos pistas principales la

primera de concreto de 3,000 metros de longitud y la segunda de asfalto de 1,801

metros de longitud., el aeropuerto Mariano Escobedo cuenta con una afluencia al

año de cerca de los 4 millones de pasajeros y en promedio realiza 32 operaciones

por hora.

II.1.7.4 Sector comunicaciones.

En el sector de las comunicaciones la refinería de Cadereyta cuenta con toda la

infraestructura necesaria en ese sentido ya que se cuenta con sistemas de

telecomunicación vía satelital y por cable, la refinería cuenta con extensiones

telefónicas y servicio de Internet, por su parte cuenta con red de microondas de

larga distancia, cercano a la refinería se cuenta con estaciones repetidoras de



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radio y televisión y con servicios integrados de comunicación. Debido a la

complejidad de los procesos que se realizan dentro de las instalaciones de la

refinería esta debe de contar con todo el sistema de comunicación adecuado para

prevención de contingencias, comunicación adecuada para la operación, entre

otras cosas se cuenta con sistemas de radio comunicación interna. Debido a lo

anteriormente expuesto los sistemas de comunicación de la refinería son sistemas

completos.

II.2 Características particulares del proyecto

El proyecto consiste en la construcción de dos nuevas plantas desulfuradoras de

Gasolina Catalítica No. 1 y 2 (Ultra Low Sulphur Gasoline) dentro de la Refinería

Ing. Héctor R. Lara Sosa, en la Ciudad de Cadereyta de Jiménez, Nuevo León,

con la finalidad de producir gasolina de bajo azufre (10 ppm en peso), con ello se

pretende dar cabal cumplimiento a lo establecido en la Norma Oficial Mexicana

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero de 2006 en

el Diario Oficial de la Federación, en el que se especifica que se requieren

gasolinas con niveles bajos de azufre para las áreas metropolitanas de las

ciudades de México, Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008 y para el

resto de país a partir de enero de 2009.

Esta norma oficial mexicana establece las características y condiciones que deben

cumplir tanto las gasolinas, diesel y turbosinas para reducir los contenidos en este

caso de azufre, por lo que la ingeniería y el diseño que actualmente se desarrolla

permitirá producir gasolinas con bajo contenido de azufre (10 ppm en peso), lo que

da cumplimiento cabal a la norma en referencia.



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II.2.1 Programa general de trabajo

El programa de obras y actividades así como de los trabajos de construcción,

pruebas y puesta en operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas ULSG

1 y 2 se presentan el anexo 7.

II.2.2 Preparación del sitio

Deberán tomarse en cuenta las características mencionadas en la siguiente tabla

para el diseño de equipos y selección de materiales para la construcción de las

plantas. Características a considerar en el diseño

Concepto Características. 1.- Elevación: 327 Metros sobre el nivel del mar para nuevas áreas. 2.- Diseño por Viento:

Dirección vientos reinantes Suroeste a Noroeste Vientos Dominantes Noroeste a Sureste Velocidad máxima de los vientos dominantes 150Km/hr Velocidad Máxima promedio 107 km/hr

3.- Diseño Sísmico: Con base en el Manual de Diseño de Obras Civiles de la CFE, el sitio se ubica en la zona de peligro sísmico A, y de acuerdo con los resultados de campo y las velocidades de onda cortante definidas en el ensaye de Down Hole, el terreno se puede clasificar del tipo III. (ver anexo 8)

4.- Temperatura: Temperatura Ambiente: Máxima Mínima Diseño por aire frío:

Prom. anual 27.9 °C (Bulbo seco), 20.8 (Bulbo húmedo) 39°C (Bulbo seco), 28°C (Bulbo húmedo) 5° (Bulbo seco); 5°C (Bulbo húmedo) 40°C.(Bulbo seco)

5.- Humedad Relativa: Min. 34 / Máx. 100% 6.- Precipitación Pluvial: Max. en 1 hr: Máx. En 24 hr: Promedio anual:

195.6 mm. 151.8 mm. 11.5 mm.

7.- Condiciones Inusuales: Polvaredas y Granizadas 8.- Contaminantes: SOx, NOx y H2S, Atmósfera Corrosiva 9.- Presión promedio: 738 mm Hg.(14.27 psia)



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Como parte de las actividades de preparación del sitio, se llevó a cabo un estudio

Geotécnico elaborado por la CFE. (Anexo 8)

El área asignada para el desarrollo del proyecto, estará sujeta a una etapa de

exploración, limpieza del terreno, cortes, excavación, nivelación y rellenos para la

realización de obras de cimentación de los equipos que lo requieran así como el

compactado, nivelación y pavimentación.

II.2.2.1 Exploración

Como parte de los trabajos que se han desarrollado para la preparación del sitio y

diseño del proyecto, PEMEX Refinación elaboró a través de la Comisión Federal

de Electricidad un estudio Geotécnico, con la finalidad de examinar, identificar y

clasificar los suelos que se extraen en perforaciones realizadas para el análisis de

las características geofísicas del suelo. Este estudio se presenta en al anexo 8.

II.2.2.2 Limpieza del terreno

En la etapa se llevará a cabo el desmonte y despalme del terreno donde se

ubicaran las ULSG 1 y ULSG 2, removiendo aproximadamente 60 individuos tipo

arbustivo (acacias y ficus sp) de corta edad, por otra parte se cuenta con

aproximadamente 10 fresnos de corta edad también, cabe destacar que estos

individuos fueron recientemente plantados en los terrenos en los que se llevarán a

cabo las obras (Estos individuos se pueden observar en el anexo fotográfico No.

9).

En la etapa de limpieza y despalme del terreno el encargado del proyecto, se

asegurará que el terreno se encuentre libre de rocas, raíces y o cualquier otro

objeto que pueda encontrarse en el mismo y que pueda provocar desniveles en el

propio terreno, el suelo debe estar libre de impurezas y basura, este suelo se

conservará limpio para rellenos futuros que sean requeridos.



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El material que no sea susceptible de aprovecharse posteriormente para los

rellenos se cargará y transportará a los sitios adecuados y acordados por el

contratista y Petróleos Mexicanos y con autorización de las autoridades

competentes a los sitios de disposición, cuidando que en su transporte se impida

la contaminación del entorno debido a la dispersión de partículas.

En materia de seguridad para los trabajadores, se cuidará que durante los

trabajos de limpieza del terreno se cuente con sistemas de acordonamiento y

señalamientos adecuados, luces de advertencia y todos aquellos medios que

garanticen la protección tanto de los trabajadores que se encuentran realizando

las labores de limpieza como del personal que esté laborando en las colindancias

del propio terreno.

II.2.2.3 Escarificación y compactación del terreno

Al finalizar los trabajos de limpieza de terreno de procede a realizar la

escarificación que se refiere a la disgregación de la superficie del terreno y su

posterior compactación a efectos de homogeneizar la superficie de apoyo,

cumpliendo con las características prefijadas para el desarrollo de la obra, una vez

realizado este trabajo se procede a la compactación del terreno que deberá

hacerse a un 90% de su peso volumétrico seco máximo de prueba AASHTO

(American Association of State Highway and Transportation Officials) de acuerdo a

las especificaciones de CFE, Manual de Diseño y Obra Civil de la Comisión

Federal de Electricidad de 1993, para la construcción en instalaciones de

PEMEX-Refinación.



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II.2.2.4 Cortes

Los cortes son excavaciones que se realizan para la conformación deseada del

terreno a fin de recibir la futura estructura y con objeto de preparar y formar la

sección de la obra, en el caso de los trabajos de cortes y aun posterior a las

labores de limpieza y compactación del terreno se deberá verificar que no se

cuente con rocas sueltas, raíces y/o algún otro material que impida que se tenga

una consolidación adecuada del suelo.

En el caso de cortes, se empleará un procedimiento sencillo para estimar la altura

máxima que puede tener un corte vertical de material cohesivo, sin soporte y sin

derrumbe, considerando el caso más desfavorable, con una cohesión de 20kPa y

un peso volumétrico de 19kN/m3, por lo que la altura crítica del corte vertical

estable, sin soporte es de 4 m. Para un factor de seguridad de 2, la altura crítica

del corte vertical es de 2m, por lo que se recomienda en caso de cortes

temporales no más de 2m de altura, éstos se podrán realizar con paredes

verticales, sin embargo, si la altura será mayor y hasta 5 m de altura, deberá

considerarse un talud 0,25:1.

Para el caso de cortes permanentes de altura menor a 5m, éstos deberán

realizarse respetando taludes de 0,5:1 y colocando una protección contra

intemperismo a base de zampeado de concreto. Para este proyecto no será

necesaria la construcción de estructuras de retención.

II.2.2.5 Relleno y nivelación del terreno

Para los rellenos compactados se deberá utilizar un material tal que cumpla con

las condiciones para material sub-base, presentadas en la siguiente tabla y se

compactará al 100% de su peso volumétrico seco máximo determinado por la

prueba Proctor Estándar o Proctor Modificada. Esto se justifica por la importancia



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de las estructuras, a su vez, se intenta que los terraplenes que servirán como

apoyo de las estructuras ligeras sean construidos de manera adecuada para así

evitar asentamientos indeseables. El porcentaje de compactación para este tipo de

terraplenes será del 100%. La compactación se realizará en capas de 20cm de

espesor máximo en estado suelto con el contenido de agua óptimo y con el

número de pasadas de la placa vibratoria, rodillo “paletero” o rodillo liso vibratorio,

necesarios para alcanzar el grado de compactación mencionado.

Valores de calidad para materiales sub-base y revestimiento

Características Calidad Deseable Adecuada Revestimiento

Granulometría: Zona granulométrica 1-2 1-3 1-3 Tamaño máximo (mm) 51 51 76 % finos (material < 0.074mm) 15 max 25 máx 10 min 20 max Límite líquido (Ll) (%) 25 max 30 max 40 max Índice plástico (IP) (%) 6 max 10max 15max Compactación (%) 100 min 100 min 95 min Equivalente de arena (%) 40 min 30 min - V.R.S.(%) (compact. Dinámica)

40 min 30 min 30 min

Desgaste de los ángeles (%) 40 max - -

II.2.2.6 Cimentaciones

De acuerdo al informe geotécnico elaborado por CFE (anexo 8), se recomiendan

las siguientes cimentaciones:

a) Las cimentaciones para las diferentes estructuras que compondrán las

plantas ULSG, y reductora de aminas así como la torre de enfriamiento

podrá ser de cualquiera de los tres tipo siguientes:



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• En la zona poniente: Losas o zapatas de concreto reforzado

garantizando que su desplante quede al menos 0.5m dentro de la unidad

2P de arcilla arenosa café. Para estas soluciones se tiene una capacidad

de carga admisible de 230kPa. Se considera que los asentamientos

para este tipo de solución serán únicamente de tipo inmediato y serán

despreciables.

• En la zona oriente (incluyendo la torre de enfriamiento): Losas o zapatas

de concreto reforzado garantizando que su desplante quede al menos

0.5m dentro de la unidad 3P de gravas y boleos empacados en arcilla

arenosa café. Para estas alternativas se tiene una capacidad de carga

admisible de 200kPa. Los asentamientos inmediatos no serán mayores a

3cm para las condiciones naturales de saturación.

• Pilas de fuste recto coladas insitu, desplantadas al menos a 11m de

profundidad, garantizando que el desplante quede al menos 0.5m por

debajo del nivel en que se detecte el inicio de la unidad 6P de lutita

masiva sana, dicho empotramiento es simplemente para garantizar el

apoyo de la cimentación en terreno resistente.

b) Las cimentaciones para los racks se recomiendan de la siguiente manera:

• Zapatas o losas desplantadas aproximadamente a 1.0m de profundidad

sobre material natural, garantizando que el desplante quede al menos

0.5m por debajo del nivel en que se detecte el inicio la unidad 2T de

arcilla arenosa café. Se tiene una capacidad de carga admisible de



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230kPa. Se considera que los asentamientos para este tipo de solución

serán únicamente de tipo inmediato y serán despreciables.

c) La definición final del tipo de cimentación a emplear dependerá de la

magnitud real de las cargas que transmitirán las estructuras, así como de

los asentamientos máximos permisibles.

d) En caso de requerirse rellenos, éstos deberán construirse con material tal

que cumpla con las condiciones y recomendaciones de compactación

establecidas en el informe presentado en el anexo 8, respetando taludes

0,5:1, o más tendidos y considerando una protección a base de una

zampeado de concreto. En el caso de cortes éstos se podrán realizar con

paredes verticales en caso de tener altura menor a 2m, si la altura será

mayor y hasta 5m, estos deberá realizarse respetando taludes 0,5:1 y

colocando una protección contra intemperismo a base de zampeado de

concreto.

Todas las recomendaciones derivadas del estudio geotécnico elaborado por la

Comisión Federal de Electricidad serán aplicadas para llevar a cabo la

cimentación de los siguientes equipos y estructuras:

• Bombas, compresores y maquinaria pesada. Suministrar coeficientes

dinámicos del suelo, como módulo de cizalladura (módulo de corte),

densidad del suelo, relación de vacíos (porosidad), relación de

amortiguación interna o de material, Dm y relación de Poisson a nivel de

diseño de estratos del suelo.

• Recipientes y tambores verticales y horizontales

• Sumideros por debajo del nivel del suelo



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• Racks de tuberías

• Estructuras varias

A continuación se describen las recomendaciones de cimentación derivadas del

estudio realizado por CFE (anexo 8).

II.2.2.6.1 Recomendaciones de diseño

• Para las zonas donde se ubicarán las plantas ULSG, las estructuras

importantes, sujetas a fuertes efectos de cargas accidentales y

susceptibles de asentamientos diferenciales, deberán cimentarse a base

de pilas de 11m de longitud mínima, empotradas 0.5m en la unidad 6P

• Las estructuras ligeras podrán cimentarse mediante zapatas o losas

II.2.2.6.2 Recomendaciones constructivas.

• La construcción de zapatas o losas se llevará a cabo excavando

estrictamente la cepa que las alojará, ajustándose a las dimensiones

especificadas, garantizando el empotramiento mínimo dentro del estrato

correspondiente

• Las excavaciones de las cepas para zapatas o losas podrán efectuarse

con cortes verticales

• La excavación se deberá realizar de manera ordenada, rápida y deberán

permanecer abiertas el menor tiempo posible (máximo una semana)

evitando que escurra agua hacia ellas.

• Terminadas la excavación se colocará una plantilla de concreto pobre de

f´c=10MPa (100kg/cm2) de 5 cm. de espesor en el fondo de las cepas,

con la finalidad de nivelar la superficie de desplante de las zapatas y/o



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losas y evitar el remoldeo del material de desplante, para posteriormente

armar y colar el elemento de cimentación.

• Una vez construidas las cimentaciones, se podrá utilizar como relleno el

material producto de la excavación (con excepción de la capa vegetal, de

los fragmentos de roca con tamaños mayores a 7.50 centímetros y de los

suelos finos con un contenido natural de agua mayor al 5% de su

contenido de agua óptimo), se compactará al 95% de su peso

volumétrico seco máximo determinado pro la prueba Proctor Estándar.

La compactación se realizará en capas de 20cm de espesor máximo en

estado suelto con el contenido de agua óptimo y con el número de

pasadas del equipo de compactación (bailarina o pisón), necesarios para

alcanzar el grado de compactación mencionado.

• La cimentación de una misma estructura deberá desplantarse sobre un

mismo material (con el fin de evitar asentamientos diferenciales), ya sea

natural o relleno compactado.

• Para las pilas, se deberán perforar las lumbreras estabilizado sus

paredes con ademe metálico recuperable para evitar caídos de material

hacia su interior.

• Durante cada perforación se verificará la verticalidad de las paredes.

• Se verificará que no haya ningún tipo de azolve en el fondo de la

perforación, así mismo se introducirá el armado con los aditamentos

necesarios para garantizar el recubrimiento mínimo.

• Con el fin de evitar reblandecimiento en las paredes de perforación, el

tiempo entre la excavación y colado será el mínimo posible (menor a 2

horas)



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• El colado se hará con Tubo Tremie, iniciando desde el fondo de la

excavación y verificando que en todo momento el tubo se encuentre

sumergido al menos 1m en concreto fresco.

• Se llevará registro de la construcción de las pilas, anotando

principalmente: la ubicación de la pila, fecha de colado, volumen de

concreto vaciado, verificación de verticalidad en intervalos regulares y

profundidad de desplante. El volumen de concreto utilizado deberá ser

mayor o igual al volumen teórico calculado.

• La separación mínima, centro a centro, entre pilas será de al menos tres

veces el diámetro de éstas, sin embargo, si la separación es menor a

tres veces el diámetro se revisará la capacidad de carga de pilotes en su

conjunto.

• Se efectuará una prueba de carga en pilas en cada zona de estudio para

corroborar la estimación teórica de la capacidad de carga y

asentamiento.

• Para el anillo perimetral, previo a la colocación del relleno se retirará el

material superficial indeseable.

• Se colocará un material controlado, rellenando hasta el nivel de

desplante definido.

• El material de relleno deberá satisfacer las características de material de

sub-base mostradas en la tabla anterior y las condiciones de

compactación mencionadas en el informe de CFE (anexo 8).

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto.

Las obras temporales necesarias para llevar a cabo la ejecución de la obra, serán

únicamente los mínimos indispensables para evitar en la medida de lo posible una



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contribución negativa al medio ambiente, dentro de estas actividades provisionales

se encuentra la instalación de casetas, almacenaje de los residuos propios de la

obra (botes, cascajo, madera, metales etc.), sanitarios, depósitos de agua y

generadores de energía. Además estos servicios temporales serán desmantelados

y retirados por el contratista al término del proyecto.

Las obras provisionales que serán utilizadas durante las diferentes etapas que

conforman al proyecto estarán constituidas por el establecimiento de almacenes,

bodegas, talleres, oficinas móviles y cuartos para cambios de necesidades del

contratista y las cuales deberán de respetar todos los requerimientos de seguridad

y protección ambiental tanto de las regulaciones federales, estatales y municipales

así como las regulaciones de PEMEX refinación para los contratistas, estos

requerimientos se incluyen en el “Reglamento de seguridad para contratistas”

(DG-GPASI-SI-08200, anexo 10), las condiciones generales que establece el

reglamento en mención es que las instalaciones temporales que se establezcan

deberán estar cercadas e identificadas y contar con sus propios sanitarios

portátiles, contar con extintores y mantenerse limpia y ordenada durante el

desarrollo de las actividades de la obra, en referencia.

II.2.4 Etapa de construcción

II.2.4.1 Drenajes

Tras llevar a cabo los levantamientos en el sitio, se instalarán los drenajes los

cuales deberán ser segregados, se instalarán los drenajes requeridos para el

sistema de regeneración de amina, reacondicionamiento de casas de bombas y

calles de servicio; se hará la integración de los drenajes de las plantas



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desulfuradoras 1 y 2. Los drenajes serán diseñados conforme a la norma NRF-

140-PEMEX-2005, efectuando su conexión a colectores y cabezales respectivos.

II.2.4.1.1 Drenaje pluvial

Se instalarán las coladeras para el drenaje pluvial para lo cual se dará a pisos una

pendiente adecuada y suficiente para el desalojo de los escurrimientos. El diseño

se hará de acuerdo a la normatividad vigente considerando una velocidad mínima

de 0.6 m/seg y máxima de 3.5m/seg de conducción de líquido en los conductos.

El material de construcción de los drenajes pluviales será de tubería de concreto

armado e irá enterrada en todo su recorrido. El colchón mínimo que debe

considerarse sobre la tubería es de 60.0cm en áreas de proceso, 50cm fuera de

estas áreas y 90 cm en áreas de circulación de vehículos.

El contratista llevará a cabo la integración con los registros a límite de batería.

II.2.4.1.2 Drenaje aceitoso

El drenaje aceitoso de las plantas desulfuradoras No. 1 Y 2, será construido de

acuerdo al diseño establecido en función a la normatividad vigente y se integrará

al sistema de drenajes de la refinería.

II.2.4.1.3 Drenaje Químico y sanitario

El drenaje sanitario también será integrado al drenaje existente y el drenaje

químico será de tipo cerrado para confinar las purgas de los recipientes y equipos

que manejen químicos. El material para los drenajes químicos de tipo cáustico

debe ser de acero al carbón cédula 40. Para los drenajes ácidos el material de las

tuberías será seleccionado por el contratista dependiendo de las características

específicas del efluente esperado.



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II.2.4.2 Separador API

El Contratista suministrará, fabricará y montará un separador de aceite tipo API,

para la recolección por gravedad de los drenajes aceitosos, a fin de llevar a cabo

una preseparación del aceite contenido en los drenajes aceitosos de los equipos

instalados en las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y

ULSG-2), sus Unidades Regeneradoras de Aminas y sus instalaciones

complementarias. Consiste de una Fosa de Separación API construida debajo del

nivel de piso terminado y las redes de drenajes aceitosos de cada una de las

Unidades que se deben integrar a esta fosa API de cada una de las ULSG’s.

El aceite recuperado debe enviarse mediante un sistema de bombeo (normal y de

relevo), hacia el límite de batería de las Plantas, para interconectarse al cabezal

de aceite recuperado que va a tanques de Slop. Esto incluye las tuberías, válvulas

de retención, válvulas de bloqueo, accesorios e instrumentos necesarios para su

integración.

El agua recuperada debe enviarse por gravedad al límite de batería de las Plantas

para integrarla al drenaje aceitoso de proyecto para su integración al sistema de

tratamiento de efluentes de la refinería.

II.2.4.3 Pavimentos.

Los pavimentos que se colocarán en áreas de racks de tuberías serán diseñados

para cumplir con las especificaciones determinadas en el estudio geotécnico

elaborado por CFE. Adicionalmente deberán considerarse las propiedades índice

y mecánicas de os materiales que se encuentran en el sito, además del transito

diario promedio anual que transitarán en las vialidades proyectadas.



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II.2.4.4 Cimentaciones, edificios y estructuras

Todas las estructuras, edificios y cimentaciones que componen las plantas

desulfuradoras de gasolina catalítica no.1 y 2, serán de acuerdo al manual de

diseño de CFE (estructura del grupo A) para el diseño civil.

El diseño de las estructuras de concreto se hará de acuerdo a las

recomendaciones del ACI- 318-2005

El diseño de las estructuras de acero se hará conforme a las recomendaciones del

AISC 9ª edición, con el criterio de diseño por esfuerzos de trabajo.

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento

El proceso consiste en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y

nitrógeno, así como las Diolefinas y Olefinas presentes en la corriente de

alimentación, con un posterior fraccionamiento y tratamiento de los productos y

subproductos.

Dentro de las instalaciones de la planta se contará con una Sección de


son endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de H2S.

II.2.5.1 Función de la planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica

ULSG1

La planta tiene la función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de

azufre (10 ppm peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando

como carga la gasolina proveniente de la Planta Catalítica No. 1 sin tratamiento.

La planta debe ser diseñada para procesar estas corrientes cuando provengan de

almacenamiento y/o directamente de las plantas.





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La Planta producirá Gasolina Desulfurada y una corriente de Isoamilenos que

constituye la Carga a planta TAME (metil terbutil eter) y subproductos como Gas

Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.

• Factor de servicio La planta deberá operar 36 meses (mínimo) en forma continua.

• Rendimiento

El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada

cumpliendo con la especificación indicada, tomando en cuenta que el contenido

máximo de azufre en las corrientes de alimentación es el indicado en la tabla de

Propiedades Químicas, en tanto que el contenido máximo de azufre en la Gasolina

Desulfurada Producto será de 10 ppm, con una pérdida máxima de una unidad de

índice de octano.

Propiedades Químicas de la corriente de entrada a la ULSG-1

DESINTEGRACIÓN CATALITICA PROPIEDADES QUÍMICAS

PROPIEDAD MÉTODO DE ANÁLISIS

NAFTA LIGERA NAFTA PESADA

Azufre Total ppm ASTM-D-4294 1869 20208 Nitrógeno Total ASTM-D-4629 43 217 Nitrógeno Básico, ppm UOP-312 37 106 PIONA, % peso PARAFINAS 6.6 1.4 ISOPARAFINAS 33.6 3.9 OLEFINAS 22.1 18.9 NAFTÉNICOS 7.4 18.1 AROMÁTICOS 27.7 56.9 PESADOS 0.0 0.3 NO IDENTIFICADOS

ASTM-D6730

2.6 0.5 TOTAL 100.00 100.00



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II.2.5.1.1 Flexibilidad

La planta desulfuradora de gasolina catalítica No. 1, se diseñará para procesar

42,500 BPD de una mezcla de gasolinas provenientes de la planta catalítica FCC-

1, con una carga mínima de 25,500 BPD. La planta tendrá un 10% de

sobrediseño.

La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:

• A falla de electricidad.

• A falla de vapor.

• A falla de aire.

• A falla de agua de enfriamiento.

• Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.

La planta está diseñada para que, en caso de cualquier falla, tenga facilidad de

efectuar un paro programado de manera automática.

Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de

control y protecciones, los cuales deberán estar integrados en el sistema de

protección de la planta que permitirá conducir la operación a una condición

segura.

II.2.5.2 Función de la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica

ULSG2

La planta tiene la función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de

azufre (10 ppm peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando

como carga la gasolina proveniente de la Planta Catalítica No. 2 sin tratamiento.



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La planta debe ser diseñada para procesar estas corrientes cuando provengan de

almacenamiento y/o directamente de planta.



La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y


• Factor de Servicio

La planta deberá operar 36 meses (mínimo) en forma continua.

II.2.5.2.1 Rendimiento

El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada

cumpliendo con la especificación indicada, tomando en cuenta que el contenido

máximo de azufre en las corrientes de alimentación es el indicado en la tabla de

propiedades Químicas, en tanto que el contenido máximo de azufre en la Gasolina

Desulfurada Producto será de 10 ppm, con una pérdida máxima de una unidad de

índice de octano.

Propiedades Químicas de la corriente de entrada a la ULSG-2




Azufre Total ppm ASTM-D-4294 1869 20208 Nitrógeno Total ASTM-D-4629 43 217 Nitrógeno Básico, ppm UOP-312 37 106 PIONA, % peso PARAFINAS 6.6 1.4 ISOPARAFINAS 33.6 3.9 OLEFINAS 22.1 18.9 NAFTÉNICOS

ASTM-D6730

7.4 18.1



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AROMÁTICOS 27.7 56.9 PESADOS 0.0 0.3 NO IDENTIFICADOS 2.6 0.5 TOTAL 100.00 100.00

II.2.5.2.2 Flexibilidad

La planta se diseñará para procesar 20,000 BPD de una mezcla de gasolinas

provenientes de la planta catalítica FCC-2, con una carga mínima de 12,000 BPD.

La planta tendrá un 10% de sobrediseño.

La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:

• A falla de electricidad.

• A falla de vapor.

• A falla de aire.

• A falla de agua de enfriamiento.

Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.

La planta deberá ser diseñada para que automáticamente, en caso de cualquier

falla, tenga facilidad de efectuar un paro ordenado.

Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de

control y protecciones, lo cual deberá estar integrado en el sistema de protección

de la planta que permitirá conducir la operación a una condición segura.



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II.2.5.3 Descripción del proceso

Las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y ULSG 2, tienen la

función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm

peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando como carga una

mezcla de gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No.1 y 2 respectivamente,

sin tratamiento.

La capacidad de las plantas es de 42,500 y 20,000 Bls./día respectivamente.

Las plantas han sido diseñadas para procesar estas corrientes cuando provengan

de almacenamiento y/o directamente de las plantas catalíticas.

Para cumplir con la normatividad ambiental, la gasolina desulfurada de las plantas

se enviará al “pool” de gasolinas con un máximo de 10 ppm en peso de azufre.

Las Plantas producirán una corriente de Gasolina Desulfurada e ISO amilenos y


Dentro de las instalaciones de la refinería se cuenta con plantas de


son endulzados, el proyecto incluye la construcción quemador elevado que se

utilizara solamente en caso de emergencias, torre de agua de enfriamiento,

tanques de almacenamiento, turbogeneradores. Adicionalmente se utilizaran los

servicios de la propia refinería como son .vapor, aire de instrumentos y de planta,

sistema de drenajes, etc.



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II.2.5.4 Descripción del proceso ULSG1 y ULSG2

Las plantas se dividen en tres secciones:

• Sección CDHydro

• Sección CDHDS

• Sección del Reactor de Pulido.

La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar la nafta de craqueo

catalítico fluido (FCC) y reducir al mínimo la cantidad de saturación de olefinas.

La siguiente es una descripción del esquema de procesamiento, tal como se

muestra en los diagramas de flujo de proceso (DFP), presentados en el anexo 11.

II.2.5.4.1 Columna CDHydro

La columna CDHydro DA-3101/4101 consiste en 33 platos de válvulas, cuatro

platos de chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene

catalizador dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.

Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema

CDModule inferior realiza las reacciones de Tioeterificación. El sistema CDModule

superior realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva

de diolefinas tiene lugar en ambos sistemas CDModule. Un plato de chimenea y

un distribuidor de líquido de alta eficiencia están situados sobre cada CDModule.

Se coloca un plato de recolección de líquido de chimenea debajo del sistema

CDModule inferior para guiar el flujo de líquido al plato.



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La nafta ligera de FCC 1 / 2, que viene desde fuera de los límites de la unidad

(OSBL) se filtra a través de los filtros de alimentación de nafta (FD-3103/S y FD-

4103/S) y luego se envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-3101/

DA-4101) desde el tanque de compensación de alimentación de CDHydro (FA-

3101/FA-4101). La alimentación de nafta se calienta hasta el punto de burbujeo

contra el producto de burbujeo contra el producto de fondo del estabilizador de

nafta en los precalentadores de la alimentación del CDHydro (EA-3101A/B y EA-

4101 A/B). La nafta caliente se envía como alimentación al plato 13 de la columna

CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de reciclo de envían como alimentación por

encima del plato 21.

Representación gráfica del equipo DA-3101/4101, columna de CDHydro

El calor del rehervidor se obtiene a partir de dos fuentes. El vapor de tope de

CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-3104/EA-4104). El

producto de fondo de la columna CDHDS proporciona calor al rehervidor de

productos de fondo de CDHydros (EA-3103/EA-4104). El flujo de producto de

fondo de CDHDS a EA-3103/4103 se reposiciona mediante un controlador de



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temperatura en el plato Nº 26 de la columna CDHydro. El producto de fondo de la

columna CDHydro se bombea a la columna CDHDS (DA-3201/DA-4201). El

producto de fondo de la columna CDHydro está en control de flujo, reposicionado

por el controlador de nivel en la fosa de la columna CDHydro.

El vapor de tope de la columna CDHydro de condensa parcialmente y se enfría en

el condensador de CDHydro (EC-3101/EC-4101). El líquido condensado es

separado del vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-3102/FA-4102). El

vapor del tanque de reflujo se somete a enfriamiento posterior contra agua de

enfriamiento en el enfriador de ajuste de vapor de CDHydro (EA-3102/EA-4102).

El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor

restante es enviado al tanque separador del compresor de gas de reciclo de

CDHydro (FA-3104/FA-4104). El tanque separador extrae el líquido atrapado

antes de alimentar el vapor al compresos de gas de reciclo de CDHydro (GB-

3301/GB-4301) a través del controlador de presión en el tanque separador del

compresor de gas de reciclo de CDHydro. La bomba de reflujo de CDHydro (GA-

3102/S/GA-4102) bombea el reflujo al tope de la columna CDHydro, a través de

los filtros de reflujo de la columna CDHydro (FD-3101/S/FD-4101/S). El reflujo

está en control de flujo, reposicionado por el controlador de nivel en el tanque de

reflujo.

Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección

de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del

producto de destilado. El producto de destilado de CDHydro es extraído como

producto lateral de nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea situado

sobre los sistemas CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-



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3102/EC-4102) y el enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-3105/4105)

enfrían el destilado de CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El

producto de destilado está en control de flujo reposicionado por el “controlador de

reflujo interno” para asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas

CDModules. El controlado de reflujo interno calcula la tasa se extracción de

producto, utilizando la tasa de flujo de reflujo externo, temperaturas y calor latente

de evaporación. Se incluyen más detalles sobre el controlador de reflujo interno en

el Manual de Operaciones (SOM). El producto de LCN es enviado fuera de los

límites de la unidad (OSBL).

II.2.5.4.2 Sistema CDHDS

El objetivo del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en sulfuro

de hidrógeno en presencia de hidrógeno, al mismo tiempo que se reduce al

mínimo la saturación de olefinas.

II.2.5.4.3 Columna CDHDS

La columna CDHDS (DA-3201/DA-4201) contiene hasta ocho sistemas

CDModules con apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de

hidrodesulfuración dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de

CDTECH. Los sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación

e hidrodesulfuración simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la

saturación de olefinas. La sección superior de la columna tiene una temperatura

de reacción más baja que promueve la retención de olefinas. Sobre el CDModule

superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de alto

rendimiento a la transferencia de calor con el fin de elevar la temperatura de

líquido de reflujo, relativamente frío, a la temperatura de reacción.



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Un distribuidor de líquido de alta eficiencia está situado sobre el CDModule

superior, Sobre cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de

chimenea y un distribuidor de líquido de lata eficiencia para recolectar y redistribuir

el líquido del CDModule situado arriba. También se instala un plato de recolección

de líquido de chimenea debajo del CDModule inferior para guiar el flujo de líquido

a la fosa de la columna CDHDS.

El producto de fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de alimentación de

la columna CDHDS (FD-3102/S/FD-4102) antes de combinarlos con hidrógeno

nuevo y/o de reciclo.

La corriente de nafta pesada se recibe del límite de batería en acumulador de

carga FA-4103, de donde se envía a las bombas GA-4104/S, recibe calor de la

corriente de la nafta estabilizada en el EA-4107, para integrarse a la corriente de

salida de los filtros de fondos de la torre CDHYDRO DA-3101.

La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de alimentación de

CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-3201 A/B/C /EA-4201 A/B/C) antes de

ser alimentada a la columna CDHDS (DA-3201/ DA-4201).



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Columna de CDHDS DA-3201/4201

La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna

CDHDS ente los CDModules tercero y cuarto. Se provee ubicaciones alternas de

alimentación sobre los CDModules tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una

sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la ubicación de

alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los

hidrocarburos livianos de la alimentación.



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El homo rehervidor de CDHDS (BA-3201/ BA-4201) proporciona el calor requerido

por esta columna. La entrada de calor total a la columna se controla de manera tal

que aproximadamente 20% (por peso) de la alimentación salga de la columna

como producto de fondo y el 80% (por peso) restante de la alimentación salga

como producto de tope. El controlador de flujo de producto de fondo ajusta el flujo

como relación de flujo de alimentación para mantener la división 80:20. El nivel en

la fosa de la columna controla la entrada de calor a la columna reposicionando el

flujo de gas combustible al horno.

• Circuito del rehervidor de CDHDS

La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-3202/S / GA-4202/S)

mantiene la circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS

obtenidos aguas debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de

productos de fondo de CDHydro (EA-3103/ EA-4103), al rehervidor del agotador

de H2S (EA-3205 / EA-4205), al rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304 /

EA-4304) y al calentador de la alimentación del reactor depurador (EA-3302 / EA-

4302). Se utiliza una corriente de desvío para ayudar a equilibrar los circuitos de

integración térmica y permitir fluctuaciones de proceso. Las corrientes que

regresen desde los rehervidotes y el calentador de alimentación se combinan con

la corriente de desvío antes de ser distribuidas de manera uniforme a través de los

controladores de flujo entre los pasos de tubos individuales del horno rehervidor

(BA-3201 / BA-4201).

Se inyecta una mezcla de hidrógeno nuevo e hidrógeno de reciclo en cada uno de

los pasos de tubos de horno. La mezcla de hidrógeno al horno se distribuye de



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manera uniforme a cada paso del horno mediante controladores de flujo. Al

mezclar el gas con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de

hidrocarburos aguas arriba del horno rehervidor de CDHDS, se reduce el potencial

de ensuciamiento.

El caudal de circulación de líquido a través del horno se ajusta para proporcionar

aproximadamente 50% (por peso) de evaporación (a la salida del horno). Luego, el

enfluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la columna CDHDS.

El producto de fondo neto de la columna CDHDS se envía a la fosa inferior del

agotador de H2S (DA-3203 / DA-4203).

• Sistema superior de la columna CDHDS

El vapor de tope de la columna CDHDS, que contiene el sulfuro de hidrógeno

formado por la reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es

condensado parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos,

generación de vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este

vapor de tope, en control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de

alimentación de CDHDS en los intercambiadores de alimentación de

CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-3201 A/B/C / EA-4201 A/B/C). Otra

parte del valor de tope, también en control de flujo, proporciona calor para la

columna CDHDS en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-3104 / EA-4104). La

parte restante del vapor de tope, mediante un controlador de presión diferencial,

proporciona calor para generar vapor de media presión en el generador de vapor

de media presión (EA-3202 / EA-4202). El vapor generado es sobrecalentado a



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través de la sección de convección del horno (BA-3201 / BA-4201) antes de ser

enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL). El vapor de tope parcialmente

condensado de los tres intercambiadores se mezcla y se somete a condensación

adicional en el enfriador de producto superior de CDHDS (EC-3203 / EC-4203).

Luego, el vapor de tope parcialmente condensado es enviado al tanque de reflujo

de CDHDS (FA-3201 / FA-4201).

El vapor se separa del líquido en el tranque de reflujo de CDHDS.

La bomba de reflujo de CDHDS (GA-3201/S / GA-4201/S ) bombea el reflujo a la

columna CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD-3201/S / FD-4201/S).

Una corriente lateral es retirada en control de flujo, reposicionada por el

controlador de nivel (FA-3201 / FA-4201), desde la línea de succión de la bomba

de reflujo y alimentada al agotador de H2S (DA-3203 /DA-4203) como alimentación

“caliente” en el plato 12. El agua sulfurosa de (FA-3201 / FA-4201)se recolecta y

enfría en el condensador del agotador de H2S (EC-3202 / EC-4202) antes de

enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-3305 / FA-4305).

El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de vapor

de tope neto de CDHDS (EC-3201 / EC-4201) y es enviado al tanque frío de

CDHDS (FA-3202 / FA-4202). De proporciona un mecanismo para inyectar agua

en las distintas secciones/compartimientos de (EC-3201 / EC-4201) según sea

necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es

separada en (FA-3202 /FA-4202) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El

efluente líquido de (FA-3202 /FA-4202) es enviado al agotador de H2S (DA-3203

/DA-4203)) como alimentación fría en el plato 1. El vapor del tanque frío de

CDHDS se somete a enfriamiento adicional en el enfriador adicional en el venteo



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del separador frío de CDHDS (EA-3203 / EA-4203). El efluente de (EA-3203 / EA-

4203) se mezcla con el hidrógeno de reciclo desde la sección del reactor

depurador y se envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-3203 / FA-4203). El

líquido separador de (FA-3203 / FA-4203)se combina con el líquido del tanque de

reflujo de CDHDS antes de servir de alimentación para el agotador de H2S. El

vapor del tanque separador es enviado al absorbedor de aminas de gas de reciclo

de CDHDS (DA-3202 / DA-4202).

Se debe reducir el Sulfuro de hidrógeno en el gas del tanque separador frío de

CDHDS para controlar la cantidad de H2S en el gas de reciclo y cumplir con las

normas de emisiones de refinerías en el gas de purga. El sulfuro de hidrógeno se

reduce a 20 ppm por volumen o menos lavando el gas contra la corriente con una

solución de amina pobre en el absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar

para promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope de

cada lecho para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el

empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites

de la unidad para se regeneración.

El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador del

absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-3204 / FA-4204). Cualquier

amina atrapada en el gas de reciclo es separada y luego enviada fuera de los

límites de la unidad (OSBL) junto con la corriente de amina rica del absorbedor de

amina. La parte del gas lavado de (FA-3204 / FA-4204) se purga fuera de los

límites de la unidad (OSBL) a través del enfriador de gas de purga (EA-3303 /

4303). El resto es enviado al tanque separador del compresor de gas de reciclo de

CDHDS (FA-3206 / FA-4206). Al flujo de gas de purga lo fija un controlador de



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presión aguas debajo de (FA-3204 / FA-4204). Un controlador de presión en el

tanque frío de CDHDS (FA-3202 / FA-4202) regula la presión del sistema de la

columna CDHDS.

Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-3203 /

FA-4203) pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de

reciclo en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La

corriente de desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por

volumen de H2S en el gas total (gas de hidrógeno de reciclo/nuevo) al horno

rehervidor de CDHDS. La baja concentración de H2S es necesaria para prevenir la

desulfuración del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en

el flujo combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la concentración de H2S.

• Hidrógeno de reposición y de reciclo

El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de la unidad (OSBL) pasa a

través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno

nuevo (FA-3105 / FA-4105) y es comprimido en los compresores de elevación de

presión de hidrógeno nuevo (GA-3102/S / GA-4102/S) para satisfacer los

requerimientos de presión del proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se

distribuye en control de flujo a la alimentación de la columna CDHDS, al horno

rehervidor de CDHDS y al reactor depurador. El compresor elevador de presión

tiene un control de derrame para mantener el funcionamiento apropiado. El

hidrógeno de reposición sin comprimir de (FA-3105 / FA-4105) también es enviado

a la columna CDHydro.



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El vapor efluente del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS (FA-

3206 / FA-4206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor

de gas de reciclo de CDHDS (GB-3201 / GB- 4201). El flujo de gas de reciclo se

distribuye, en control de flujo, a la alimentación de la columna CDHDS y al horno

rehervidor de CDHDS. El compresor de reciclo tiene un control anti variaciones

repentinas para mantener el funcionamiento correcto.

Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción, se

proporcionan controladores de flujo en el hidrógeno nuevo y el hidrógeno de

reciclo a la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones

superior e inferior de la columna.

• Agotador de H2S

La función del agotador de H2S (DA-3203 / DA-4203) es extraer el hidrógeno

disuelto, hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la

columna CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los

líquidos del tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son

alimentados al agotador de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El

producto neto de fondo de CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S

para la recuperación de calor.

El calor para el rehervidor del agotador de H2S es proporcionado por los productos

de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-3205 / EA-

4205). El vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el

condensador del agotador de H2S (EC-3202 / EC-4202) y se envía al tanque de



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reflujo del agotador de H2S (GA-3203/S / GA-4203/S) retorna líquido desde el

tanque de reflujo al agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de

flujo, que se reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se

trasmite en cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de

productos de fondo de CDHDS a través el rehervidor del agotador de H2S.

El gas de venteo sulfuros del tranque de reflujo del agotador de H2S se combina

con el gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizados de nafta. La

corriente combinada de gas se enfría a través del condensador de ajuste de gas

sulfuros (EA-3204 / EA- 4204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo,

por gravedad, y el vapor restante se envía al absorbedor de amina de gas de

venteo (DA-3302 / DA-4302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a

20ppm por volumen o menos, lavando el gas contra la corriente con una solución

de mina pobre. El absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar para promover

el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope de cada lecho para

distribuir de manera uniforma la solución de amina pobre sobre el empaque. La

amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuer de los límites de la unidad

para su regeneración. El gas lavado del absorbedor de amina del gas de venteo

(FA-3304 / FA-4304). Desde el tanque separador, el gas lavado se mezcla con el

gas purgado de (FA-3204 / FA-4204). La corriente de purga combinada se enfría

en el enfriador de gas de purga (EA-3303 / EA-4304) antes de ser enviada al

sistema de gas combustible fuera de los límites de la unidad (OSBL).

La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas de venteo

sulfuroso desde el absorbedora de amina del gas de venteo (DA-3302 / 4302). El



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producto de fondo del agotador de H2S se bombea al reactor depurador a través

de la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-3204/S / GA-4204/S).

II.2.5.4.4 Sección del reactor depurador

La función del reactor depurador (DC-3301 / DC-4301) es reducir el azufre en la

gasolina hasta el nivel exigido para el producto.

• Reactor depurador

La corriente de productos de fondo de la columna agotadora de H2S se mezcla

con el hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de

alimentación /efluente del reactor depurador (EA-3301 A/B, / EA-4301 A/B) y en el

calentador de alimentación del reactor depurador (EA-3302 / EA-4302). Se

proporciona reciclo de los productos de fondo del estabilizador para diluir la

alimentación del reactor depurador cuando la concentración de azufre en los

producto de fondo del agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de

alimentación del reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los

productos de fondo de CDHDS a (EA-3302 / EA-4302).

El efluente del reactor depurador se enfría contra los productos de fondo del

agotador de H2S mediante el intercambio de alimentación/efluente. La corriente

bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor depurador

(FA-3301 / FA-4301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora

de nafta (DA-3301 / DA-4301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se

condensa parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor depurador

(EC-3301 / EC-4301) y se envía al tanque frío de efluente del reactor depurador

(FA-3302 / FA-4302). Se proporciona un mecanismo para inyectar agua en las

distintas secciones/compartimientos de (EC-3301 / EC-4301) según sea necesario



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para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en

(FA-3302 / FA-4302) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente

líquido de (FA-3302 / FA-4302) se envía como alimentación al plato superior de la

columna estabilizadora de nafta y el efluente de vapor de (FA-3302 / FA-4302), se

enfría adicionalmente en el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador

(EA-3306 / EA-4306). El líquido condensado de (EA-3306 / EA-4306) regresa al

tanque frío, por gravedad, y el vapor restante que contiene mayormente hidrógeno

es enviado al tanque separador frío de CDHDS en control de presión.

• Estabilizador de Nafta

La columna estabilizadora de nafta (DA-3301 / DA-4301) consiste en 34 platos de

válvulas. Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se

alimentan a los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene

hidrocarburos livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el

estabilizador. El gas de venteo de este se envía al compreso de gas de reciclo de

CDHydro el cual lo envía como alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el

hidrocarburo antes de ser purgado junto con el gas sulfuroso desde la parte

superior del estabilizador. Los productos de fondo de CDHDS proporcionan calor

al circular en el rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304 / EA-4304). El vapor

de tope del estabilizador de nafta se condensa parcialmente el condensador de

estabilizador de nafta (EC-3302 / EC-4302) y se envía al tanque de reflujo del

estabilizador de nafta (FA-3303 / 4303). El gas de venteo sulfuroso del tanque de

reflujo del estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas sulfuroso (EA-

3204 / EA-4204). El líquido del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al

condensador de ajuste de gas sulfuroso (EA-3204 / EA-4204). El líquido del

tanque de reflujo se envía de regreso al estabilizador como reflujo mediante la



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bomba de reflujo del estabilizador (GA-3301/S / GA-4301/S). El reflujo está en

control de flujo y se reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal

se transmite en cascada al controlador de flujo que regula la tasa de circulación de

productos de fondo de CDHDS a través del rehervidos del estabilizador de nafta.

El producto de fondo des estabilizador es bombeado por la bomba de productos

de fondo del estabilizador (GA-3302/S / GA-4302/S) y enfriado mediante los

precalentadores de alimentación de CDHydro (EA-3101 A/B/C, / EA-4101 A/B/C )

el enfriador de producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-3303

/EC-4303) y el enfriador de ajuste de productos estabilizado de nafta catalítica

pesada (EA-3305 / EA-4305). El producto estabilizado de nafta catalítica pesada

(HCN) se envía fuera de los límites de la unidad (OSBL). La bomba de reciclo de

productos de fondo del estabilizador (GA-3303/S / GA-4303) bombea los

productos de fondo del estabilizador reciclados a la alimentación del reactor

depurador. La columna des estabilizador de nafta comparte el mismo control de

presión con la columna del agotador de H2S.

• Acumulador de Agua Sulfurosa ULSG 1 y USLG 2

El agua sulfurosa de los colectores de todos los tanques horizontales, a excepción

de (FA-3201 / FA-4201), acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los

límites de la unidad (OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-3304/S /

GA-4304/S).



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II.2.5.5 Unidades regeneradoras de aminas

Como parte del proceso se contará con dos nuevas unidades regeneradoras de

amina 1 y 2 (URA-1 Y URA-2), las cuales estarán diseñadas para suministrar

36m3/hr (158.5 GPM) y 20m3/hr (88.1 GPM) de solución al 40% en peso de MDEA

pobre para regenerar amina rica proveniente de las plantas desulfuradotas de

gasolina catalítica ULSG 1 Y ULSG2. Los equipos serán diseñados con márgenes

hidráulicos para operar con variaciones de concentración entre 35% y 45% en

peso de MDEA y tendrán la flexibilidad operativa para manejar el 50% de flujo de

diseño.

Requerimientos de amina pobre que deben manejar las URAs

ULSG-1 ULSG-2 Abosorbedor (DA-

3202) de amina del gas de

recirculación de la columna CDHDS

Absorbedor (DA-3302) de amina del

gas de venteo

Abosorbedor (DA-4202) de amina del

gas de recirculación de la columna CDHDS

Absorbedor (DA-4302) de amina del

gas de venteo

Concentración de diseño

40% en peso de MDEA

40% en peso de MDEA

40% en peso de MDEA

40% en peso de MDEA

Flujo normal m3/hr 19.0 9.0 11.0 5.0 Flujo nominal m3/hr (durante el proceso de sulfhidrato del catalizador)

23.0 13.0 14.0 6.0

Capacidad total de disñeo de la unidad de regeneración de amina m3/hr

36.0 20.0

Las nuevas unidades regeneradoras de amina serán diseñadas para producir una solución de amina pobre

conteniendo como máximo 0.002 mol H2S/mol MDEA.



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II.2.6 Descripción de las obras asociadas al proyecto

Como obras asociadas al proyecto mencionaremos los servicios auxiliares

requeridos para el funcionamiento de la misma. En aquellos casos en que se

requiera de obras para equipos nuevos se especificará.

PEMEX-Refinación proporcionará todos los servicios principales para la operación

normal de la planta. Todas las corrientes de servicios auxiliares deberán contar

con doble válvula de bloqueo y sistema de purga intermedio para lograr una

entrega y recepción segura en cada línea en límite de batería.

II.2.6.1 Vapor

En las siguientes tablas se indican las características del vapor que suministrará la

Refinería. Vapor de Alta presión en Límite de batería.

Min. Normal Máximo (diseño) Presión, kg/cm2 man 55.0 57.5 59.0 Temperatura °C 400 420 465 Calidad Sobrecalentado

Vapor de Media presión en Límite de batería.

Min. Normal Máximo (diseño) Presión, kg/cm2 man 17.5 18.5 19.5 Temperatura °C 290 310 345 Calidad Sobrecalentado

Vapor de Baja presión en Límite de batería.

Min. Normal Máximo (diseño) Presión, kg/cm2 man 3.0 3.5 4.0 Temperatura °C 290 310 345 Calidad Sobrecalentado Disponibilidad La requerida



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• Condensado

El condensado generado en la planta será recuperado y enviado a límites de

batería para su tratamiento correspondiente de acuerdo a las siguientes

condiciones:

Características del condensado generado

Condensado de baja presión Limpio (1) Aceitoso (2) Presión, kg/cm2 man 3.5 3.5 Temperatura (min) °C 50 60 (1) Condensado proveniente del condensador de superficie de la turbina del compresor de recirculación (2) Condensado proveniente del rehervidor de la torre regeneradora de amina, de la sección de regeneración con amina. Se requiere maximizar la recuperación de condensado y entregar en L.B a las

condiciones indicadas.

Las trampas de vapor deberán ser del tipo termodinámico con disco y asiento

reemplazable para facilitar el mantenimiento y deberán estar identificadas en

campo y en plano.

II.2.6.2 Agua de Enfriamiento

Se llevará a cabo la ampliación de la torre de enfriamiento CT-507 (1 celda) para

poder proporcionar el suministro adecuado de este servicio a las plantas

desulfuradoras de gasolina 1 y 2. Las características de ampliación serán iguales

a lo actualmente instalado.



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Condiciones de suministro de agua de enfriamiento.

Condiciones de suministro dentro de límites de bateria. Min. Nor. Max

Presión, kg/cm2 man. 3.5 4.0 5.0 Temperatura °C 29 32 33

Condiciones de retorno dentro de límites de Batería Min. Nor Max

Presión, kg/cm2 man. 2.1 3.0 3.5 Temperatura °C - 41 43

Análisis Contenido de silicio, ppm peso (max) 90 Sólidos Totales, ppm peso (max) 600 pH 6.8 Máx Cloruros, ppm peso 340 Dureza como CaCO3, ppm peso 700 Máx Dureza total como CaCO3, ppm peso 1,000 Máx

II.2.6.3 Agua desmineralizada

En la siguiente tabla se muestran las características del agua desmineralizada que

se suministrará a límite de batería.

Agua de Alimentación a Calderas (BFW) (1) (2)

Condiciones en límites de batería Presión, kg/cm2 man Normal

30.0

Temperatura °C 115 pH 7.5 – 9.0 Cloruros, ppm peso 14.0 Sílice SiO2, ppm 0.0 Conductividad, mmhos/cm 30.0 Máx Disponibilidad Requiere infraestructura 1. Para estos servicios se proporcionará agua desaireada y desmineralizada a las condiciones especificadas

2. Esta agua se requiere para remover los depósitos de sales originados en el circuito de enfriamiento del efluente del reactor de hidrodesulfuración



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II.2.6.4 Agua para servicios y usos sanitarios

Esta agua proveniente también del sistema existente en la refinería, llegará a una

presión de 3.5kg/cm2 man, y una temperatura ambiente.

Agua para servicios y usos sanitarios

Condiciones del cabezal Presión, Kg/cm2 man. 3.5 Temperatura Ambiente Disponibilidad La requerida

II.2.6.5 Agua Contraincendio

El agua requerida para los sistemas de protección contraincendio, se tomará de la

red existente, la cual manejará una presión de 10 Kg/cm2

Agua para sistemas contra incendio

Condiciones del cabezal Presión, Kg/cm2 man. 10.0 Temperatura Ambiente Disponibilidad La requerida De acuerdo a la ingeniería desarrollada por el licenciador se debe extender la red contra incendio hacia las

plantas nuevas.

II.2.6.6 Aire de Instrumentos

Los sistemas de aire de instrumentos y de planta deben adecuarse dentro de

límites de batería y deben ser suministrados por un compresor de aire libre de

aceite y humedad con capacidad suficiente para satisfacer las necesidades de

esta planta, contando además con su respectivo paquete de secado, debiendo

contar con compresor de relevo. Los compresores y secadores de aire se

diseñarán para ser capaces de cumplir con los requerimientos esperados y que

cuenten con señalización al SCD; en caso de falla debe existir una conexión al



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sistema de red de la Refinería. Los compresores deberán ser preferentemente

enfriados por aire.

Condiciones del aire para instrumentos

Condiciones del cabezal de distribución Presión, Kg/cm2 man. 7.0 Temperatura Ambiente, 40°C Máx Temperatura de rocio °C Min (-32), / Norm (-20), / Máx (-10) Impurezas (aceite, etc) Ninguna Disponibilidad La requerida

II.2.6.7 Aire de Plantas

Los sistemas de aire de instrumentos y de plantas deben adecuarse dentro de

límites de batería. Los compresores y secadores de aire los diseñará el

Licenciador para ser capaces de cumplir con los requerimientos esperados y que

cuenten con señalización al SCD. Presión de 7.0 kg/cm2 man; temperatura de

40°C.

Considerar la instalación de un circuito de aire de plantas (servicios), con tomas al

pie de los cambiadores de calor, registros hombre de torres, reactores y

calentadores para el uso de mantenimiento. Ambos servicios (Aire de Plantas y

Aire de Instrumentos) cuentan con respaldo de la red general del área nueva de

plantas por lo que se deben dejar las facilidades que se requieran.

II.2.6.8 Gas Combustible

Este será proporcionado por la red de la refinería y tendrá las siguientes

características:



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Características del gas combustible.

Propiedad Especificación o valor típico Presió (kg/cm2 man) 4.2 Temperatura (°C) 25 LHV (BTU/SCF) 860 Gravedad específica (referida al aire) 0.62 Peso molecular 18.06 Composición %mol Hidrógeno 40.73 Metano 32.51 Etano 14.88 Etileno 0.66 H2s 0.05 Propileno 0.13 Propano 9.10 i-Butano 3.15 Butano y pesados 2.78 Total 100.00

El Licenciador deberá considerar la instalación de un paquete de filtrado y

coalescencia para el gas combustible con válvulas y líneas para dar

mantenimiento a dichos sistemas en operación, así como la instalación de doble

válvula de corte rápido con válvula de purga intermedia con su integración de

acuerdo a las normas NFPA-85 y 86. La alimentación se debe interconectar al

cabezal de gas combustible de la refinería.

II.2.6.9 Gas inerte (Nitrógeno)

El nitrógeno es requerido para los procedimientos de arranque, paro y

regeneración del catalizador de la planta para lo cual se requiere la instalación de

un tanque termo definido en la Ingeniería Básica, así como de los evaporadores y



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la integración para la interconexión con el circuito de nitrógeno de las plantas del

sector Hidros 1, MTBE 1 y 2.

II.2.6.10 Energía Eléctrica

El suministro de energía eléctrica será proporcionado por PEMEX en límites de

batería. A un nivel de voltaje de 13.8 KV

Características de motores

Potencia del motor KW(CP) Tensión diseño motor (volts)

Tensión del sistema (volts)

Frecuencia (hertz)

Fases

Menor de 0.746 (1.0) 115,220

120,220 60 1 o 3

Actuadores de válvulas (todas las potencias)

220, 460

220, 480 60 3

De 0.746 (1.0) hasta 130.55 (175) 460

480 60 3

De 149.2 (200) hasta 1492 (2000) 4000

4160 60 3

Mayores de 1492 (2000) 13200

13800 60 3

Todos los motores deben ser de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores

será clase F, los ventiladores serán metálicos y los motores serán lubricados de

acuerdo a norma NEMA MG-1 con tratamiento anticorrosivo, todos los motores de

55.95 KW(75 cp) y mayores tendrán calentadores de espacio.

Todos los motores de inducción jaula de ardilla y síncronos deben cumplir con las

normas NRF-048-PEMEX-2003, NRF-095-PEMEX-2004 y las normas y

estándares NEMA MG-1, API-RP-540, API-541, API-546, o equivalentes.



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• Iluminación e Instrumentos

Servicio Tipo de Luminaria Tensión Iluminación en interiores Fluorescente, lámparas ahorradoras de

energía, con balastro electrónico 127 volts, 1 fase, 60 hz.

Iluminación en exteriores de las plantas proceso

Vapor de sodio alta presión, balastro integral de alto factor de potencia, y tener reflector, globo y guarda.

220 volts, 3 fases, 60 hz

Instrumentos de control 120 volts, 1 fase y 60 hz 24 volts corriente directa

En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto

rendimiento, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia, con el propósito

de ahorro de energía.

El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción deben ser alimentados por

medio un sistema de energía ininterrumpible (sfi)

Los sistemas de alumbrado deben cumplir con lo indicado en 8.12 de la norma

NRF-048-pemex-2003.

• Alimentación de energía eléctrica de emergencia.

Para la alimentación de instrumentos y alumbrado, a falla de energía eléctrica se

debe contar con un banco de baterías independientes, con capacidad suficiente

para mantener energizado el sistema durante 30min.

• Turbogenerador TG-203

Como parte del proyecto se construirá un generador, que suministrará una

potencia garantizada en sitio de 31 a 39MW, con una potencia mínima de

suministro de 31 MW garantizada a condiciones extremas del sitio.



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A la descarga de los gases de la turbina se acoplaran a un recuperador de calor,

el cual deberá suministrar como mínimo 60 T/h de vapor, de media presión (20

kg/cm2 man), garantizadas en sitio.

El turbogenerador será para servicio continuo, completamente integrado en un

paquete, montado sobre un patín estructural.

El turbogenerador será para las condiciones de servicio especificadas, con un

período de vida útil mínimo de 25 años y al menos los primeros 3 años de

operación ininterrumpible.

II.2.6.11 Desfogue

Como parte de los equipos que se deberán incluir en la construcción de las

plantas desulfuradoras de gasolina catalítica se incluirán los cabezales de

desfogue, los cuales contaran con tanque acumulador dentro de límites de batería

de la planta.

El sistema integral de desfogue incluirá separadores, tanques de sello, bombas de

hidrocarburos recuperados y se construirá un nuevo quemador elevado. El

cabezal de desfogue no ácido se integrará a los quemadores existentes de

acuerdo a la capacidad de carga en el cabezal existente. Las especificaciones del

sistema de desfogue se efectuarán de acuerdo a los estándares API-520, API-521

y API-526

Se contará con válvula de bloqueo general de la planta al sistema de desfogue

ácido y no ácido.



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II.2.6.12 Sistemas de seguridad

El sistema de protección contraincendio cumplirá como mínimo con lo indicado en

la norma de referencia NRF-015-PEMEX-2003, NRF-032-PEMEX-2005 y la

especificación de PEMEX DG-GPASI-SI-3610. Una vez que se haya cumplido

con la norma de referencia NRF-010-PEMEX-2003.

Por lo que respecta al sistema de protección contra-incendio estará constituido

básicamente por un circuito de 12” de diámetro integrado a la red existente del

cual se derivarán los sistemas de enfriamiento para ataque al fuego consistente

en: monitores, alimentados por tubería de 6” de diámetro, sistemas de

enfriamiento (anillos de enfriamiento) para los equipos que así lo requieran y para

protección de las bombas empleadas en la planta.

Las plantas contarán independientemente de los sistemas de protección a base de

agua con equipos móviles para ataque al fuego determinados en características y

cantidad de acuerdo a las unidades de riesgo cuantificadas. Este equipo móvil

estará constituido a base de extintores de polvo químico seco y/o de CO2 de

diferentes capacidades en función a las áreas o sitios por proteger.

Por otra parte el sistema de protección contará con un subsistema de detección y

alarma como medida preventiva para la pronta detección y ataque de eventuales

contingencias que se pudieran presentar durante la operación y/ o trabajos de

mantenimiento que se realicen en las plantas.

Se anexan planos contraincendio anexo 12.



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II.2.6.13 Catalizadores y agentes químicos

Los catalizadores serán de nueva generación, su formulación considerará

tecnología de punta y serán rentables.

Los CDmodules, son cargados dentro de la columna para maximizar la densidad

de carga de los catalizadores.

Cada cama de catalizadores contiene varios niveles de empaque con un arreglo

de acuerdo a un diagrama predeterminado de carga en una serie de soportes de

CDMODULES. Los CDmoudules son cargados para optimizar el proceso

catalizador, y la eficiencia de contacto de vapor-líquido para una reacción

simultánea y su fraccionamiento.

Los catalizadores presentes son de CoMo, (cobalto-molibdeno), para producir

naftas medianas y pesadas en la corriente de fondo. También se utilizarán

catalizadores de níquel y paladium. Las especificaciones de cada catalizador son

propiedad del licenciador.

Así mismo se utilizaran agentes químicos como son: antiensuciante, inhibidor de

corrosión, agente quelante, agente antiespumante, agente neutralizante Na2CO3,

DEA, alúmina y otros.

El Contratista debe generar, como parte del alcance de Obra del Proyecto, las

hojas de seguridad de los productos involucrados en el proceso de las Unidades,

de acuerdo a las normas de seguridad de PEMEX Refinación para el manejo,

transportación y almacenamiento de cada uno de los productos.



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El Contratista que desarrolle la ingeniería de detalle y la construcción de las

plantas, elaborará el Manual de Medidas de Seguridad, en el cual se debe incluir

la información antes descrita; así como las Hojas de Seguridad de productos,

reactivos y químicos; tanto en idioma Inglés como su traducción al Español e

incluir la descripción de los equipos de protección personal y procedimientos para

su manejo; las cuales deben entregarse a PEMEX Refinación para comentarios

del área de seguridad y del área de operación de la Refinería antes de la entrega

del Manual de Operación.

II.2.7 Etapa de abandono del sitio

Ya que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la refinería no se

considera el abandono del sitio. Se considera la vida útil de la planta de 20 años o

más de acuerdo al mantenimiento que se de a la misma, y/o en su momento la

sustitución de esta planta por otras plantas de acuerdo a los requerimientos de la

refinería y el avance tecnológico en este ramo.

II.2.8 Utilización de explosivos

No se considera el uso de explosivo en ninguna de las etapas del proyecto, ya que

no son necesarios y pueden provocar un riesgo muy elevado dentro de las

instalaciones de la refinería.



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II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y

emisiones a la atmósfera.

II.2.9.1 Generación manejo y disposición de residuos sólidos

En todos los procesos industriales se generan residuos que se incrementan en

forma proporcional conforme aumenta la demanda de los productos. Aún con el

implemento de nuevas tecnologías de producción y con las medidas de control

tomadas hoy en día para reducir la generación de residuos y emisiones, siempre

se tendrán que disponer de planes y programas de vigilancia ambiental para

cumplir con la normatividad vigente y proporcionar un marco adecuado para la

reducción de la generación de dichos residuos.

En las diferentes etapas en las que se desarrollará el proyecto habrá generación

de residuos sólidos en sus distintas categorías de acuerdo a lo que se establece

en la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los residuos y su

respectivo reglamento, para fines de la Ley esta agrupa y clasifica la generación

de residuos en las siguientes categorías:



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II.2.9.1.1 Residuos sólidos urbanos y de manejo especial

En las etapas de preparación del sitio, construcción y operación se contempla la

generación de residuos de manejo especial por las actividades de construcción y/o

demolición que se realicen, por otra parte los residuos sólidos urbanos serán

generados por las actividades del personal que se encontrará a cargo de la



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construcción de las plantas desulfuradoras así como por las actividades propias

del personal que en ella laborará, en la siguiente tabla se especifican las

condiciones de manejo tanto de los residuos sólidos urbanos como los residuos de

manejo especial, cabe señalar que las condiciones de manejo y disposición se

deberán apegar a la normatividad oficial y a los procedimientos y reglamentos

internos que PEMEX Refinación disponga para este tipo de residuos, así mismo

durante las etapas de preparación del sitio y construcción la generación, manejo y

disposición de los residuos sólidos generados, será responsabilidad del

contratista, quien debe manejarlos de acuerdo a la legislación vigente.

Para el caso de los residuos generados en la etapa de operación de las

desulfuradotas, la refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa, cuenta con procedimientos

para el manejo de los residuos no peligrosos generados tanto en las instalaciones

de la propia refinería, así como en la Colonia PEMEX y en el CENDI, el

procedimiento utilizado que controla tanto la generación como la recolección de

los residuos es el procedimiento 312-42610-IT-265 “Recolección, Manejo y

Almacenamiento Temporal de Basura Orgánica e Inorgánica ,Residuos peligrosos

y no peligrosos de la refinería, Colonia PEMEX y CENDI. (El cual se puede

consultar en el anexo 13), este procedimiento establece que la recolección de los

residuos se realiza mediante un programa de recolección diario y que los residuos

orgánicos que no sean susceptibles de aprovecharse son enviados para su

disposición final al basurero municipal de Cadereyta, los residuos inorgánicos tales

como, madera, chatarra, frascos de vidrio, desechos de material eléctrico, material

utilizado en instalaciones contra incendio y todos aquellos residuos que no se

encuentren contaminados con residuos peligrosos serán colocados en



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contenedores tapados del color correspondiente y se pondrán a disposición del

basurero municipal de Cadereyta.

El personal encargado del área de recolección cuenta con rutas establecidas en

las que diariamente mediante equipos de transporte especifico se recolectan los

residuos en las distintas áreas del proceso, en el caso de las plantas

desulfuradoras una vez que estén construidas entrarán en los programas de

recolección. En la siguiente figura se muestran las rutas de recolección en las

distintas áreas de proceso de la refinería.

Rutas de recolección de residuos en las distintas áreas de proceso de la Refinería

“Ing. Héctor R. Lara Sosa”



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Por su parte en la siguiente tabla se muestran los residuos tanto de manejo

especial como sólidos urbanos no peligrosos que se espera sean generados tanto

en las etapas de preparación de sitio como de construcción.

Residuos generados por etapas

Actividad de generación de

residuos

Residuos generados Métodos de disposición temporal de residuos

Lugar de disposición final de residuos

ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO Limpieza de terreno Materia orgánica

vegetal, plantas pequeñas, hojarasca etc. Residuos que se han acumulado en los terrenos como basura en general y chatarra

Los residuos generados en este tipo de actividad deberán ser agrupados en puntos específicos para posteriormente ser dispuestos en un relleno sanitario o lugar indicado por la autoridad, el manejo y disposición de estos residuos es responsabilidad del contratista.

Para la disposición final sin tratamiento en el Relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta y de acuerdo a lo que establezcan las autoridades responsables.

Preparación del Terreno

Los residuos generados en la preparación del terreno serán residuos de concreto y residuos de la demolición, así como suelo natural del terreno.

Estos residuos en parte serán utilizados para las actividades de relleno en donde sea necesario Los residuos que no sean susceptibles de aprovecharse deberán ser dispuestos conforme a la normatividad ambiental vigente y serán responsabilidad del contratista.

El material que nos sea utilizado para los aspectos de nivelación o relleno será dispuesto ya sea en el relleno sanitario de la ciudad de Cadereyta o en un sitio de tiro autorizado por el Municipio y/o las autoridades responsables y manejados por el contratista.

Oficinas móviles o provisionales y almacenes

Los residuos generados en los campamentos u oficinas móviles durante las etapas de preparación del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos sólidos urbanos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos



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residuos



Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Residuos sanitarios

Estos contenedores serán provistos por el contratista.

que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables o residuos sanitarios serán remitidos al servicio municipal de limpia el contratista deberá proporcionar tambos para la disposición de estos residuos generados por sus actividades y será el responsable de que sean dispuestos en el relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta previa autorización.

Maquinaria Los residuos no peligrosos que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados

El contratista dispondrá o construirá un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible), la segregación adecuada de este tipo de residuos es responsabilidad del contratista.

La disposición final para este tipo de residuos será en el relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta, con su respectiva autorización municipal.

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Cortes y cimentaciones

Los residuos que se generarán en esta etapa serán material inerte (rocas y arena en general)

Este material no será dispuesto de ninguna forma ya que será utilizado para las etapas de nivelación y relleno de la plataforma de la planta

El sitio de disposición final será la propia plataforma de la planta, mediante acciones de nivelación del terreno.

Obras de drenaje y subdrenaje

Los residuos generados en esta etapa serán en general los siguientes: Residuos de varilla Residuos de madera Residuos de plástico de tubería Residuos de tubería

Los residuos generados serán dispuestos en contenedores provistos por el contratista. Para que aquellos residuos metálicos sean separados o segregados de los residuos plásticos y del cartón.

Los residuos metálicos que son susceptibles de ser reutilizados o reciclados mediante empresas recicladotas serán reutilizados por el contratista. Los residuos que no puedan ser reaprovechados o



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residuos



metálica Cartón Pedacería de alambre, clavos etc.

reutilizados serán dispuestos en los lugares autorizados para este fin por el Municipio.

Construcción de la plataforma

Los residuos que se generan en esta etapa es material para la construcción de la plataforma (concreto), que por algún motivo se curó y quedo solidificada (cascajo)

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no se vea afectada la vegetación o el suelo natural. El manejo de estos residuos y su almacenamiento temporal son responsabilidad del contratista.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados por el contratista a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos mediante los permisos respectivos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.

Construcción del sistema de accesos y vialidades

Sobrante de concreto hidráulico por la construcción de banquetas y de las vialidades que integrarán el complejo de las plantas

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no se afecte la vegetación o suelo natural. El manejo de estos residuos y su almacenamiento temporal son responsabilidad del contratista.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados por el contratista a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos es necesario contar con los permisos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.

Campamentos, oficinas móviles

Los residuos generados en los campamentos y oficinas móviles durante las etapas de construcción del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Papel Sanitario

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos no peligrosos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos. Estos contenedores serán provistos por el contratista y el manejo de estos residuos será su responsabilidad.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables serán remitidos al servicio municipal de limpia ya sea mediante camión de limpia o llevando los mismos con los permisos correspondientes al relleno



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residuos



sanitario de la Ciudad de Cadereyta. El manejo de estos residuos será responsabilidad del contratista.

Maquinaria Los residuos de manejo especial que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados.

El contratista, dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible). La segregación adecuada de este tipo de residuos será responsabilidad del contratista

La disposición final para este tipo de residuos será responsabilidad del contratista y deberá hacerla en el relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta o en el sitio indicado por la autoridad, con los permisos respectivos.

ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS PLANTAS DESULFURADORAS Actividades del personal de mantenimiento y de operación de la planta

Generalmente y ya existiendo actividad propia de la planta en si se generan residuos de manejo especial de diversas índoles los mas comunes son los siguientes: Papel por las actividades de oficinas o administrativas Cartón de empaques y embalajes de equipos y maquinarias Embalajes de madera por la llegada de maquinaria o equipo Embalajes plásticos de maquinaria y equipos Residuos de alimentos Residuos sanitarios Vidrio Aluminio

Como parte de las actividades de operación y mantenimiento de la planta se colocarán recipientes especializados en sitios estratégicos tanto en los lugares comunes como en las oficinas administrativas para la segregación de los residuos, se realizarán programas para la correcta segregación y se identificarán los contenedores adecuadamente de acuerdo a los lineamientos de residuos de PEMEX Refinación, se contará con contenedores fijos en los sistemas viales de la planta para evitar que se encuentre basura en las calles y banquetas. Las empresas contratistas que operen las instalaciones de la planta deberán apegarse a los reglamentos ambientales y de seguridad que imponga

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Cadereyta, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego Se apegarán a los procedimientos y reglamentos establecidos por PEMEX Refinación para el manejo adecuado de los residuos de manejo especial y de la normatividad aplicable en la materia



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residuos



PEMEX Refinación amén de sus propios métodos o sistemas para este fin.

Actividades por el mantenimiento de calles y servicios generales.

Los residuos generados por estas actividades serán de manera general pero no exclusiva los siguientes: Residuos de plásticos o metálicos por señalamientos Residuos de cables eléctricos terminales o de fibra óptica por reparación de servicios generales Residuos de luminarias que deban ser reemplazadas Residuos relacionados con los servicios sanitarios

Estos residuos deberán ser clasificados y segregados de acuerdo a su tipo mediante programas específicos que formarán parte de los lineamientos de PEMEX Refinación en materia ambiental. La segregación se realizara en recipientes señalizados para su adecuado control.

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Cadereyta de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos de PEMEX Refinación y de la normatividad aplicable en la materia Por otra parte los residuos producto de las luminarias que por sus características puedan ser reintegrados con la empresa que los suministra se deberán regresar a la misma para su correcto manejo y disposición, en caso contrario serán dispuestos en el Relleno sanitario siempre y cuando estos residuos no contengan metales pesados como es el caso del mercurio ya que en este caso se deberán manejar como residuos peligrosos.

MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG 1 y 2,

servicios auxiliares y su integración” Refinería “Hector R. Lara Sosa”

Página 76

II.2.9.1.2 Residuos peligrosos

Los residuos peligrosos generados en cualquiera de sus estados físicos y que por

sus características de corrosividad, reactividad, explosividad, toxicidad,

inflamabilidad y biológico infecciosas y por su forma de manejo pueden

representar un riesgo muy elevado al equilibrio ecológico y a la salud de la

población en general por lo que se cuenta con ordenamientos y normas

específicas que regulan su generación, almacenamiento temporal, transporte y

disposición final.

Los residuos peligrosos que sean generados por las actividades de preparación

del sitio y construcción deberán ser manejados por el contratista en estricto apego

a la normatividad ambiental vigente y se deberá destinar un área o almacén

temporal para el resguardo de estos residuos antes de ser enviados a disposición

final en un sitio autorizado.

En la etapa de operación del proyecto serán manejados en apego estricto a los

lineamientos gubernamentales y a los lineamientos propios de PEMEX Refinación.

La refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa cuenta con el procedimiento 312-45200-P0-

412 “Manejo, almacenamiento y disposición final de residuos peligrosos” (anexo

13), en el que se especifica las responsabilidades del personal generador y de las

personas responsables que intervienen en el manejo seguro y ambientalmente

aceptable del manejo de los residuos peligrosos desde la propia generación hasta

la disposición final de los mismos, entre muchas de las condiciones que plantea el



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procedimiento en mención se establece que los generadores de residuos

peligrosos se deberán envasar y etiquetar adecuadamente en conformidad con los

procedimientos internos en la materia y en estricto cumplimiento a lo que se

establece en las normas oficiales mexicanas en materia de residuos peligrosos,

pos su parte los generadores de residuos peligrosos deberán tomar en

consideración su compatibilidad en conformidad con lo que establece la NOM-054-

SEMARNAT-1993 “Que establece el procedimiento para determinar la

incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos”, por otra

parte una vez generados, envasados y etiquetados los residuos peligrosos el

departamento de protección ambiental se asegurará que los mismos sean

dispuestos con empresas autorizadas para el transporte y la disposición final de

los mismos en apego a lo establecido en el Reglamento de la LGEEPA en materia

de residuos peligrosos y demás ordenamientos internos aplicables. La Refinería

Ing. Héctor R. Lara Sosa está inscrita como generador de residuos peligrosos con

fecha 14 de agosto de 1996, mediante oficio No. DOO.- 800/3954 ante la

Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales, la información de

generación de residuos peligrosos es continuamente actualizada al presentarse

cambios en los procesos o instalaciones prueba de ello es la actualización de

generación de residuos mediante oficio GRC-06-0455/2003 realizada el 8 de

febrero de 2003.

Se cuenta con una codificación de colores para el envase y manejo de los

residuos peligrosos que se generan en los procesos productivos de la refinería, los

residuos se manejan de acuerdo a la siguiente codificación



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Codificación de colores para el envase y manejo de los residuos peligrosos.

Residuos peligrosos generados Código de color para su manejo

Catalizadores gastados y alúminas

Gris

Catalizadores gastados para la recuperación de metales preciosos

Azul

Aceite gastado

Verde oscuro

*Residuos peligrosos en general (textiles contaminados, basura contaminada, etc) que se envían al almacén temporal de residuos peligrosos

Negro

Entre los residuos peligrosos que se estiman generar durante las diferentes

etapas que consolidan al proyecto se encuentran los mencionados en la siguiente

tabla.

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ísico

Etapa de preparación del sitio Aceite lubricante gastado

Mezcla de hidrocarburos del petróleo

Uso de maquinaria pesada y semi pesada para la preparación y limpieza del sitio

T I

Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado

La Cia. Contratista responsable de los trabajos de construcción, deberá contar en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos

Vehículo, debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT

Sitio asignado por la autoridad competente

L



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ísico

Filtros de aceite usado, trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Lamina, algodón o papel filtro y aceite gastado. Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Uso de maquinaria pesada y semipesada para la preparación y limpieza del sitio

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros, estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos

Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos

Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT

Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos

S

Etapa de Construcción Aceite lubricante gastado


Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de plancha de concreto

T I


El contratista contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacén temporal de residuos peligrosos

Carro tanque con sistema para succión de aceites debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT

Sitios autorizados por las autoridades competentes.

L

Filtros de aceite usado

Lamina, algodón y aceite gastado.

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros

El contratista contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos


Sitio autorizado por SEMARNAT.

S



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colación de capa de concreto arrmado

Trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colocación de capa de concreto armado

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos




S

Residuos de emulsiones y catalizadores para concreto

Mezclas de hidrocarburos y resinas

Construcción de la plataforma con concreto hidráulico, residuos de los emulsiones y sellos

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final

Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT


S-L



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ísico

Residuos de combustibles diesel

Composición de hidrocarburos alifáticos

Construcción de la plataforma y se generará por las actividades relacionadas a la carga de diesel a la maquinaria o para limpieza de piezas

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción el contratista contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final



L

Etapa de Operación y Mantenimiento

Residuos de pintura y sus recipientes y accesorios

Solventes varios xileno, tolueno, etc, pigmentos

Pintado de vialidades y alumbrado, banquetas y señalamientos

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de pinturas, recipientes y sus accesorios

Como parte de las instalaciones de la Refinería de Cadereyta, se cuenta con áreas específicas en los que se ubican los almacenes temporales de residuos peligrosos.



L S



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Sitio

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ísico

Aceite lubricante gastado


Operación y mantenimiento por los vehículos que serán utilizados para este fin, este se generará al momento de realizarles los propios mantenimientos a los mismos

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado




L

Luminarias gastadas

Por el cambio de luminarias gastadas que contengan mercurio.

(T) Se conservarán algunos de los empaques originales de las lámparas para que al momento de ser sustituidas los residuos de estas se manejen en los empaques originales y se protejan y conservar el mercurio dentro de las mismas.

Las lámparas con estas características serán almacenadas temporalmente en sus respectivos empaques en un sitio que este determinado dentro del almacén temporal de residuos peligrosos.


Disposición final de residuos peligrosos en confinamientos autorizados por la SEMARNAT

S



Página 83

Nom

bre

Com

pone

ntes

Proc

eso

o et

apa

CRET

IB

Tipo

de e

mpa

que

Sitio

de a

lmto

. Te

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(por

la

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spor

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disp

osici

ón

Sitio

disp

osici

ón

Esta

do F

ísico

Residuos por las actividades de desazolve de drenajes

Residuos de componentes varios que circulen por los drenajes principalmente el industrial

Al realizarse las actividades de desazolve de las tuberías de los drenajes se arrastran lodos de

(T) Los residuos de mantenimiento deberán ser caracterizados de acuerdo a normas aplicable s y en caso de que resulten peligrosos serán enviados para su confinamiento a sitios autorizados por la SEMARNAT

Los contenedores con los residuos de este tipo deberán ser almacenados en el almacén temporal de residuos peligrosos que se haga para las actividades de operación y mantenimiento.



L

Residuos de catalizador gastado

Catalizador comercial de patente utilizado por el licenciador del equipo

Residuos provenientes de los módulos CD gastados y de los catalizadores del reactor de pulido

(I,Tt) Los envases para el almacenamiento y transporte de este residuo será proporcionado por el licenciador sin embargo deberá cubrir con todas las especificaciones de control emitidas por la normatividad Mexicana y estadounidense para su adecuado control.

Los residuos de los catalizadores gastados de los procesos, serán manejados, transportados y dispuestos en los estados unidos de América, por el licenciador de los equipos.

Transportes especializados del licenciador del equipo.

Renovación y/ o disposición final de acuerdo a la legislación aplicable de los EEUU.

S



Página 84

Nom

bre

Com

pone

ntes

Proc

eso

o et

apa

CRET

IB

Tipo

de e

mpa

que

Sitio

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(por

la

cons

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ora)

Tran

spor

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osici

ón

Sitio

disp

osici

ón

Esta

do F

ísico

* Durante las Etapas de preparación del sitio y construcción, el manejo, almacenamiento y disposición de los residuos generados, son responsabilidad del Contratista Responsable del desarrollo de la obra, y deberá llevarlo a cabo acatando la normatividad de PEMEX-Refinación y lo establecido en la Legislación vigente en la materia.

II.2.9.2 Emisión de contaminantes

II.2.9.2.1 Generación de emisiones contaminantes al aire durante la etapa de

preparación del sitio y construcción

Las principales fuentes de emisión de contaminantes a la atmósfera durante las

etapas de preparación del sitio y construcción, serán las generadas por la

actividad de los equipos de construcción con motores de combustión interna. Es

importante señalar que estos impactos son de carácter temporal y que el equipo

deberá estar en condiciones óptimas de mantenimiento, cumpliendo además con

los programas de verificación establecidos. La refinería cuenta con programas

para la verificación física y mecánica de las unidades que serán utilizadas en el

proyecto de acuerdo al reglamento de seguridad para contratistas y proveedores

el cual especifica que los vehículos que ingresen a las instalaciones de PEMEX

Refinación deben de estar en condiciones adecuadas para su ingreso, lo que

incluye que los motores y escapes se encuentren en buenas condiciones de

operación.

La generación de emisiones que se esperan que se produzcan durante las etapas

de preparación del sitio y construcción serán básicamente las provenientes de los

equipos de combustión interna de los vehículos y maquinarias que sean utilizadas

en el proyecto, las emisiones esperadas serán las siguientes:



Página 85

CO, CO2, HC, SOx.

Se espera la generación de partículas sólidas provocadas por el movimiento de

tierras y generación de polvos por actividades de demolición de la plancha de

concreto en los puntos en los que sea requerido, en el caso del transporte de

tierras fuera del área del proyecto es susceptible de generación de polvos por el

mismo acarreo en los vehículos de transporte.

Las emisiones estimadas que se espera sean generadas durante las etapas de

preparación del sitio y construcción son las que se muestran en la siguiente tabla:

Emisiones estimadas de la maquinaria a utilizar en las etapas de preparación del sitio y construcción

Utilización De Maquinaria Y Equipo Durante La Fase De Limpieza Del Terreno Y Construcción. Equipo Cantidad Horas de

trabajo diario

dB emitidos

Emisiones a la atmósfera

(gr/s)*

Tipo de combustible

4 12 hrs. 80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

6 12 Hrs 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

4 12 hrs 78 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

2 12 Hrs 75-80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

10 equipos 12 hrs. 81 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel



Página 86

Utilización De Maquinaria Y Equipo Durante La Fase De Limpieza Del Terreno Y Construcción. Equipo Cantidad Horas de

trabajo diario

dB emitidos


(gr/s)*

Tipo de combustible

2 12 hrs 75 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

20 12 hrs. No determinado

Por debajo de lo establecido en la NOM-047-SEMARNAT-1999

Gasolina


No hay generación de emisiones

Alimentación Eléctrica

4 12 hrs. 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel


CO 5.22ppm HC 45.5 ppm NOx 45.5ppm SO2 8.21 ppm

Diesel

* Valores cuantificados de maquinaria y equipo en buenas condiciones de operación y mantenimiento

Cabe hacer mención que la cantidad de generación de emisiones a la atmósfera

por el uso de maquinaria y equipo dependerán de las propias condiciones

mecánicas y de mantenimiento de los equipos, sin embargo dichos equipos

deberán de cumplir con lo que se especifica en las normas ambientales para el

control de emisiones a la atmósfera NOM-041-SEMARNAT-2006 y la NOM-042-

SEMARNAT 2003, NOM-044-SEMARNAT-2006 y la NOM-047-SEMARNAT-1999.



Página 87

II.2.9.2.2 Generación de emisiones durante la etapa de operación

Por su parte, en la etapa de operación se espera que los generadores de

emisiones por fuentes fijas se den en los calentadores CDHDS, lo cuales por el

mismo proceso de calentamiento por gas natural serán una fuente fija y

permanente de generación de emisiones al aire, por el propio diseño de las

plantas desulfuradoras no se tienen estimadas emisiones fugitivas de gases o

vapores al ambiente sin embargo esto deberá ser adecuadamente monitoreado

tanto en los protocolos de entrega recepción de las instalaciones como en la

propia operación de las plantas desulfuradoras durante su vida útil.

Todas las emisiones provenientes de fuentes fijas cumplirán con los límites

máximos permisibles fijados por la normatividad vigente.

Los calentadores que forman parte del equipo de la planta desulfuradora de

gasolinas catalíticas serán generadores de emisiones de gases de combustión,

estos calentadores se consideran como las únicas fuentes fijas de emisión, se

espera que se tenga una emisión de gases de combustión acuerdo a lo que se

presenta en la siguiente tabla cumpliendo con los límites máximos permisibles de

acuerdo a la normatividad vigente.



Página 88

Emisiones estimadas de generación

Nom

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Nom

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tura

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0.046

1174

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0.220

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0 0 0

0.110

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92

0.046

1173

88

0.220

5614

23

0 0 0

0.110

2807

12

0.012

8326

65

2406

.1246

1496

Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades lo más

aproximadas posible

II.2.9.3 Descargas de Aguas residuales provenientes de las plantas

desulfuradoras.

Referente a la generación de agua del proceso de las plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica ULSG 1 y ULSG 2 el agua que es recuperada en los procesos

con altos contenidos de azufre serán enviados a las plantas de tratamiento de



Página 89

aguas amargas en donde el objetivo es el agotamiento de aguas amargas

mediante la separación del azufre presente en el agua.

La refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa cuenta con varias plantas de tratamiento de

aguas amargas, en las cuales se integrarán las aguas generadas por la operación

de las plantas desulfuradotas de gasolinas, y tienen la siguiente capacidad

instalada.

Capacidad instalada de plantas de tratamiento de aguas amargas en la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa.

Equipo Capacidad de tratamiento Barriles por dia (bpd)

Planta de tratamiento de aguas amargas 5 10,000 Planta de tratamiento de aguas amargas 6 10,000 Planta de tratamiento de aguas amargas 7 10,000 Planta de tratamiento de aguas amargas 8 10,000 Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas

40,000

II.2.9.4 Sustancias peligrosas usadas en el proceso

Se anexan las hojas de datos de seguridad disponibles de las sustancias

involucradas en el proceso (anexo 15).

• Nitrógeno

• Hidrógeno

• Dietanolamina

• H2S

• Nafta



Página 90

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos

En referencia a la infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los

residuos la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa de la Ciudad de Cadereyta de

Jiménez cuenta con espacios específicos que funcionan como almacenes

temporales de residuos tanto peligrosos como para residuos de manejo especial

los cuales se encuentran ubicados estratégicamente dentro de las instalaciones de

la propia refinería.

En lo que respecta a la disposición de los residuos peligrosos esta acción se

realiza mediante la aplicación de la normatividad ambiental vigente y de acuerdo a

los procedimientos y requerimientos específicos de PEMEX Refinación.

Referente a la infraestructura para el manejo y disposición de los residuos

peligrosos de acuerdo al reporte de la cedula de Operación Anual (COA) del año

2006, se cuenta con dos almacenes temporales de residuos peligrosos los cuales

se encuentran bajo techo, con ventilación e iluminación natural, por otra parte se

cuenta con procedimientos específicos que aplican a todas las instalaciones de

PEMEX Refinación para el adecuado manejo de los residuos peligrosos, el

diagrama de flujo que se presenta a continuación es utilizado en las instalaciones

de PEMEX Refinación para el manejo y la disposición final de los residuos

peligrosos.



Página 91

GENERADOR DE RESIDUOS(ELABORAR DICTAMEN TEC. Y SOLICITUD PARA EL TRANSPORTE)

¿RESIDUO CONOCIDO? ANÁLISIS CRETIB

NO

SIINSPECCIÓN

SELECCIÓN DEL CONTENEDOR Y SU IDENTIFICACIÓN

¿RESIDUO HOMOGÉNEO Y

LIBRE DE BASURA?LIMPIEZA

NO

SI

TRASLADAR A:

2.-ALMACÉN TEMPORAL

PARA RESGUARDO

Y POSTERIOR

MANEJO

PELIGROSO

3.- ALMACÉN TEMPORAL

PARA RECUPERACIÓN Y REHÚSO

PELIGROSO

4.- DISPOSICIÓN FINAL A UN SITIO

AUTORIZADO PARA RESIDUOS

PELIGROSOS

PELIGROSO

5.- AL CENTRO DE

ACOPIO (PAPEL,

CARTÓN)NO

PELIGROSO

6.- INCINERAR EN LOS

LUGARES AUTORIZADOS

PELIGROSO

1.-RELLENO SANITARIO MUNICIPAL: BASURA DOMESTICA

NO PELIGROSO

LLENAR HOJAS DE REGISTRO Y FORMATOS DE LA SEMARNAT PARA LADISPOSICIÓN EN LUGARES AUTORIZADOS

GENERADOR DE RESIDUOS(ELABORAR DICTAMEN TEC. Y SOLICITUD PARA EL TRANSPORTE)

¿RESIDUO CONOCIDO? ANÁLISIS CRETIB

NO

SIINSPECCIÓN

SELECCIÓN DEL CONTENEDOR Y SU IDENTIFICACIÓN

¿RESIDUO HOMOGÉNEO Y

LIBRE DE BASURA?LIMPIEZA

NO

SI

TRASLADAR A:

2.-ALMACÉN TEMPORAL

PARA RESGUARDO

Y POSTERIOR

MANEJO

PELIGROSO

3.- ALMACÉN TEMPORAL

PARA RECUPERACIÓN Y REHÚSO

PELIGROSO

4.- DISPOSICIÓN FINAL A UN SITIO

AUTORIZADO PARA RESIDUOS

PELIGROSOS

PELIGROSO

5.- AL CENTRO DE

ACOPIO (PAPEL,

CARTÓN)NO

PELIGROSO

6.- INCINERAR EN LOS

LUGARES AUTORIZADOS

PELIGROSO

1.-RELLENO SANITARIO MUNICIPAL: BASURA DOMESTICA

NO PELIGROSO

LLENAR HOJAS DE REGISTRO Y FORMATOS DE LA SEMARNAT PARA LADISPOSICIÓN EN LUGARES AUTORIZADOS

La Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa cuenta con el procedimiento 312-45200-

PO-412 “Manejo, Almacenamiento y Disposición final de Residuos Peligrosos”,

independientemente del cumplimiento de los requerimientos normativos

ambientales aplicables.

INDICE CAPITULO III

III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES

EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO................................................................................................................92

III.1 Información general del proyecto. .......................................................92

III.2 Planes y ordenamientos ecológicos del territorio..............................92

III.2.1 Plan estatal de medio ambiente del estado de Nuevo León ................92

III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, municipales

o en su caso del centro de población...............................................................95

III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo ................................................................95

III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo de Nuevo León ..........................................98

III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo Cadereyta Jiménez, Nuevo León,

Gobierno Municipal 2006-2009 ........................................................................102

III.4 Leyes, Reglamentos y Normatividad Aplicable al proyecto ............103

III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas. ...................112

III.5.1 Áreas Naturales protegidas de carácter federal.................................112

III.5.2 Áreas Naturales Protegidas de carácter estatal.................................115



Página 92

III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN

MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO

III.1 Información general del proyecto.

Dentro del plan estratégico de Petróleos Mexicanos se determinó la necesidad de

realizar diversas inversiones en el mediano plazo, con la finalidad de mejorar el

esquema de proceso y aumentar la calidad de sus productos.

Este proyecto se desarrolla con la finalidad de cumplir con la Norma Oficial

Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero de

2006, que requiere el suministro de gasolina con bajo azufre en las áreas

metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey a partir de

octubre de 2008, y para el resto del país a partir de enero de 2009.

III.2 Planes y ordenamientos ecológicos del territorio

III.2.1 Plan estatal de medio ambiente del estado de Nuevo León

El estado de Nuevo León cuenta con el Plan Estatal de Medio Ambiente 1995-

2020 debido al amplio proceso de expansión que el estado pero particularmente la

zona conurbada de la Ciudad de Monterrey ha experimentado en los últimos años,

el crecimiento industrial, urbano y en población se ha incrementado de manera tal

que se ha considerado que el área Metropolitana de la Ciudad de Monterrey se

considera como el segundo centro urbano-industrial del país. Para satisfacer las

crecientes demandas de consumo se han establecido prácticas técnicamente

avanzadas que, sin un control ambiental adecuado, degradan e incluso afectan de

manera irreversible los recursos naturales del estado.



Página 93

El Plan Estatal de Medio Ambiente 1995-2020 encuentra su fundamento jurídico

en la Constitución Política Federal (Artículo 115), la Constitución Política del

Estado de Nuevo León (Artículo 85, fracción X), la Ley Orgánica para la

Administración Pública del Estado de Nuevo León (Artículo 8), la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Artículo 6,fracción II) y la Ley del

Equilibrio Ecológico y de Protección al Ambiente del Estado de Nuevo León

(Artículo 6, fracción II).

Como parte de los Objetivos y metas estratégicas del Plan Estatal de Medio

Ambiente se desprende el objetivo general y los objetivos específicos que son los

que se indican a continuación:

Objetivo General:

Prevenir y controlar el deterioro del ambiente y conservar los recursos naturales

mediante acciones estratégicamente planeadas y coordinadas para lograr un

desarrollo económico y social sustentable.

Objetivos específicos:

• Mejorar los niveles de cumplimiento de la legislación ambiental mediante la

ampliación de las acciones de inspección y vigilancia y la implementación de

sistemas de compensación por cumplimiento.

• Promover regulaciones e incentivos económicos orientados a la creación y

desarrollo de infraestructuras ambientales.

• Hacer del ordenamiento ecológico del estado la pauta del desarrollo regional y

urbano según la vocación natural del suelo.

• Desarrollar y consolidar la gestión de las áreas naturales protegidas.



Página 94

• Iniciar acciones para la conservación de la biodiversidad.

• Implementar el Programa de Administración de la Calidad del Aire para el

estado.

• Controlar y prevenir la contaminación del agua, preservando su calidad y

promoviendo su óptimo aprovechamiento y su máximo reuso.

• Impulsar la minimización, reutilización, tratamiento y disposición final adecuada

de todo tipo de residuos según la competencia legal conferida al estado.

• Reforzar el desarrollo de la investigación científica y tecnológica y su

orientación hacia la solución de los problemas regionales prioritarios de

prevención y control del deterioro ambiental y de conservación de los recursos

naturales.

• Asegurar la participación ciudadana orientada y objetiva en la vigilancia,

mejoramiento y protección del ambiente.

• Ampliar la cooperación internacional y promover la obtención de fuentes de

financiamiento en busca del desarrollo sustentable del estado.

Los objetivos metas y estrategias del Plan Estatal de Medio Ambiente fueron

divididas en varias áreas prioritarias entre los que se encuentran:

• Las área naturales protegidas, flora y fauna.

• Medio físico

• Contaminación del aire

• Contaminación del agua

• Contaminación del suelo

• Contaminación por ruido

• Gestión ambiental

• Ordenamiento ecológico



Página 95

• Impacto y riesgo ambiental

• Marco legal

Estos son los puntos que se consideran como de mayor relación con el proyecto

que nos ocupa y que tienen relación directa con el mismo, se tendrán controles

apegados a las regulaciones federales, estatales y municipales en materia de

protección al ambiente con la finalidad de que el desarrollo de dicho proyecto

impacte en la medida de lo posible de menor magnitud a los ecosistemas y los

alrededores de la zona del proyecto, por otra parte y en materia de prevención se

compartirá la información que se considere conveniente para realizar de a

protección ambiental.

III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, municipales o en

su caso del centro de población

III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo

El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y viable

para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas, realistas y ,

sobre todo, responsables.

Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:

• Estado de derecho y seguridad

• Economía competitiva y generadora de empleos

• Igualdad de oportunidades

• Sustentabilidad ambiental

• Democracia efectiva y política exterior responsable.



Página 96

Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro del

rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan

Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el

petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a

precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan

elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena

productiva.

La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante

en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido

significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el país

fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de

oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor

eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable

realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto

ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la

introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos

que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y

responsabilidad ambiental.

Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se

mencionan las siguientes:



Página 97

• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas,

la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento

en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo

de plantas procesadoras de productos derivados y gas.

• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las

medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en

especial de crudos pesados.

Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10 del

Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero. Y como estrategia 10.3:

• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de

emisiones vehiculares.

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer

incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la

renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para impulsar

ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen a

incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de

CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas periódicos y sistemáticos

de inspección y mantenimiento vehicular, así como sistemas eficientes de

trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.



Página 98

Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el

Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de alta

tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir

gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación

ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.

III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo de Nuevo León

Como parte de las estrategias que persigue el gobierno del estado de Nuevo

León, el plan estatal de desarrollo 2004 – 2009 se rige en 7 grandes temas que

son considerados como fundamentales para el gobierno, los cuales se enuncian a

continuación:

• Por un gobierno humanista, democrático, competitivo y con resultados

• Por un Nuevo León seguro y con justicia para todos

• Por un Nuevo León próspero y de oportunidades

• Por un Nuevo León justo y solidario con los que menos tienen

• Por un desarrollo ordenado y sustentable

• Por una finanzas sanas y un auténtico federalismo

III.3.2.1 Proyectos estratégicos para el desarrollo económico de Nuevo León

Como es de todos conocido el estado de Nuevo León es uno de los de mayor

impulso económico en el país con una alta generación de empleos y pujante

economía, sin embargo el gobierno del estado preocupado por la generación de

empleos bien remunerados que sostengan el crecimiento económico del estado

plantea las estrategias de desarrollo en el punto por un Nuevo León prospero y

con oportunidades, bajo estas directrices se plantean las siguientes estrategias y

líneas de acción como son la promoción de ventajas que el estado ofrece para el

desarrollo de empresas y oportunidades de negocio. El desarrollo del proyecto



Página 99

para la instalación y puesta en marcha de las plantas desulfuradoras será un

importante detonador para la generación de empleos y la generación y apertura de

empresas los cuales se generarán desde las mismas etapas de planeación y

diseño hasta las etapas de construcción y puesta en marcha sin olvidar el

mantenimiento de la misma, por este motivo que el objetivo 1 (Generación de

empleos y crecimiento económico) como parte de las estrategias de crecimiento

se ven adecuadamente reflejadas en la construcción del proyecto que nos ocupa.

Por otra parte como estrategia de crecimiento productivo se tiene el lineamiento de

promover las industrias y empresas que cuenten con características de alta

tecnología entre las que se incluya la “tecnología verde y gestión ambiental” como

parte fundamental de sus componentes, en este sentido la planta desufuradora de

de gasolina tendrán estas características al reducir de manera importante el

porcentaje de azufre en las gasolinas que se consumirán en los próximos años en

el país.

Otra de las estrategias importantes en el desarrollo del presente plan entre otros

puntos es el de la formación y desarrollo sindical dando impulso a la promoción de

esquemas de apoyo a la capacitación sindical del estado y diseñando y

promoviendo acciones de capacitación, calidad, seguridad e higiene para los

trabajadores, en este sentido el desarrollo del proyecto de las plantas

desulfuradoras de gasolinas catalíticas se encuentra alineado con las estrategias

del desarrollo sindical ya que la construcción y la operación de la planta acarreara

capacitación a los trabajadores sindicalizados y elevará los estándares de calidad

de los productos que en la Refinería Héctor Lara Sosa se producen.



Página 100

Otra de las estrategias importantes es la del objetivo 5 referente a la innovación

tecnológica, conocimiento y competitividad empresarial, como parte de las

estrategias del objetivo antes mencionado es la del fomento de la innovación y

desarrollo tecnológico y la creación de capital intelectual, lo que se alinea a la

nueva tecnología de desulfuración de gasolinas, lo que generará conocimientos

importantes y desarrollo de capital intelectual no solo para el estado sino para todo

el país.

El impulso de nuevas alternativas de comunicación y asociación entre organismos

empresariales, universidades y gobierno para diseñar y operar mecanismos de

apoyo a la competitividad empresarial es otra de las coincidencias del proyectos

con los ordenamientos del Plan estatal de desarrollo ya que se han establecido y

se cuenta con los mecanismos para lograr los concesos de grupos entre la

paraestatal en este caso PEMEX Refinación y las universidades públicas en este

caso la Universidad Autónoma de Nuevo León, prueba de ello es el desarrollo del

presente proyecto.

III.3.2.2 Desarrollo ordenado y sustentable

Como parte de las estrategias definidas dentro del tema del desarrollo ordenado y

sustentable, se tiene entre otros objetivos como Objetivo No. 2, la promoción de

un sistema de vialidad y transporte eficiente y competitivo, que tiene como visión

global el lograr un sistema de vialidad y transporte que brinde servicios modernos,

eficientes, seguros y de alta calidad para el traslado de personas y bienes. Como

parte de estos objetivos se tiene la meta de contar con sistemas amigables de

transporte de personas, bienes y mercancías que sea seguro, eficiente, ecológico

y competitivo en sus distintas modalidades, estos objetivos y estrategias se

ajustan de manera concreta al proyecto que nos ocupa debido a la producción de



Página 101

combustibles con menores porcentajes de azufre en peso lo que incidirá de

manera importante en la reducción de emisiones de este elemento como parte de

las emisiones por la combustión de los vehículos automotores.

Uno de los objetivos más relevantes dentro del rubro de desarrollo ordenado y

sustentable es el objetivo No. 4 que habla del establecimiento de una nueva

cultura para la protección del ambiente y de los recursos naturales, las estrategias

y líneas de acción más importantes de este objetivo en particular es el de la

protección del medio ambiente y los recursos naturales mediante el diseño de

instrumentos jurídicos de vanguardia, en este sentido el proyecto de la

construcción y puesta en operación de la planta desulfuradora de gasolinas

catalíticas surge precisamente en respuesta del cumplimiento de la norma NOM-

086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 “Especificaciones de los combustibles para

la protección ambiental” que a pesar de que dicha norma es a nivel federal se

alinea con las estrategias establecidas en este rubro en particular.

Otro de los puntos relevantes es la estrategia del fortalecimiento del control de las

actividades generadoras de contaminantes; en este sentido la planta

desulfuradora de gasolinas catalíticas contará con tecnología de punta en materia

de control de las emisiones a la atmósfera amén de que el producto que se

pretende generar ayudará a la reducción de emisiones de azufre de las fuentes

móviles, adicionalmente de que se contará con todos los permisos y análisis para

un adecuado control durante su etapa de operación.

En referencias a las estrategias del uso racional del agua y de la generación

ordenada de los residuos y del reciclaje, la refinería de Cadereyta cuenta con

sistemas integrados de seguridad y medio ambiente, los que regulan los aspectos

ambientales de sus actividades productos y/o servicios.



Página 102

III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo Cadereyta Jiménez, Nuevo León,

Gobierno Municipal 2006-2009

Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es

propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la

población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir el

crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas

vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio

ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la

libertad municipal.

Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Cadereyta de Jiménez N.L.

desarrolló un Plan Municipal de Desarrollo 2006-2009, en el cuál se mencionan

todas las problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe

mencionar que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia

de la Refinería, y por consiguiente los proyectos nuevos de la construcción de las

plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los rubros social y

económico.

Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que

toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:

Objetivo 4

Estrategia “Impulsar el Mejoramiento Económico de Nuestros Ciudadanos y Sus

Familias”



Página 103

Haremos la promoción necesaria de las ventajas de nuestro Municipio para la

instalación de nuevas empresas, con el fin de atraer inversiones que aumenten las

oportunidades de empleo

Promoveremos el aprovechamiento integral y optimo de los programas estatales y

federales de apoyo a las industrias y al campo entre nuestros ciudadanos,

dándoles la asesoría y el apoyo necesario.

Simplificaremos los tramites y apoyaremos a quienes quieran abrir nuevos

negocios en nuestra comunidad.

Daremos asesoría y capacitación para que se inicien nuevas empresas, pequeñas

y medianas, y se fortalezcan las ya existentes.

III.4 Leyes, Reglamentos y Normatividad Aplicable al proyecto

Como parte del cumplimiento de la normatividad ambiental se realiza una lista de

la normatividad ambiental bajo la cual se apegarán los trabajos y actividades

durante las etapas de diseño, construcción, pruebas y arranques y puesta en

operación del proyecto para la desulfurización de gasolinas catalíticas que

promueve Pemex Refinación.

Leyes, reglamentos y normas en Materia Federal, Estatal y Municipal

LEYES, REGLAMENTOS Y NORMAS EN MATERIA FEDERAL , ESTATAL Y MUNICIPAL

SECRETARÍA U ORDEN DE GOBIERNO

FECHA DE PUBLICACIÓN

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Secretaría de Gobernación 1917-2007

Ley Reglamentaria del Art. 27 Constitucional en el ramo del petróleo

Secretaría de Gobernación 1958

Ley de Aguas Nacionales Comisión Nacional del Agua 1992

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Secretaría del Medio 1988



Página 104




Ambiente Ambiente y Recursos Naturales

Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los residuos

SEMARNAT 2003

Ley de la Comisión Reguladora de Energía SENER 1995

Ley Federal del Trabajo STPS 1970

Ley de Conservación de Suelo y Agua Secretaría de Gobernación 1946

Ley Federal de Derechos Secretaría de Gobernación 1981

Ley Federal del Procedimiento Administrativo Secretaría de Gobernación 1994

Ley Federal de Metrología y Normalización Secretaría de Gobernación 1997

Ley de Información Estadística e Informática INEGI 1980

Ley General de Protección Civil SEGOB 2000

Ley Ambiental del Estado de Nuevo León Gobierno del Estado de Nuevo León

2005

Ley de protección contra incendios y materiales peligrosos del estado de Nuevo León

Gobierno del Estado de Nuevo León

1997

Ley de Protección Civil para el Estado de Nuevo León Gobierno del Estado de Nuevo León

1997

Ley de Saneamiento y Agua Potable para el estado de Nuevo León


1997

REGLAMENTOS FEDERALES EN MATERIA AMBIENTAL SECRETARÍA U ORDEN DE GOBIERNO


Reglamento de la Ley General para l Prevención y Gestión SEMARNAT 2006



Página 105




Integral de los Residuos

Reglamento de la LGEEPA en materia de prevención y control de la contaminación

SEMARNAT 1988

Reglamento de la LGEEPA en materia de evaluación de Impacto Ambiental

SEMARNAT 2000

Reglamento de la LGEEPA en materia de registro de emisiones y transferencia de contaminantes

SEMARNAT 2004

Reglamento para la protección del ambiente contra la contaminación originada por la emisión de ruido

SEMARNAT 1982

Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales SEMARNAT / CNA 1994

Reglamento para el transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos

SEMARNAT/SCT 1993

Reglamento Federal de Seguridad y Medio Ambiente en el Trabajo

STPS 1997

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

SE 1999

REGLAMENTOS ESTATALES EN MATERIA AMBIENTAL SECRETARÍA U ORDEN DE GOBIERNO


Reglamento de la Ley del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente del Estado de Nuevo León


1990

Reglamento de Operación del Sistema Estatal de Protección Civil


1997

NORMA Oficial Mexicana: NOM-001-SEMARNAT-1996, Que establece los límites máximos permisibles de descargas de contaminantes en las descargas de aguas nacionales

SEMARNAT 07-01-97



Página 106




NORMA Oficial Mexicana; NOM-041-SEMARNAT-2006; Que establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.

SEMARNAT 06-03-07

NORMA Oficial Mexicana; NOM-042-SEMARNAT-2003; Que establece los limites máximos permisibles de emisión de hidrocarburos no metano, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno y partículas provenientes del escape de los vehículos automotores nuevos cuyo peso bruto vehicular no exceda los 3,857 kilogramos, que usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural y diesel, así como de las emisiones de hidrocarburos evaporativos provenientes del sistema de combustible de dichos vehículos

SEMARNAT 07-09-05

NORMA Oficial Mexicana: NOM-043-SEMARNAT-1993, Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.(antes NOM-CCAT-006-ECOL/1993)

SEMARNAT 23-07-93

NORMA Oficial Mexicana; NOM-044-SEMARNAT-2006; Que establece los límites máximos permisibles de emisión de hidrocarburos totales, hidrocarburos no metano, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno, partículas y opacidad de humo provenientes del escape de motores nuevos que usan diesel como combustible y que se utilizarán para la propulsión de vehículos automotores nuevos con peso bruto vehicular mayor de 3,857 kilogramos, así como para unidades nuevas con peso bruto vehicular mayor a 3,857 kilogramos equipadas con este tipo

SEMARNAT 12-10-06



Página 107




de motores

NORMA Oficial Mexicana; NOM-047-SEMARNAT-1999; Que establece las características del equipo y el procedimiento de medición para la verificación de los límites de emisión de contaminantes, provenientes de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina, gas licuado de petróleo, gas natural u otros combustibles alternos

SEMARNAT 10-05-00

NORMA Oficial Mexicana: NOM-052-SEMARNAT-2005, Que establece las características de los residuos peligrosos, el procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos

SEMARNAT 23-06-06

NORMA Oficial Mexicana: NOM-054-SEMARNAT-93, Que establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993.

SEMARNAT 22-10-93

NORMA Oficial Mexicana: NOM-081-SEMARNAT-1994, Establece los limites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición.

SEMARNAT 22-06-94

NORMA Oficial Mexicana: NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005; Que establece las especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental

SEMARNAT 30-01-06

NORMA Oficial Mexicana: NOM-085-SEMARNAT-1994 Contaminación atmosférica. Fuentes fijas. Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión al la

SEMARNAT 18-11-93



Página 108




atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre de los equipos de calentamiento directo por combustión.

NORMA Oficial Mexicana: NOM-086-SEMARNAT-94, Contaminación atmosférica- Especificaciones sobre protección ambiental que deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se usan en fuentes fijas y móviles

SEMARNAT 02-12-94

NORMA Oficial Mexicana: NOM-011-STPS-2002, Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido.

STPS 17-04-02

NORMA Oficial Mexicana: NOM-017-STPS-2001, Equipo de protección personal-selección, uso y manejo en los centros de trabajo.

STPS 05-11-01

NORMA Oficial Mexicana: NOM-024-STPS-2001, vibraciones-Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.

STPS 11-01-02

NORMAS PEMEX

NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos.

NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de



Página 109




hidrocarburos no amargos.

NRF-004-PEMEX-2000 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores.

NRF-006-PEMEX-2002 Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-007-PEMEX-2000 Lentes y gogles de seguridad, protección primaria de los ojos.

NRF-008-PEMEX-2001 Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

NRF-010-PEMEX-2001 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución



Página 110




de instalaciones industriales en centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR

NRF-012-PEMEX-2001 Tubería de resina reforzada con fibra de vidrio para recolección y transporte de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.

NRF-017-PEMEX-2001 Protección catódica en tanques de almacenamiento.

NRF-019-PEMEX-2001 Protección contraincendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico.

NRF-021-PEMEX-2001 Requisitos mínimos de calidad técnico-médica para prestadores de servicios médicos subrrogados.

NRF-022-PEMEX-2001 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos y áreas industriales de



Página 111




Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-023-PEMEX-2001 Medidas de seguridad, higiene y protección ambiental para contratistas que desarrollen trabajos en edificios administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-024-PEMEX-2001 Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y líneas de vida.

NRF-025-PEMEX-2002 Aislamientos térmicos para baja temperatura

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.

NRF-027-PEMEX-2001 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura.

NRF-029-PEMEX-2002 Señales de seguridad e higiene para los edificios administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos



Página 112




Subsidiarios

NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica

NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios

NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas

III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas.

El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería “Ing. Héctor R.

Lara Sosa”, sin alterar o interactuar ninguna área natural protegida.

III.5.1 Áreas Naturales protegidas de carácter federal

En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por la

federación:

• Reservas de la biosfera 0

• Parques Nacionales 2

• Monumentos Naturales 1

• Áreas de protección de recursos naturales 0

• Áreas de Protección de Flora y Fauna 0

• Santuarios 0



Página 113

Como puede observarse en todo el territorio del estado de Nuevo León, se cuenta

con tres áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las

siguientes categorías:

Áreas naturales protegidas decretadas por la federación.

AREA NATURAL PROTEGIDA

CATEGORIA EXTENSIÓN FECHA DE DECRETO

Cumbres de Monterrey Parque Nacional 177,396ha 17-nov-00

El Sabinal Parque Nacional 8ha 25-ago-38

El Cerro de la Silla Monumento Natural 6,039 ha 26-abr-91



Página 114

Áreas Naturales Protegidas decretadas por la federación

• Parque Nacional Cumbres de Monterrey

Con una extensión de 177,395.95 Ha el Parque Nacional Cumbres de Monterrey

se localiza en la zona oeste-centro del Estado de Nuevo León, en colindancia con

el Estado de Coahuila, en la Sierra Madre Oriental, donde las formas

predominantes son las montañosas con algunas zonas planas; dentro de la región



Página 115

se encuentra una biodiversidad que va desde zonas áridas con especies propias

de las regiones desérticas, pasando por matorrales con diversos tipos de

vegetación y asociaciones, hasta bosques principalmente e pinos y encinos en las

partes más altas, así como pastizales y diversas composiciones florísticas a lo

largo de los ríos y cañadas.

• Parque Nacional El Sabinal

Uno de los parques nacionales más pequeños de México, se ubica en el Municipio

de Cerralvo, su ecosistema principal es Bosque de Galería con una superficie de 8

ha, paseo tradicional de las familias de la región; actividades de expresión de

educación ambiental, actualmente administrado por el Patronato Cerralvo, A.C.

• Monumento Natural Cerro de la Silla

Ubicado al sureste de la ciudad de Monterrey y con una superficie de 6039.5 ha,

con ecosistemas de bosque de encino y matorral xerófilo y pastizal El cerro de la

silla es considerado histórica y culturalmente como símbolo representativo de la

entidad. El área se encuentra dentro de la provincia fisiográfica de la Sierra Madre

Oriental y forma parte de la Sierra Cerro de la Silla ubicada al sureste de la ciudad

de Monterrey. Es un ecosistema representativo de las zonas semiáridas del país y

puede ser utilizado para educación ambiental de la población de Monterrey.

III.5.2 Áreas Naturales Protegidas de carácter estatal

Un Área Natural Protegida (ANP) representa una zona del territorio estatal dentro

de la cual, por decreto del gobernador, se llevan a cabo acciones de conservación,

protección y, dado el caso, de recuperación de los valores biológicos, ecológicos y

físicos dentro de la misma, para asegurar de este modo la continuidad de sus



Página 116

procesos naturales para las generaciones actuales y las futuras. Cada una de

estas áreas cuenta con un valor específico ya sea natural y/o cultural.

En el decreto emitido por el ejecutivo Estatal el 24 de noviembre de 2000, se

determinaron 23 Áreas Naturales Protegidas dentro del Estado de Nuevo León,

creándose el Sistema Estatal de Áreas Naturales Protegidas, el cual se encarga

del manejo y conservación de las mismas; adicionalmente en el decreto publicado

el 14 de enero de 2002 se incluyeron dentro del Sistema 3 áreas más para

proteger poblaciones de perrito de la pradera ( Cynomys mexicanus ) en Galena; y

el día 1 de octubre del 2003 se volvió a delimitar el ANP Cerro Picachos para

ampliar su protección, creándose el ANP Sierra Picachos.

En la siguiente tabla, se enumera las 27 Áreas Naturales Protegidas, los

municipios que abarcan y su superficie:

Áreas Naturales protegidas decretadas por el Estado



Trinidad y Llano Salas Zona sujeta a conservación Ecológica

1,972.28 24-Nov-2000

La trinidad Zona sujeta a conservación Ecológica

132.36 24-Nov-2000

San Juan y Puentes Zona sujeta a conservación Ecológica

21.66 24-Nov-2000

Sandia El Grande Zona sujeta a conservación Ecológica

1,902.74 24-Nov-2000



Página 117



Acuña Zona sujeta a conservación Ecológica

1,228.38 24-Nov-2000

El refugio de Apanaco Zona sujeta a conservación Ecológica

815.31 24-Nov-2000

Cerro El Peñón Zona sujeta a conservación Ecológica

103.39 24-Nov-2000

La purísima Zona sujeta a conservación Ecológica

18.30 24-Nov-2000


844.54 24-Nov-2000

Las Flores Zona sujeta a conservación Ecológica

81.99 24-Nov-2000

San Elías Zona sujeta a conservación Ecológica

653.92 24-Nov-2000

Cañón Pino del Campo Zona sujeta a conservación Ecológica

2,567.21 24-Nov-2000

Vaquerías Zona sujeta a conservación Ecológica

1,121.27 24-Nov-2000

Santa Marta de Abajo Zona sujeta a conservación Ecológica

27.18 24-Nov-2000

Sierra Picachos Zona sujeta a conservación Ecológica

75,852.55 24-Nov-2000

Cerro El Potosí Zona sujeta a conservación Ecológica

989.38 24-Nov-2000

Sierra Corral de los Bandidos

Zona sujeta a conservación Ecológica

1,175.01 24-Nov-2000



Página 118



Cerro La Mota Zona sujeta a conservación Ecológica

9,432.26 24-Nov-2000

Sierra El Fraile y San Miguel


23,506.36 24-Nov-2000

Cerro el topo Zona sujeta a conservación Ecológica

1,093.30 24-Nov-2000

Sierra Cerro de la Silla Zona sujeta a conservación Ecológica

10,620.37 24-Nov-2000

Baño de San Ignacio Zona sujeta a conservación Ecológica

4,225.40 24-Nov-2000

La Trinidad Zona sujeta a Conservación Ecológica

3,282.60 14-ene-2002

Llano La Soledad Zona sujeta a Conservación Ecológica

7,607.00 14-ene-2002

La Hediondilla Zona sujeta a Conservación Ecológica

4,381.90 14-ene-2002

Cerro del Obispado Parque Urbano 13 14-jun-2005

Fuente: Gobierno del Estado de Nuevo León.

Con un gran total de Hectáreas protegidas del Estado de Nuevo León de

157,386.88.



Página 119

Áreas Naturales protegidas de carácter estatal.

Fueron seleccionadas áreas que representaran los 19 tipos de vegetación

existentes en nuestra entidad en sitios en los cuales esta vegetación se encontrara

en buen estado de conservación, como resultado de este estudio se describieron

23 áreas susceptibles de conservación en el Estado, las cuáles una vez



Página 120

reagrupadas por continuidad geográfica derivaron en 18 áreas; paralelamente

surgieron las propuestas de 4 áreas adicionales cuyo criterio de selección fue el

de representar y conservar las montañas dentro de nuestra Área Metropolitana;

finalmente se pensó en incluir el único ecosistema de pantano o humedal presente

en el Estado, por lo que se decretó el área conocida como "Baño de San Ignacio".

En decreto posterior se incluyeron 3 áreas dentro del municipio de Galeana para la

protección de los perritos llaneros ( Cynomys mexicanus ) y especies asociadas,

para concluir así con un total de 26 ANP's en el Estado.

Resulta importante mencionar que el Sistema Estatal de Áreas Naturales

Protegidas representa una opción para la conservación de otros sitios que reúnan

las características necesarias y deban ser incluidos en este sistema en un futuro.

INDICE CAPITULO IV

IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA

PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO................................................................................................ 121

IV.1 Delimitación del área de estudio.................................................... 121

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental......................... 121

IV.2.1 Aspectos abióticos ......................................................................... 121

IV.2.2 Aspectos bióticos ........................................................................... 144

IV.2.3 Fauna............................................................................................. 145

IV.2.4 Paisaje ........................................................................................... 146

IV.2.5 Medio Socioeconómico.................................................................. 148

IV.2.6 Diagnóstico ambiental.................................................................... 154



Página 121

IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA

PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL

PROYECTO

IV.1 Delimitación del área de estudio

Para delimitar el área de estudio, se aplicaron los criterios correspondientes a

dimensiones del proyecto, factores sociales, rasgos biológicos y físicos del área y

usos de suelo de acuerdo al Plan de Desarrollo Urbano.

Considerando que el proyecto se desarrollará dentro de la Refinería “Ing. Héctor

R. Lara Sosa” y que formará parte de los procesos productivos de la misma,

delimitaremos el área de estudio y de afectación ambiental del proyecto dentro de

los límites de Batería de la Refinería.

Sin embargo para el desarrollo de la caracterización y análisis del sistema

ambiental, se tomaron en cuenta datos geográficos y sociodemográficos tanto del

Municipio de Cadereyta de Jiménez como del estado de Nuevo León.

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental

IV.2.1 Aspectos abióticos

IV.2.1.1 Clima

IV.2.1.1.1 Tipo de clima

Es seco estepario, muy cálido, con temperatura media anual de 23ºC. En días de

verano alcanza los 44ºC y en invierno desciende hasta los 5ºC (bajo cero). Las

lluvias son más abundantes principalmente en el sur y sureste, registrándose con



Página 122

mayor sucesión de agosto a enero; por lo general de febrero a mayo son ligeras

lloviznas y raras veces aguaceros torrenciales; la precipitación pluvial media anual

es de 601 a 800 milímetros.

Los vientos que predominan son del este al noreste en marzo y abril, del sur y

sureste en julio y agosto y del norte de septiembre a febrero.



Página 123

Climas en el estado de Nuevo León



Página 124

Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL

2007 17.0 23.3 27.5 29.0 31.0 33.9 32.3 33.5 31.7 30.7

2006 24.7 24.4 29.8 33.9 32.8 35.6 35.7 36.1 31.1 28.8 25.4 20.4 29.9

2005 20.9 20.7 22.6 25.4 27.2 29.2 27.9 26.3 26.0 23.8 21.7 19.6 24.3

2004 18.8 20.6 23.6 26.0 28.1 27.6 27.6 27.5 26.1 26.0 22.3 19.6 24.5

2003 19.9 22.5 25.6 28.0 31.1 29.3 27.3 27.1 25.1 24.2 23.0 20.1 25.3

2002 21.8 21.4 26.0 29.3 29.9 29.3 28.1 28.8 27.0 26.5 22.3 21.1 26.0

2001 20.3 24.0 24.4 29.3 31.1 33.2 33.8 33.6 29.4 27.3 23.9 21.5 27.7

Temperatura media promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)


2007 11.5 15.7 20.1 22.0 24.9 27.3 26.5 27.3 25.9 23.4

2006 15.6 16.4 22.0 25.6 24.9 27.8 28.4 28.6 24.7 22.7 18.1 13.3 22.3

2005 12.6 13.2 14.3 16.3 18.4 20.2 19.3 18.6 18.1 16.5 13.7 11.9 16.1

2004 11.4 12.4 15.6 17.1 19.0 19.3 19.2 19.1 18.3 17.5 14.3 11.6 16.2

2003 11.9 14.2 16.2 18.7 21.2 20.5 19.3 18.8 17.8 16.3 14.8 11.6 16.8

2002 13.1 13.3 16.8 19.8 20.5 20.5 19.9 20.0 18.7 18.3 14.3 12.8 17.3

2001 13.4 16.4 17.7 20.0 19.5 19.2 19.0 18.6 17.9 16.1 15.3 14.9 17.4



Página 125

Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)


2007 5.9 8.2 12.8 14.9 18.7 20.7 20.8 21.3 20.0 16.3

2006 6.5 8.3 14.1 17.4 16.9 19.9 21.1 21.1 18.3 16.5 10.8 6.2 14.8

2005 4.4 5.7 6.1 7.3 9.6 11.1 10.8 11.0 10.2 9.2 5.8 4.2 8.0

2004 3.9 4.3 7.6 8.3 9.8 11.0 10.7 10.8 10.6 9.1 6.2 3.6 8.0

2003 3.8 6.0 6.7 9.4 11.3 11.6 11.3 10.5 10.6 8.4 6.6 3.2 8.3

2002 4.3 5.1 7.6 10.2 11.0 11.6 11.8 11.3 10.4 10.1 6.3 4.5 8.7

2001 6.4 8.7 9.3 14.1 15.2 16.9 17.5 17.6 15.9 12.5 10.2 6.9 12.6

Fuente : servicio meteorológico nacional, Comisión Nacional del Agua. www.smn.cna.gob.mx

En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005



Página 126

Precipitación media anual

Precipitación media estado de Nuevo León periodo 1941-2005

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL

20.1 17.8 18.7 36.3 59.3 71.0 58.6 84.4 132.8 67.4 19.5 16.2 602.2



Página 127

Precipitación promedio mensual en el Estado de Nuevo León mm) (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2007 28.1 16.0 7.6 43.9 130.3 103.3 114.6 122.1 105.2 15.8 10.8

2006 2.1 8.6 14.9 21.7 59.1 29.4 83.4 52.0 217.5 55.5 30.8 39.3

2005 18.1 83.7 30.6 12.8 78.9 4.5 329.9 31.9 67.5 235.8 16.1 9.4

2004 14.2 12.2 85.3 123.9 27.7 68.2 50.1 97.7 269.3 62.0 16.1 3.5

2003 26.6 7.7 13.8 18.1 68.3 79.4 68.7 80.2 228.1 140.3 17.7 15.4

2002 2.3 5.9 10.1 11.7 18.1 55.6 130.5 29.1 310.4 114.9 11.9 1.4

2001 14.0 16.6 22.0 25.8 41.4 57.6 41.2 61.0 213.0 41.0 49.6 6.9

Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.

En cuanto a los vientos se tienen los siguientes datos:

Vientos reinantes: SO-NO

Vientos dominantes: NO-SO

Velocidad máxima promedio: 107 km/hr

Velocidad máxima de vientos dominantes: 150km/hr

En la siguiente figura se muestra una rosa de vientos general elaborada en base a

los datos de velocidad del viento obtenidos del 4 al 10 de octubre del presente año

cuando se llevaron acabo los monitoreos perimetrales de calidad atmosférica en la

Refinería “Ing. Héctor Lara Sosa”.



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Rosa de Vientos

IV.2.1.1.2 Fenómenos climatológicos

• Heladas:

Muy esporádicas, existiendo la posibilidad de que ocurran en los meses de enero,

febrero, noviembre y diciembre. No obstante, en octubre se presentan

ocasionalmente heladas tempranas y en marzo heladas tardías. La frecuencia en

los climas semicálidos y cálidos de la Llanura Costera del Golfo Norte y de la SMO

es de cero a 20 días al año, debido básicamente al régimen térmico elevado que

solo permite la presencia de dichos fenómenos en los meses de diciembre y

enero, distribuidos de manera irregular.



Página 129

• Granizadas: La frecuencia en la región se localiza en el rango de cero a dos días al año. Su

distribución es muy irregular y no guarda un patrón de comportamiento definido.

En las zonas con climas muy secos, secos y semisecos, este fenómeno es

inapreciable.

• Nevadas: Su distribución es muy irregular y no cuentan con un comportamiento definido, sin

embargo, su ocurrencia es de cada tres o cuatro años aproximadamente.

• Sequías: Es otro fenómeno climatológico al que es muy vulnerable prácticamente todo

Nuevo León, siendo una de las entidades federativas que sufrieron el mayor

número de sequías anuales durante 1979-1988, ocho años de ocurrencia en el

periodo.

• Nortes: Durante el invierno, la temperatura es muy fría sobre la zona norte de Estados

Unidos y sur de Canadá. Al enfriarse, el aire se torna muy pesado y ocasiona

centros de alta presión atmosférica, los cuales se desplazan hacia el sur y

provocan las llamadas ondas frías en la Altiplanicie Mexicana. El aire polar

también fluye hacia los centros de baja presión que se forman sobre los mares,

que al pasar sobre las aguas del Golfo de México recoge humedad y se calienta,

llegando a las costas mexicanas como aire polar modificado, pero aún

conservando una temperatura menor que la del aire que priva en esos lugares. De

esta forma, produce un descenso en la temperatura y lluvias sobre las montañas



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de la parte oriental de la República Mexicana. A los vientos generados por este

aire se le conocen como: “Nortes”.

• Huracanes: La frecuencia de huracanes corresponde a uno cada tres años en los últimos 100

años. El Atlas Nacional de Riesgos establece, tanto al centro como al norte del

Estado, como una zona afectable por perturbaciones ciclónicas tropicales a lo

largo del año.

La siguiente figura esquematiza los huracanes y las tormentas tropicales que han

penetrado en el Estado históricamente, de acuerdo al Plan de contingencias de

fenómenos hidrometeorológicos para la temporada de lluvias 2006, desarrollado

por el Gobierno del estado de Nuevo León.



Página 131

Esquema de huracanes y tormentas tropicales que más han afectado al estado de Nuevo León, de acuerdo a registros históricos.



Página 132

IV.2.1.2 Geología y geomorfología

En el estado de Nuevo León afloran principalmente rocas sedimentarias de origen

marino (depósitos clásticos y químicos de edad mesozóica). Las rocas más

antiguas de Nuevo León son esquistos de edad precámbrica que afloran en el

área de Aramberri.

La mayor parte de las rocas que forman grandes estructuras plegadas (anticlinales

y sinclinales), que caracterizan a la Sierra Madre Oriental, son del Mesozóico. Los

depósitos más recientes están constituidos por conglomerados y suelos aluviales,

que pertenecen al Cuaternario.

El estado de Nuevo León queda comprendido dentro de tres provincias: la Llanura

Costera del Golfo Norte, la Sierra Madre Oriental y la Gran Llanura de

Norteamérica.

El municipio de Cadereyta de Jiménez forma parte del la planicie costera del

Golfo, la cual abarca el norte y centro-este de Nuevo León y casi todo el estado e

Tamaulipas. Cadereyta se localiza en la región fisiográfica denominada Llanura

Costera del Golfo o Plano Inclinado, dentro de la subprovincia de llanuras y

lomeríos.

La parte de la subprovincia que se adentra en el Estado de Nuevo León ocupa

9,640 km2, en donde se encuentra integrado el territorio municipal de Cadereyta

Jiménez. En general la subprovincia está constituida por una sierra baja (las

mitras) y lomeríos suaves con bajadas y llanuras de extensión considerable.



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Afloran en esta región, principalmente rocas sedimentarias y volcano

sedimentarias de las eras mesozoica (m) principalmente y cenozoica (C). Los

depósitos más recientes son suelos cuaternarios (Q) del cretácico superior

constituidos por lutitas; distribuidas dentro del territorio se encuentran franjas del

terciario superior formadas pro conglomerados del Plioceno (lpl) y suelos del

cuaternario (Q). A lo largo de la Sierra se determina una falla inversa en una franja

proveniente del jurásico superior, formada por lutitas y areniscas; la región en

general se encuentra cubierta por aluviones recientes de edad cuaternaria.

De manera que Cadereyta se encuentra en una zona de transición entre

afloramientos del cenozoico cuaternario y mesozoico terciario. El principal

depósito litológico de la zona responde a rocas sedimentarias del período

mesozoico terciario conglomerado.

En el área que ocupa el municipio se encuentran depósitos de gravas

redondeadas y materiales fluviátiles; estos depósitos han sido conglomerados y

cementados de Reynosa, que probablemente vengan de la Era cuaternaria. Los

depósitos son de origen fluvial, aunque también afloran rocas de la formación

Méndez del Cretáceo Superior. Esta formación está constituida pro lutitas

apizarradas y es muy susceptible a la erosión. Al norte de la cabecera municipal

se localizan las lutitas y conglomerados y, a lo largo del cauce del río Santa

Catarina, se localiza el depósito de material aluvial.



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• Topografía:

El municipio de Cadereyta de Jiménez tiene una altitud de 320 msnm, a excepción

de la región suroeste, que comprende un picacho de la sierra de la silla localizada

en la Hacienda “El Mezcal”, donde alcanza una altura aproximada a los mil metros.

Dentro de las elevaciones principales, se pueden señalar las siguientes: con 1,420

metros de altura, el Cerro el Pilón; las lomas El Fraile, El Gato y San Pedro, con

350 m.; las lomas La Barretosa y Buenavista, con 320 m.; las lomas El Mezquite y

El Resbaloso, con 310m y la Loma Larga, por último, con 300msnm.

De las 1,066 Has que actualmente ocupa el área urbana de la ciudad de

Cadereyta, se estructuran en las siguientes pendientes promedio: de 0 a 5% 893.1

Has. Que abarcan el 83.8% del total; del 5-10% de pendiente, 132.7 has sobre el

12.4% de la superficie y con pendiente mayor al 10% aproximadamente 40.2 Has.

Que representan el 3.7% restante. Lo que se considera como una superficie

predominantemente plana, favorable para la urbanización.

El suelo del municipio es irregular, aunque está formado por planicies más o

menos extensas, colinas, lomeríos y algunas pequeñas depresiones cercanas a la

cabecera municipal se encuentran otras protuberancias que con el paso del

tiempo se han ido poblando debido al aumento demográfico.

• Presencia de fallas y fracturamientos

Las zonas que presentan algún tipo de riesgo y vulnerabilidad en el medio físico

natural, están por lo general referidas a zonas expuestas a erosión, zonas

inundables y zonas con fallas de origen geológico. Las primeras se localizan en la



Página 135

región norte del municipio y se originan por el tipo de suelo, las condiciones casi

nulas de vegetación y por consiguiente vida silvestre, así como por la carencia de

recursos hidrológicos y posibilidades casi nulas de precipitación pluvial.

Las zonas expuestas a inundaciones se localizan principalmente en las laderas de

los ríos Santa Catarina y San Juan, presentando mayores riesgos en el cruce de

las ciudades, como es el caso de la ciudad de Cadereyta en el cual se identifican

todavía algunos asentamientos irregulares en las márgenes de los ríos; y en

algunas localidades como poblados de San Juan, Los palmitos y Santa Isabel.

Por último en las zonas pertenecientes a la sierra de la silla, se identifica a lo largo

de estas, en la parte más baja, una falla geológica de tipo inverso, que puede

representar riesgos para asentamientos humanos de toda índoles, obligando así a

autoridades y particulares, verificar las condiciones geológicas del sitio mediante

los estudios correspondientes de mecánica de suelos para cualquier tipo de

instalaciones y desarrollos.

• Susceptibilidad de la zona a: sismos, deslizamiento, derrumbes,

inundaciones, otros movimientos de tierra o roca y posible actividad

volcánica.

• Sismos

La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas. Para

realizar esta división se utilizaron los catálogos de sismos de la República

Mexicana desde inicios de siglo, grandes sismos que aparecen en los registros

históricos y los registros de aceleración del suelo de algunos de los grandes



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temblores ocurridos en este siglo. Estas zonas son un reflejo de que tan

frecuentes son los sismos en las diversas regiones y la máxima aceleración del

suelo a esperar durante un siglo. La zona A, que es a la que pertenece el área de

estudio, es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han

reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo

mayores a un 10% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores.

En la figura siguiente se muestra la distribución de las zonas sísmicas en la

República Mexicana

Zonas sísmicas de la República Mexicana.



Página 137

IV.2.1.3 Suelos

• Tipos de suelo

El suelo de este municipio está constituido por los tipos llamados vertisol, regosol,

xerosol, feozem y castañozem, en su mayoría; y en menor grado rendzina, fluvisol,

litosol y cambisol.

En cuanto al uso potencial del suelo están dedicadas a la agricultura 59,773

hectáreas, a la ganadería 39,252 hectáreas y 288 comprenden áreas urbanas. La

tenencia de la tierra la ostenta la propiedad privada, en primer lugar, y en segundo

la tenencia ejidal.

De acuerdo a los datos presentados en la Carta Edafológica 1:50,000 anexo 16,

se resume el tipo de suelo presente en el área en la siguiente tabla:

Características del suelo en el área.

Limite del suelo

Profundidad Espesor en Cm

>100 51

Horizonte A.- Fuerte reacción al HCl, de textura media, en bloques subangulares,

suelo fino, de un desarrollo moderado tipo “mólico”

Horizonte B.- Fuerte reacción al HCl, de textura media y forma de bloques

subangulares, de tamaño medio y desarrollo moderado de abundante cantidad del

tipo “cámbico”.



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• Características fisicoquímicas

Suelos Vertisoles.- Suelos con media y alta fertilidad, de textura arcillosa, son los

más profundos y evolucionados en la zona, pudiendo presentar problemas de

drenaje y con tendencia a la salinidad; cuando están secos se agrietan y cuando

húmedos son plásticos y pegajosos, lo cual presenta problemas para el manejo agrícola y riesgos a la ganadería y a las construcciones.

Suelos regosoles.- Se caracterizan por no presentar capas distintas. En general

son de tono claro. Se encuentran en las playas, dunas y, en mayor o menor grado,

en las laderas de las sierras, muchas veces acompañados de litosoles y de roca o

tepetate que aflora. Su fertilidad es variable, y su uso agrícola está condicionado

principalmente a su profundidad y a la pedregosidad que presenten. En este tipo

de suelo se pueden desarrollar diferentes tipos de vegetación.

Suelos Xerosoles.- Se caracterizan por tener una capa superficial de tono claro y

muy pobre en humus, debajo de la cual puede haber un subsuelo rico en arcillas.

Muchas veces presentan manchas, polvo o aglomeraciones de cal a cierta

profundidad, así como cristales de yeso o caliche. Ocasionalmente son salinos. La

explotación del matorral se lleva a cabo en estos suelos, en especies como la

candelilla. Los xerosoles tienen baja susceptibilidad a la erosión, excepto cuando

están en pendientes o sobre caliche.

Suelos Castañozem.- Los suelos característicos son los castañozem, tienen una

capa superficial de color pardo, y su textura es de migajón arcillosa y arcillosa.

Son suelos profundos que descansan sobre furas capas de arcilla con contenidos



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bajos de materia orgánica y acumulación de carbonatos de calcio en el subsuelo,

presentan baja susceptibilidad a la erosión, y son de regiones semiáridas

IV.2.1.4 Hidrología superficial y subterránea

• Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios El municipio de cadereyta pertenece a la cuenca del Río Bravo y a la subcuenca

del Río Bravo-San Juan.

La Regional Río Bravo es la más extensa del país con 379,604 km2

representando el 19% del territorio nacional. Está conformada por 141 municipios,

de los cuales, 31 corresponden al estado de Coahuila, 52 al estado de Chihuahua,

47 al estado de Nuevo León, 10 al estado de Tamaulipas y 1 al estado de

Durango.

Para fines de planeación se dividió a la Región en seis subregiones: Cuencas

Cerradas del Norte, Conchos, Alto Bravo, Medio Bravo, San Juan y Bajo Bravo.

La principal corriente superficial es el río Bravo y sus tributarios más importantes

son el río Conchos, el río San Juan, el río Florido y el río Salado, todos ellos

dentro del territorio nacional. El uso compartido de las aguas del río Bravo está

establecido por el Tratado de Aguas Internacionales de fecha 3 de febrero de

1944.



Página 140

Cuencas hidrológicas del Estado de Nuevo León



Página 141

Mapa de los principales ríos del Estado de Nuevo León (www.cna.gob.mx)



Página 142

• Hidrología superficial Los principales ríos son el Santa Catarina, El salitre, el San Juan y el Ayancual; el

primero representa la corriente permanente de mayor afluencia en la ozna. Al

mismo tiempo se unen otros afluentes de menor gasto y de naturaleza

intermitente.

De acuerdo a la carta geológica G14C36 del INEGI (anexo 17), para el río Santa

Catarina se aporta un volumen de escorrentía por unidad de tiempo de 103.23

mills de m3, guante 13 años, con un máximo de 1082 y un gasto de 3.27 m3/seg y

una carga orgánica de 5.4 en cuanto a la demanda bioquímica de Oxígeno (DBO).

Una de sus corrientes principales es el río San Juan segundo afluente de

importancia del Bravo. Tiene su origen en el arroyo La Chueca. que recibe

aportaciones de varios pequeños arroyos perennes que bajan de la Sierra Madre

Oriental.

El arroyo La Chueca corre con dirección sureste hasta la presa La Boca construida

para aumentar la dotación de agua de Monterrey y de aquí continúa con el nombre

de río San Juan, cambiando su dirección hacia el noreste y recibiendo por la

izquierda las aportaciones del río Santa Catarina y por la derecha las del río

Ramos.

Más adelante pasa por el poblado de San Juan Vado para continuar hacia el

oriente, confluyendo en la margen derecha con el arroyo Garrapatas, el río Pilón y

el arroyo Mohinos.

La confluencia de este último modifica su dirección hacia el noreste. Después de

que recibe la aportación del mayor sus afluentes, el río pesquería, por la margen

izquierda, y sigue hacia el norte hasta el municipio de Los Aldama. Aquí, cambia



Página 143

su rumbo hacia el oriente y después hacia el noreste hasta la presa "Marte R.

Gómez".

Así el río Pesquería descarga en el río Bravo, adelante de Ciudad Camargo. Las

subcuencas intermedias son las siguientes: presa Marte R. Gómez, río San Juan,

río Pesquería, río Salinas, río San Miguel, río Monterrey, río Ramos y río Pilón.

• Hidrología subterránea.

En cuanto a la hidrología subterránea destaca que el municipio se encuentra

clasificado casi en su totalidad como “Subexplotado”, considerando el potencial

actual de mantos acuíferos subterráneos, ya que parte del servicio actual de la

cabecera municipal se surte a través de 150 pozos aproximadamente, estando

casi en su totalidad fuera de la zona de veda.

Además de contar con la posibilidad al mediano y largo plazo de aumentar su

potencial de abastecimiento a través de la infraestructura de Presa del Cuchillo

colindante al sur de la zona urbana.

De acuerdo a la cartografía 1:250,000 actualizada del INEGI (ver anexo 18). hacia

la parte central, sur y sur oriente del municipio se localizan en una extensión

considerable del territorio zonas con material no consolidado que representan un

rendimiento potencial del 10 a 40 lps y el resto de la parte media sur del municipio,



Página 144

zonas con materiales consolidados y no consolidados con un rendimiento

aproximado inferior a los 10lps.

En cuanto al balance de aguas subterráneas podemos decir que de los 96

acuíferos identificados en la Región se tienen 21 sobreexplotados. El volumen de

recarga se estima en 5,082 millones de m3, y la extracción en 4,145 millones de

m3.

IV.2.2 Aspectos bióticos

IV.2.2.1 Vegetación terrestre

Cadereyta se localiza en la provincia fisiográfica de lomerío suave, con vegetación

predominante de tipo matorllas submontano.l La fitocenosis matorral submontano

incluye elementos florísticos subinermes que dominan el paisaje. En el estrato

superior se encuentran las especies Opuntia Leptocaulis (nopal), Acacia Famesiana

(huizache), Acacia Wrighti Benth (uña de gato) y el Prosopis Glandulosa (mezquite) y el

Celtispallida (granjeno).

El tipo de vegetación identificada incluye elementos florísticos subinermes que

dominan el paisaje. En el estrato superior (2.5 a 3.5) se encuentran las siguientes

especies: Zanthogyllum fagara, Pithecellobium pallens, Prosopis laevigata, Acacia famesiana,

Celtis laevigata, Ebenopsis ebano, Acacia rigidula, Bumelia laguginosa.

En el estrato medio (1.5 a 2.5) se encontraron la siguientes especies: Cordia

boissieri, Condalia hookeri, Eretia elliptica, Celtis pallida, Acacia wrighti, Dyospiros texana, Forestiera

angustifolia, Schaefferia cuneifolia, eysenhardtia texana, Croton torreyanus.



Página 145

En el estrato bajo (1.5), destacan las siguientes especies: Amarantus retroflexus,

Chenopodium dessicatum, karwinskia humboldtiana, Sorgum halepense, Cenchrus echinatus,

Cenchrus Ciliare, Helianthus annuus, Parthenium Hysterophorus, Ipoema sp, Sida neomexicana,

Rhynchelytrum roseum, Ziziphus obtusolia, Opuntia lindeimeri, Opuntia Leptocaulis, Capsicum

annuum, Solanum Rostratum.

En el ecosistema Matorral submontano se identificaron un total de 48 especies

vegetales pertenecientes a 36 géneros y 21 familias, encontrando que las

especies reconocidas son nativas, casi en su totalidad. Asimismo, se consideraron

como especies exóticas o introducidas las siguientes: Cxenchrus cilians, Rhynchelytrum

rosseu, y Leucaena leucocephala.

La vegetación mencionada, corresponde a la representativa del Municipio de

Cadereyta Jiménez, en el predio donde se construirán las plantas desulfuradoras y

los servicios auxiliares necesarios para su operación, se encuentran especies

introducidas que corresponden a algunas acacias, ficus, fresnos y frambollanes de

reciente plantación. (vera nexo 9).

IV.2.3 Fauna

Dentro de la fauna característica de la región podemos mencionar la siguiente:

En la sierra: pato real (Cairina moschata), huilota (Zenaida macroura), paloma blanca

(Columba livia), gato montés (Lynx rufus) y venado de cola blanca (Odocileus virginianus);

en la llanura: pato de collar (Anas plaryrhinchos), chachalaca vetula (Ortalis vetula),

tlalcoyote (Taxidea taxus), jabalí (Tayassu pecari), coyote (Canis latrans), zorrillo (Mephitis

mephitis), liebre (Lepus comus) y correcaminos (Geococcyx californiano)



Página 146

Cabe mencionar que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la

Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, por lo que no se encuentra ningún tipo de

especie representativa de la zona.

IV.2.4 Paisaje

IV.2.4.1 Visibilidad.

Cabe señalar que las obras a realizarse, van a ubicarse en las inmediaciones de

las instalaciones ya existentes de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” por lo

que no se afecta de ninguna manera adicional a lo que ya ha sido afectada, la

visibilidad del paisaje. El área de estudio es una zona industrial, donde no existe

vegetación, flora o fauna, que vaya a ser alterada.

La visibilidad de la zona no se alterara por la construcción de las Plantas, debido a

que sigue una misma tendencia, estas obras serán complementara las

instalaciones industriales existentes en la Refinería como parte de su

modernización. Lo que hará a la planta, una parte de la visibilidad que se tiene en

dicho entorno.

De una manera consistente, la instalación de las Plantas desulfuradoras de

gasolinas, no tendrán relevancia en el carácter de visibilidad de la zona, puesto

que no será visible a simple vista desde la carretera que pasa colindante a la

refinería, debido a que toda el área es plana, y las plantas a construir, quedaran

tapadas por las otras plantas de la Refinería.

IV.2.4.2 Calidad paisajista.

En cuanto a las características intrínsecas del sitio en el cuál se van a ubicar las

obras, se trata de un sitio que ya ha sido varias veces alterado por las actividades



Página 147

concernientes a la industria del petróleo. En el sitio se encuentra un paisaje de tipo

industrial que no resulta desagradable a la vista.

IV.2.4.3 Características intrínsecas del sitio.

Como se ha mencionado, la zona del área de desarrollo del proyecto es de tipo

industrial, además de que la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, tiene ya varios

años en ese lugar desde su instalación, por lo que las características de la zona

han sido el contar con un paisaje de tipo industrial, el cual se ha acrecentado al

paso de los años, con la mancha urbana que genero la Instalación de la Refinería.

IV.2.4.4 Calidad visual del entorno inmediato.

El entorno inmediato del área de estudio, como se menciona, son las demás

plantas que conforman la Refinería, y hacia el poniente colinda con terrenos

baldíos y zonas de cultivo. Por lo que se puede decir que la conformación es de

tipo industrial y es compatible con las plantas dentro de la refinería. Un poco más

hacia el exterior, se puede notar la existencia de carreteras, la mancha urbana y

otras zonas industriales. No existen formaciones vegetales, litología y la calidad

del fondo escénico, es decir, el fondo visual del área donde se establecerá el

proyecto, no presenta características como las anteriormente mencionadas.

IV.2.4.5 Fragilidad del paisaje.

El paisaje tiene la capacidad suficiente para absorber los cambios producidos por

la instalación de las nuevas plantas desulfuradoras de gasolina, puesto que estas

son parte intrínseca de la Refinería.



Página 148

En cuanto a la frecuencia de la presencia humana en el área, prácticamente se

reduce a personal de PEMEX y de compañías contratistas.

La construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas, no modificará de

ninguna forma la dinámica natural de ningún cuerpo de agua. Además el proyecto

se llevará a cabo en un área que ya ha sido previamente alterada, por lo cual el

paisaje en esta área será capaz de absorber los cambios que se produzcan en el

mismo.

IV.2.5 Medio Socioeconómico

IV.2.5.1 Demografía

IV.2.5.1.1 Dinámica de la población

Cadereyta Jiménez representa a nivel estatal en el año 2000, el 8vo. Lugar en

concentración poblacional del estado, antes de los municipios de Juárez y García

pertenecientes al Área Metropolitana de Monterrey; y el 1er lugar dentro de los

municipios no metropolitanos, con un total de 74,866 habitantes según el XII

Censo General de Población y vivienda del INEGI, además de posicionarse en el

8vo. Lugar estatal en población urbana con la ciudad de Cadereyta, con un total

estimado e 60,000 habitantes considerándose como la ciudad con mayor

concentración demográfica fuera del área metropolitana.

IV.2.5.1.2 Crecimiento y distribución de la población

La población del municipio se ha incrementado, según datos censales de 23,786

habitantes en 1950 a 24,354 habitantes en 1960 y 29,765 en 1970, derivando

tasas de crecimiento poco significativas en esos periodos del orden del 0.24% en

1950-1960 y del 2.1% en 1960-1970. Para 1980 la población se incrementó a los



Página 149

45,147 habitantes ocasionando una tasa del 4.11% anual, situación generada

fundamentalmente por la construcción de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”,

influyendo no solamente en el aumento de la población de la ciudad capital y del

municipio, sino en su forma de vida inclusive.

Crecimiento histórico de la Población Estatal y municipal.

Población

1950 1960 1970 1980 1990 1995 2000

Estado 740,191 1’078,848 1’694,686 2’513,044 3’098,736 3’537,792 3’826,240

AMM 723,737 1’254,691 2’011,936 2’573,527 2’997,710 3’236,604

(% total edo) 67.11 74.03 80.05 83.05 84.16 84.58

Municipio 23,786 24,354 29,765 45,147 53,582 62,440 74,866

Cd. de Cadereyta 5,566 8,036 13,573 26,546 34,292 45,157 60,000*

(%urbano) 23.4 32.99 45.6 58.79 63.99 72.32 80.14

Tasas de crecimiento

Estado 3.8 4.8 3.9 2.2 2.44 1.77

Municipio 0.24 2.1 4.11 1.77 2.75 4.34

(1) Censos de Población y vivienda correspondientes INEGI

* PLAN ESTATAL DE DESARROLLO URBANO NUEVO LEON, 2020 GOB EDO. NUEVO LEON SEDUOP.

OCT .1999



Página 150

IV.2.5.1.3 Natalidad y mortalidad

• Natalidad

El cuadro siguiente presenta la Tasa Bruta de Natalidad tanto del estado de Nuevo

León como a nivel nacional, entre el período comprendido de 1997 al año 2001.

En la siguiente tabla, se presentan las tasas de mortalidad general por grupos

específicos de edad en Nuevo León y en el País de 1997 al 2001. La tasa de

mortalidad infantil en el año 2000 fue de 21.50%, mientras que el índice de

esperanza de vida fue de 0.86.

Tasa bruta de natalidad estatal 1997-2001, comparada con el total nacional

Año Nuevo León Nacional

1997 20.4 23.9

1998 20.4 23.0

1999 24.0 28.2

2000 19.3 22.0

2001 18.7 21.1

Fuente: Secretaría de salud, Gobierno del Estado de Nuevo León.

• Mortalidad

En la siguiente tabla se muestra la tasa de mortalidad estatal comparada con el

total nacional.



Página 151

Tasa de mortalidad estatal 1997-2001, comparada con el total nacional

Grupos 1997 1998 1999 2000 2001

Nacio

nal

Estat

al

Nacio

nal

Estat

al

Nacio

nal

Estat

al

Nacio

nal

Estat

al

Nacio

nal

Estat

al

General *1 4.7 4.4 4.6 4.3 4.5 4.2 4.5 4.2 4.4 4.1

Infantil *2 16.3 13.0 15.8 13.1 14.6 11.2 14.6 11.6 16.9 11.3

Preescolar*3 1.1 0.6 1.0 0.6 0.9 0.5 0.9 0.5 0.8 0.5

Escolar*4 3.7 2.7 3.5 2.9 3.4 2.2 3.4 2.5 3.2 2.4

En edad productiva*5

2.9 2.3 2.9 2.4 2.8 2.3 2.8 2.3 2.6 2.2

En edad pos-productiva*6

51.0 53.9 48.5 48.7 47.6 48.1 47.6 46.8 45.2 46.8

Materna *7 4.7 2.4 5.3 2.8 5.3 2.8 5.1 3.5 5.9 1.9

Fuente. INEGI y Secretaría de Salud, Gobierno del Estado de Nuevo León

*1 Tasa por 1,000 habitantes

*2 Tasa por 1,000 nacidos vivos

*3 Tasa por 1,000 habitantes de 1-4 años



*6 Tasa por 1,000 habitantes de 65 y más años

*7 Tasa por 10,000 nacidos vivos registrados.



Página 152

IV.2.5.1.4 Migración

• Emigración interna

En el 2000 salieron del estado de Nuevo León 66 925 personas para vivir en otra

entidad.

• Inmigración interna

En el 2000 llegaron de otras ciudades a vivir al estado de Nuevo León 128 902

personas.

• Emigración internacional

Al 2000, 33 066 habitantes de Nuevo León se fueron de esta entidad para vivir en

Estados Unidos de América; esto significa nueve de cada 1 000 personas. El

promedio nacional es de 16 de cada 1 000. (FUENTE: INEGI. XII Censo General de Población

y Vivienda 2000. Base de datos de la muestra censal. México. 2001)

IV.2.5.1.5 Población económicamente activa

Para 1990, la población económicamente activa en la cabecera municipal es de

17,099, encontrándose ocupada el 97.09% en el sector primario labora el 19.59%,

en el sector secundario el 44.76% y en el terciario el 29.49%. La población

económicamente inactiva es del 38.42% de la población en esa área. El municipio

forma parte del área geográfica C, que para fines salariales se ha dividido nuestro

país con un salario mínimo general de $ 29.70, como cantidad mínima que debe

recibir en efectivo para los trabajadores, por jornada ordinaria de trabajo.



Página 153

IV.2.5.2 Factores socioculturales

IV.2.5.2.1 Sistema cultural

El 60% de la población del municipio tiene la característica de estar en el rango de

15 años y mas y ser alfabeta, el 3.73% de esas es analfabeta, mientras que el

4.50% no tiene instrucción y un 15.72% declaro tener primaria completa.

En la siguiente tabla se muestra la población de 8 a 14 años y porcentaje de la

misma que sabe leer y escribir para el Estado de Nuevo León según sexo, 2000 y

2005.

Población de 8 a 14 años y porcentaje que sabe leer y escribir para el Estado de Nuevo León (2000 y 2005)

2000 2005

Población de 8 a 14 años Saber leer y escribir Población de 8 a 14 años Saber leer y escribir

Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres

507,057 257 313 249 744 98.6 98.4 98.8 534,816 271,891 262,925 98.8 98.6 98.9

Cifras correspondientes a las siguientes fechas censales: 14 de febrero (2000) y 17 de octubre (2005).

INEGI. XII Censo General de Población y Vivienda 2000.

INEGI.II Conteo de Población y Vivienda 2005.

En la siguiente tabla se muestra la población analfabeta de 15 años y más para el

municipio de Cadereyta Jiménez.



Página 154

Población de 15 años y más años y porcentaje de alfabetismo para el municipio de Cadereyta de Jiménez, 2005.

Municipio Población de 15 años y más Alfabeto (%)

Cadereyta Jiménez 52,114 95.5


IV.2.6 Diagnóstico ambiental

La zona de estudio presenta una importante modificación de los componentes

ambientales originales como resultado del desarrollo de las actividades

agropecuarias y sobre todo del incremento en la infraestructura industrial y urbana

que se han presentado como consecuencia del constante crecimiento poblacional

y de la instalación del equipamiento que se requiere para abastecerle los servicios

básicos. El estado actual de los componentes ambientales es como sigue:

IV.2.6.1 Aire

De acuerdo al Sistema Integral de Monitoreo ambiental se tienen los siguientes

datos recientes de calidad del aire para la zona centro del Estado. Reporte de calidad el Aire Zona Centro (jueves 13 de Dic de 2007)

Contaminante IMECA Descriptor IMECA

Partículas menores a 10 micras (PM10)

58 Satisfactoria

Ozono (O3) 8 Satisfactoria

Monóxido de Carbono (CO) 15 Satisfactoria

Bioxido de Azufre (SO2) 7 Satisfactoria

Bióxido de Nitrógeno (NO2) 19 Satisfactoria

Fuente : SIMA, Sistema Integral de Monitoreo Ambiental



Página 155

En cuanto a la calidad del aire dentro de la Refinería se anexan a presente

estudio los estudios de “Monitoreo de Calidad del Aire en el Perímetro y zonas de

Influencia de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, en Cadereyta, N.L”, que se

Realizó del 25 de abril al 3 de mayo del 2007, así como los realizados en meses

años anteriores. (anexo 20).

En la siguiente figura se muestran los puntos de muestreo dentro de la Refinería.

Ubicación de sitios de monitoreo de Calidad del Aire en el Perímetro y zona de influencia de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”.



Página 156

En la siguiente tabla se muestran las concentraciones de los diferentes

contaminantes medidos en los 6 puntos de monitoreo del perímetro y zona de

influencia de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” (Del 25 de Abril al 3 de Mayo

de 2007).

Concentración promedio de contaminantes por punto de muestreo.

Punto de monitoreo Contaminante Norma de calidad del

aire 1 2 3 4 5 6

Bioxido de Azufre (SO2)

PPMV(μmol/mol)

0.13 ppmv Promedio de 24 horas

0.051

0.004 0.001 0.017

0.015 0.001

Bióxido de Nitrógeno (NO2) PPMV(μmol/mol)

0.21 ppmv Promedio máximo de

1 hora

0.043

0.005 0.015 0.022

0.015 0.032

Oxido Nitrico (NO) PPMV(μmol/mol)

* Promedio máximo de

1 hora

0.075

0.002 0.010 0.046

0.003 0.080

Oxidos de Nitrógeno (NOx) PPMV(μmol/mol)

* Promedio máximo de

1 hora

0.112

0.006 0.023 0.067

0.018 0.111

Monóxido de Carbono (CO) PPMV(μmol/mol)


móviles

0.240

0.125 0.084 0.580

0.070 0.880



Página 157

Punto de monitoreo Contaminante Norma de calidad del

aire 1 2 3 4 5 6

Partículas Suspendidas Totales (μg/m3)

210μg/m3

Promedio de 24 hrs 60 39 35 54 31 122

Partículas Menores a 10 micras (μg/m3)

120μg/m3

Promedio de 24 hrs

30 27 21 31 29 56

Partículas menores a 2.5 micras (μg/m3)

65μg/m3

Promedio de 24 hrs

12 17 15 16 16 18

Ozono (O3) PPMV(μmol/mol)

0.11 ppmv Promedio máximo de

1 hora

0.032

0.034 0.014 0.022

0.021 0.020

Ozono (O3) PPMV(μmol/mol)


móviles

0.026

0.022 0.013 0.011

0.017 0.016

Acidos sulhidrico (H2S) PPMV(μmol/mol)

* Promedio 24 horas

0.007

0.008 0.001 0.003

0.002 0.001

(*) Para este contaminante no existe Norma de Calidad el aire

Ppmv. Partes por millón volumen; μg/m3 microgramos por metro cúbico; μmol/mol micromol por mol.

La concentración está expresada en unidades del sistema internacional. La unidad μmol/mol es equivalente a ppm

Las concentraciones de PST, PM-10 Y PM-2.5 están referidas a condiciones locales de temperatura y presión.

En las siguientes figuras se muestra el comportamiento de los contaminantes

atmosféricos en el área de la refinería.



Página 158

Comportamiento de los contaminantes atmosféricos registrados en el punto No.1 del 25 al 26 de Abril del 2007 en el perímetro y zona de influencia de la refinería

Ing. Héctor R. Lara Sosa.



Página 159

Comportamiento de los contaminantes atmosféricos registrados en el punto No.1 del 25 al 26 de Abril del 2007 en el perímetro y zona de influencia de la refinería

Ing. Héctor R. Lara Sosa.



Página 160

Los resultados completos de este estudio se muestran en el anexo 20.

En cuanto a las fuentes fijas se anexa el estudio de monitoreo de emisiones

contaminantes en fuentes fijas llevado a cabo en la Refinería del 18 de septiembre

al 29 de octubre de 2007, así como de años anteriores (anexo 21)

La segunda campaña de monitoreo de emisiones contaminantes en fuente fijas en

la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, se llevó a cabo el 18 de septiembre al 29

de Octubre de 2007. Se evaluaron 37 fuentes fijas de acuerdo a lo establecido por

la Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-1994. El programa de

monitoreo se llevó a cabo de común acuerdo con el supervisor del servicio pro

parte del centro de trabajo.

Los resultados obtenidos muestran lo siguiente:

• Las 37 fuentes fijas evaluadas cumplen con el límite máximo de emisión de

Oxidos de Nitrógeno (NOx) establecido enla norma NOM-085-SEMARNAT-

1994.

• En lo referente a la emisiones de Bióxido de Azufre (SO2), los cinco equipos

que consumen una mezcla de gas-combustóleo como combustible cumplen

con el límite máximo permisible que es de 2 200 ppm

• Con relación al parámetro de Exceso de Aire (E.A.) los 37 equipos de

combustión cumplen con su límite permisible establecido en la NOM-085-

SEMARNAT-1994, de acuerdo con su capacidad térmica.



Página 161

• En la determinación de partículas suspendidas totales (PST), los equipos

evaluados (CB-1,CB-2,CB-4 y 101-H/102-H) cumplen con el valor establecido

en la norma de 350 mg/m3

IV.2.6.2 Agua

El agua que se utiliza dentro de la Refinería para sus procesos productivos y

servicios generales, proviene de las siguientes fuentes de abastecimiento:

• 13 Pozos de abastecimiento de agua (se anexa título de concesión para el uso

y aprovechamiento de agua anexo 6). Mediante título de concesión No.

2NVL103150/24FMGR97, para aprovechar, explotar o usar aguas nacionales

del subsuelo por un volumen de 2,577,096.00m3 anuales. (De esta fuente de

acuerdo a la COA 2006, se utilizan 810,139m3 anuales).

• Aguas superficiales concesionadas al Ejido Rancho Viejo del Municipio de

Cadereyta Jiménez, Nuevo León. Provenientes del Río Ramos. Se anexa el

convenio llevado a cabo con los ejidatarios anexo 6. De esta fuente se

suministra un volumen promedio de 200 l/seg. (1,636,390m3 al año)

• Un aporte importante de agua a la refinería provine del sistema de tratamiento

de aguas residuales denominado “San Rafael”, de acuerdo a los reportes de la

COA 2006, este sistema representa un 74% del aporte de agua a los sistemas

de proceso de la Refinería. (7,786,729m3 anuales)



Página 162

Resumiendo lo anterior se consumen aproximadamente en la Refinería Ing.

Héctor R. Lara Sosa un total de 8,760,498 m3 al año.

La refinería cuenta con la siguiente autorización para descarga de aguas.

Permiso de descarga: Título de Concesión NO.06NVL100417/25FASG97, al

arroyo Ayancual perteneciente a la región hidrológica No.24 (se anexan los

reportes trimestrales ingresados a CNA de la descarga de aguas residuales para

el año 2006 y 2007, anexo 22).

Para el tercer trimestre del 2007, de acuerdo al reporte ingresado ante la Comisión

Nacional del agua (anexo 22), se tuvo un volumen trimestral de descarga al arroyo

Ayancual de 906,491.10m3.

En la siguiente tabla se muestra un resumen de los resultados del análisis de

laboratorio efectuado a las aguas residuales para el tercer trimestre del año 2007.

Resultados de análisis de aguas residuales.

Parámetro Resultado

Coniformes Fecales 3

pH 7.83

Grasas y aceites 11.8

SST 57,0

DBO 28.5

Nitrógeno Total 19.1



Página 163

Parámetro Resultado

Fosforo total 1.5

Arsénico <0.01

Cadmio <0.005

Cobre <0.05

Cromo <0.05

Mercurio <0.001

Niquel <0.05

Zinc 0.24

Cianuros 0.038

Fuente: Declaración de Pago en Materia de Aguas Nacionales, correspondiente al tercer trimestre del año

2007.

La refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, cuenta con un sistema de tratamiento de

aguas que le permite cumplir con sus características particulares de descarga

establecidas por la Comisión Nacional del Agua.

Esta planta se conforma de lo siguientes procesos de tratamiento de agua:

• Cárcamo regulador

• Separador API

• Separador de placas coalescedoras

• Fosas de Igualación

• Flotación con aire

• Lagunas de oxidación



Página 164

• Lagunas de estabilización.

Todos estos procesos se explican a detalle en el capítulo II (punto II.2.9).

El tratamiento que se da al agua residual consiste en un tratamiento biológico, de

clarificación, cloración, osmosis inversa, evaporización y cristalización.

En la siguiente figura se muestra en forma resumida el proceso de tratamiento de

agua en la Refinería.

Condiciones de diseño, actuales y posibles mejoras de la Planta de Tratamiento de aguas residuales en la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”.

EEssqquueemmaa ddee

MMeejjoorraa

TTrraattaammiieennttoo

BBiioollóóggiiccoo EEfflluueenntteess

ddee

RReeffiinneerrííaa

CCoonnttrraaiinncceennddiioo AAyyaannccuuaall

TTrraattaammiieennttoo FFííssiiccoo

TToorrrreess ddee

EEnnffrriiaammiieennttoo

MMoodduulloo ddee

DDeessmmiinneerraalliizzaacciióónn

DDeessmmiinneerraalliizzaacciióónnOOssmmoossiiss

IInnvveerrssaa

DDiisseeññoo

AAccttuuaall

TTrraattaammiieennttoo ddee

GGEEMMAA TTrraattaammiieennttooss TTrraattaammiieennttooss

118822

118822

118822

118822

118822

225500

336622 SSaann

RRaaffaaeell

SSaann

RRaaffaaeell

338800

224488

116644

5533

224400

6666

7766

6666 7788

22..00 2255

Tratamiento

TTrraattaammiieennttooss

ppoorr

aaddiicciioonnaarr GGEEMMAA

118822

118822

6688



Página 165

IV.2.6.3 Suelo

En cuanto a la generación de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos,

tenemos lo siguientes datos de acuerdo a la COA 2006: Generación de residuos peligrosos anual para la Refinería Ing. Héctor Lara Sosa.

Área de generación

(*1)

Identificación del Residuo Generación anual del residuo (*4)

NOM-052-SEMARNAT-(*2)

Clave (*3) C R E T I B Cantidad Unidad Residuo Nuevo

PP RPNE 1.1/03 X 181.332 Ton

MN L6 X 2910.03 Ton

PP L7 (lodos de

alquilación y lodos químicos)

X 240.18 Ton

MN RP 14.1/07 X X 2,675 Ton

MN SO4 (Residuos de lana mineral contaminados con HC)

X 723.01 Ton

MN SO4 (arena

impregnada de aceite)

X 1115.185 Ton



Página 166

Área de generación

(*1)

Identificación del Residuo Generación anual del residuo (*4)

NOM-052-SEMARNAT-(*2)

Clave (*3) C R E T I B Cantidad Unidad Residuo Nuevo

MN SO4 (residuo de limpieza de plantas)

X 1259.34 Ton

PP C2 X 2483.96 Ton

SAX L2 X 227.06 Ton

(*1) Residuo peligroso generado en: área de transporte de insumos (TI), almacenamiento de insumos (AMP),

durante el proceso productivo (PP), almacenamiento del producto (PR), transporte del producto (TP),

descarga del producto (DES), servicios auxiliares (SAX), mantenimiento (MN), otras (O) especifique.

(*2) Nombre y número de identificación del residuo peligroso según el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93.

si el residuo no aparece en este listado se debe indicar sus características CRETIB.

(*3) Clave del residuo peligroso de acuerdo a la tabla 4.6 del catálogo de claves del instructivo par la

elaboración de la COA, sólo en caso de que no se encuentre en el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93 o

en la normatividad vigente.

(*4) La cantidad anual generada y/o transferida de residuos peligrosos se reportará en unidades de masa o

volumen kg/año, ton/año o m3/año.

En la refinería se cuenta con un almacén para residuos peligrosos, a continuación

se presenta una tabla de los residuos que se almacenan en el mismo.



Página 167

Residuos peligrosos almacenados en la Refinería.

Tipo

de

almac

enam

iento

Características del almacén (*2)

Residuos peligrosos almacenados

Identificación del residuo

No. d

e alm

acén

Bajo

Tec

ho

Inte

mpe

rie

Loca

l

Vent

ilació

n

Ilum

inac

ión

NOM-

052-

SEMA

RNAT

-93 (

*3)

Clav

e (*4

)

Cant

idad

anua

l (*5

)

Unid

ad (*

6)

Form

a de

almac

enam

iento

(*7)

Perio

do (d

ías) (

*8)

L7: Lodo de alquilación 21.35 Ton CM 60

L6 90.99 Ton CM 180

RP14.1/07 2.675 Ton CP 180

SO4: Arena impregnada de aceite

32.715 Ton CM 180

1 X LC VN IN

SO4: Residuo de limpieza de plantas

27.09 Ton CM 180

C2 20.97 Ton CM 180 1 X LC VN IN

SO4: Residuo de Lana mineral contaminada con hidrocarburo

219.25 Ton CM 180

(*1) Marcar con una X la columna correspondiente (*2) Indicar si el local es cerrado (LC) o abierto (LA); si

la ventilación es natural (VN), forzada (VF) o no existe (VI) y si la iluminación es natural (IN), a prueba de

explosiones (NE) o no es a prueba de explosiones (SE). (*3) Nombre y número de identificación del residuo

según el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93 (*4) Clave del residuo peligroso de acuerdo a la Tabal 4.6

del catálogo de claves del Instructivo de llenado de la COA. (*5) Cantidad total anual del residuo peligroso

almacenado (*6) La cantidad anual de residuos peligrosos almacenados se reportarán en unidades de

masa: mg/año, g/año, kg/año ton/año. (*7) Indicar si la forma de almacenamiento es a granel (GR), en

contenedor metálico (CM), contenedor plástico (CP), bolsa plástica (BP), contendores de cartón (CC) u otras

formas especificándolo en el mismo espacio (OF), cuando sea el caso indicar más de una clave. (*8) Tiempo

máximo de almacenamiento de un lote del residuo en días.



Página 168

IV.2.6.4 Flora y fauna

En cuanto a flora y fauna ya que es una instalación industrial, no se encuentra en

la Refinería comunidades o poblaciones vegetales o animales de importancia.

En el área donde se construirá un a de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas, se encuentran aproximadamente 60 especies de árboles y arbustos

que fueron introducidos. (Acacias, framboyanes, fresnos y laureles, ver fotografías

en anexo 9). Estos árboles son pequeños, por lo que se considera su reubicación

en áreas de la refinería susceptibles de ser reforestadas, tales como áreas de

estacionamiento.

Durante la visita a las instalaciones en esta área arbolada no se observaron

poblaciones importantes de fauna.

IV.2.6.5 Integración e interpretación del inventario ambiental

Como se ha mencionado el proyecto se desarrollará dentro de las instalaciones de

la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, por lo cual no se afectará la calidad del

paisaje.

De acuerdo a los puntos analizados anteriormente, se puede decir que

ambientalmente el lugar es meramente industrial.

IV.2.6.6 Síntesis del inventario.

Como se puede observar en la figura presentada a continuación, la Refinería se

encuentra inmersa en una zona industrial y agrícola, por lo cual esta no interfiere

con el medio natural de la región. Así mismo se anexa la carta geográfica de Uso

de Suelo y Vegetación escala 1:50,000 donde se aprecia la ubicación de la

Refinería. (Anexo 18)



Página 169

La instalación de las plantas desulfuradoras de gasolina, no representa ningún

cambio en la dinámica natural de la zona, ya que las plantas serán construidas

dentro de los límites de batería de la refinería sin provocar ningún cambio hacia el

exterior.

Medio Natural en la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa y colindancias de la misma.

Futura ubicación de plantas desulfuradoras Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa



Página 170

Como se puede observar, las colindancias de la Refinería corresponden a una

zona agrícola, las nuevas plantas quedaran inmersas en las instalaciones actuales

de la refinería por lo que no se espera un cambio en el paisaje o características

ecológicas del área.

De acuerdo al diagnóstico presentado anteriormente, las emisiones, líquidas,

sólidas o de gases de las nuevas plantas serán conducidas y/o manejadas de

acuerdo a normas y dentro de los procedimientos existentes en la refinería sin

causar alteraciones al equilibrio ecológico de la zona de influencia.

INDICE CAPITULO V

V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES ............................................................................................. 171

V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales173

V.1.1 Indicadores de impacto.............................................................. 173

V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto................................. 175

V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación ..................................... 176

V.1.3.1 Criterios .............................................................................. 176

V.1.3.2 Metodologías de evaluación y justificación de la metodología

seleccionada......................................................................................... 182

V.2 Impactos ambientales generados.................................................. 182

V.2.1 Identificación de impactos.......................................................... 182

V.2.1.1 Etapa de preparación del sitio ............................................ 183

V.2.1.2 Etapa de construcción ........................................................ 188

V.2.1.3 Etapa de operación............................................................. 193

V.3 Evaluación de los impactos ambientales ..................................... 197

V.3.1 Preparación del sitio .................................................................. 198

V.3.2 Etapa de Construcción............................................................... 198

V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento........................................ 198



Página 171

V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES

En este punto serán identificadas las fuentes de cambio (acciones), las

perturbaciones y efectos, de una Manera global, de tal forma que esta primera

impresión de los efectos, se pueda prever de manera inicial las consecuencias

que las acciones que se llevarán a cabo para el desarrollo del proyecto tendrán

sobre los parámetros medio ambientales.

En la siguiente tabla, se describen las acciones del proyecto que pueden generar

impactos así como los factores ambientales que pueden ser impactados.

Acciones del proyecto que pueden generar impactos ACCIONES

Despalme

Cortes y excavaciones

Requerimientos de mano de obra

Manejo de combustible

Requerimientos de agua

Operación de vehículos y maquinaria pesada

Generación, manejo y disposición de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos

Extracción de materiales

Transporte de materiales

Disposición final de material residual

Construcción de obras de drenaje

Construcción de obra civil

Construcción de pavimentación

Tendido de tubería para servicios de agua

Tendido de tubería para servicios eléctricos



Página 172

ACCIONES

Tendido de tubería que transporta hidrocarburos

Tendido de tubería de químicos

Instalación de equipos

Acabados de obra arquitectónica

Instalación de sistemas contra incendio

Instalación de sistemas de seguridad

Limpieza del área de trabajo

Operación de la planta

Factores que pueden ser impactados. FACTORES

Cambios en la estructura del suelo

Erosión del suelo

Calidad del agua superficial

Calidad del agua subterránea

Drenaje natural del suelo

Geomorfología

Calidad del aire

Generación de ruidos

Paisaje

Medio socioeconómico

Generación de empleos

Calidad de vida

Salud y seguridad de los trabajadores

Impulso a la economía de la región



Página 173

FACTORES

Reducción de contaminación ambiental a nivel nacional por mejora en combustibles

V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales

Para estimar cualitativamente los impactos negativos y positivos que puede

generar el desarrollo del proyecto, se considero la metodología de V. Conesa

Fernández –Vítora 1996.

Esta metodología utiliza ciertos criterios que nos permiten evaluar la importancia

de los impactos producidos, agrupándolos en una formula que nos dará como

resultado la importancia del impacto.

V.1.1 Indicadores de impacto

El presente estudio se refiere a los indicadores de impacto ambiental como

elementos del ambiente que serán afectados o potencialmente afectados por un

agente de cambio. La letra marcada frente a cada indicador será su

representación en la matriz de impactos ambientales, como se indica en la

siguiente tabla.

Los indicadores ambientales mencionados en la siguiente tabla, han sido

desarrollados tomando como base los indicadores básicos del desempeño

ambiental de México 2005. (Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales)



Página 174

Indicadores ambientales y su codificación ASPECTO AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL INDICADOR

AMBIENTAL SIMBOLOGIA

Partículas suspendidas A1

Emisiones a la atmósfera A2

Atmósfera (A)

Cambio Climático A3

Morfología S1

Características

fisicoquímicas

S2

Erosión S3

Suelo (S)

Uso del suelo S4

Calidad del agua

superficial

H1

Calidad del agua

subterránea

H2

Hidrología (H)

Uso del agua H3

Medio abiótico

Ruido (R) Nivel de ruido R1

Flora (V) Abundancia V1

Fauna (F) Abundancia F1

Medio Biótico

Paisaje (P) Contraste con arquitectura

del paisaje

P1

Empleo E1

Economía local E2

Economía Regional E3

Calidad de vida E4

Medio Socioeconómico Socioeconómico (E)



Página 175

V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto

En la siguiente tabla se describen los indicadores de impacto ambiental para cada

componente de impacto ambiental que ha sido identificado para el desarrollo de la

obra.

Lista indicativa de indicadores de impacto Indicador ambiental Característica a considerar

Partículas suspendidas Número de actividades en el proceso que generen la emisión de partículas

suspendidas y área de afectación

Otras emisiones a la atmósfera Número de fuentes fijas y móviles que emitan contaminantes a la

atmósfera, emisiones dentro de norma; sistemas de control instalados

Morfología Número de actividades que alteren la morfología natural del suelo y

extensión afectada

Características fisicoquímicas Procesos que puedan alterar la composición fisicoquímica del suelo y

posibles derrames

Erosión Determinación de la generación de erosión por parte de los procesos

productivos y acarreo de material en la obra

Uso de suelo Compatibilidad del uso de suelo necesario para el proyecto con los usos de

suelo establecidos por el Plan de Desarrollo Municipal u/o planes de

ordenamiento del sitio.

Calidad del agua superficial Existencia de cuerpos de agua superficial, descargas de agua residual a

cuerpos de agua superficial

Calidad del agua subterránea Existencia de corrientes de agua subterránea en el sitio, descarga de aguas

residuales a corrientes subterráneas, lixiviación de contaminantes

Uso del agua Cantidad de agua a extraer, agua suministrada por pipas

Nivel de Ruido Maquinaria y equipo que emita ruidos, ruido generado dentro de la norma

Abundancia Flora Pérdida de especies vegetales por las actividades del proyecto; actividades

de reforestación y conservación

Abundancia Fauna Si el proyecto ocasiona la pérdida de elementos de la fauna, actividades de

conservación

Contraste con medio natural Si el desarrollo del proyecto es compatible con la imagen paisajista de la



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Indicador ambiental Característica a considerar

zona

Creación y/o eliminación de barreras

físicas

Si el proyecto crea barreras físicas que impidan el paso de la fauna o si

elimina alguna que sirva para protección de vientos o delimitación de

territorios.

Empleo Número de empleos que generara el proyecto, temporales y permanentes

Economía local Como afecta la economía de la localidad el desarrollo y operación del

proyecto

Economía regional Como afecta la economía de la región y posibles beneficios económicos

que genere el proyecto

Calidad de vida en la localidad Si la construcción y operación del proyecto impulsa el desarrollo y la calidad

de vida en la localidad.

V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación

La importancia del impacto es el radio mediante el cual medimos cualitativamente

el impacto ambiental, en función, tanto del grado de incidencia o intensidad de la

alteración producida, como de la caracterización del efecto, que responde a su vez

a una serie de atributos de tipo cualitativo, tales como extensión, tipo de efecto,

plazo de manifestación, persistencia, reversibilidad, recuperabilidad, sinergia,

acumulación y periodicidad.

V.1.3.1 Criterios

Los criterios que conforman la importancia del impacto (I), de una matriz de

valoración cualitativa o matriz de importancia se describen a continuación.

Signo (+) (-)

El signo del impacto hace alusión al carácter benéfico (+) o negativo (-) de las

acciones que van a impactar sobre los factores ambientales considerados.



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• Intensidad (I)

Este término se refiere al grado de incidencia de la acción sobre el factor, en el

ámbito específico en que actúa. La valoración se comprende entre valores del 1 al

12, en el que el 12 expresará una destrucción total del factor en el área en la que

se produce el efecto, y el 1 una afección mínima. Los valores comprendidos entre

esos dos términos reflejarán situaciones intermedias.

• Extensión (EX)

Se refiere al área de influencia teórica del impacto en relación con el entorno del

proyecto (% de área, respecto al entorno, en que se manifiesta el efecto).

Si la acción produce un efecto muy localizado, se considera que el impacto tiene

un carácter puntual (1). Si, por el contrario, el efecto no admite una ubicación

precisa dentro del entorno del proyecto, teniendo una influencia generalizada en

todo él, el impacto será total (8), considerando las situaciones intermedias, según

su afectación, como impacto parcial (2) y extenso (4).

En el caso de que el efecto sea puntual pero se produzca en un lugar crítico, se le

atribuirá un valor de cuatro unidades por encima del que le correspondería en

función del porcentaje de extensión en que se manifiesta y , en el caso de

considerar que es peligrosos y sin posibilidad de introducir medidas de mitigación

o corrección, habrá que buscar inmediatamente otra alternativa al proyecto,

anulando la causa que este efecto produciría.

• Momento (MO)

El plazo de manifestación del impacto que alude al tiempo que transcurre entre la

aparición de la acción (to) y el comienzo del efecto (ti) del medio considerado.

De este modo cuando el tiempo transcurrido sea nulo, el momento será inmediato

y si es inferior a un año, corto plazo asignándole en ambos casos un valor de (4).



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Si es un periodo de tiempo que va de 1 a 5 años, medio plazo (2), y si el efecto

tarda en manifestarse más de cinco años, largo plazo, con valor asignado de (1).

• Persistencia (PE)

Se refiere al tiempo esperado de permanencia del efecto desde su aparición y a

partir del cual el factor afectado retornaría a las condiciones iniciales previas a la

acción ya sea por medios naturales, o mediante la introducción de medidas de

corrección.

Si la permanencia del efecto tiene lugar durante menos de un año, consideramos

que la acción produce un efecto fugaz, asignándole un valor de (1). Si dura entre 1

y 10 años, temporal (2); y si el efecto tiene una duración superior a los 10 años,

consideramos el efecto como permanente asignándole un valor de (4).

La persistencia es independiente de la reversibilidad.

• Reversibilidad (RV)

Se refiere a la posibilidad de reconstrucción del factor afectado por el proyecto, es

decir, la posibilidad de retornar a las condiciones iniciales previas a la acción, por

medios naturales, una vez que la acción deja de actuar sobre el medio.

Si es a corto plazo o sea menos de un año, se le asigna un valor (1), si es a medio

plazo, de 1 a 10 años (2) si el efecto es irreversible, con una duración superior a

10 años, le asignamos el valor (4).

• Recuperabilidad(MC)

Se refiere a la posibilidad de reconstrucción, total o parcial, del factor afectado

como consecuencia del proyecto, es decir, la posibilidad de retornar a las

condiciones iniciales previas a la actuación por medio de la intervención humana

(introducción de medidas correctivas).



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Si el efecto es totalmente recuperable, se le asigna un valor (1) o (2) dependiendo

si se puede recuperar de manera inmediata o a medio plazo, si lo es

parcialmente, el efecto es mitigable toma un valor de (4). Cuando el efecto es

irrecuperable (alteración imposible de reparar, tanto por la acción natural, como

por la humana, le asignamos el valor (8). En caso de ser irrecuperables, pero

existe la posibilidad de introducir medidas compensatorias, el valor adoptado será

(4).

• Sinergia (SI)

Este atributo contempla el reforzamiento de dos o más efectos simples. La

componente total de la manifestación de los efectos simples, provocados por

acciones que actúan simultáneamente, es superior a la que cabría de esperar de

la manifestación de efectos cuando las acciones que los provocan actúan de

manera independiente no simultánea.

Cuando una acción actuando sobre un factor, no es sinérgica con otras acciones

que actúan sobre el mismo factor, el atributo toma el valor (1), si presenta un

sinergismo moderado (2) y si es altamente sinérgico (4).

Cuando se presenten casos de debilitamiento, la valoración del efecto presentará

valores de signo negativo, reduciendo al final el valor de la importancia del

impacto.

• Acumulación (AC)

Este atributo se refiere al crecimiento progresivo de la manifestación del efecto,

cuando persiste de forma continuada o reiterada la acción que lo genera.

Cuando una acción no produce efectos acumulativos (acumulación simple), el

efecto se valora como (1). Si el efecto producido es acumulativo el valor se

incrementa a (4).



Página 180

• Efecto (EF)

Este atributo se refiere a la relación causa-efecto, o sea a la forma de

manifestación del efecto sobre un factor, como consecuencia de una acción.

El efecto puede ser directo o primario, siendo en este caso la repercusión de la

acción consecuencia directa de esta. En el caso de que el efecto sea indirecto o

secundario, su manifestación no es consecuencia directa de la acción, sino que

tiene lugar a partir de un efecto primario, actuando éste como una acción de

segundo orden. Este término toma el valor de 1 en caso de que el efecto sea

secundario y el valor de 4 cuando sea directo.

• Periodicidad (PR)

La periodicidad se refiere a la regularidad de manifestación del efecto, bien sea de

manera cíclica o recurrente (efecto periódico), de forma impredecible en el tiempo

(efecto irregular), o constante en el tiempo (efecto continuo).

A los efectos continuos se les asigna un valor de (4), a los periódicos (2) y a los

de aparición irregular, que deben evaluarse en términos de probabilidad de

ocurrencia y a los discontinuos (1).

• Importancia del Impacto (I)

La importancia del impacto se representa por un número que se deduce, en

función del valor asignado a los criterios considerados. La importancia del impacto

toma valores entre 13 y 100.

Los impactos con valores de importancia inferiores a 25 son irrelevantes. Los

impactos moderados presentan una importancia entre 25 y 50. Serán severos

cuando la importancia se encuentre entre 50 y75 y críticos cuando el valor sea

superior a 75.

Este valor se calcula con la siguiente fórmula y de acuerdo a la siguiente tabla.



Página 181

I= ({3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC}

Importancia del Impacto IMPORTANCIA DEL IMPACTO

NATURALEZA

o Impacto beneficioso o Impacto perjudicial

+ -

INTENSIDAD (I) (grado de destrucción)

o Baja o Media o Alta o Muy alta o Total

1 2 4 8

12 EXTENSION (EX) (área de influencia)

o Puntual o Parcial o Extenso o Total o Crítica

1 2 4 8

(+4)

MOMENTO (MO) (plazo de manifestación)

o Largo plazo o Medio plazo o Inmediato o Crítico

1 2 4

(+4)

PERSISTENCIA (PE) (permanencia del efecto)

o Fugaz o Temporal o Permanente

1 2 4

REVERSIBILIDAD(RV)

o Corto Plazo o Medio Plazo o Irreversible

1 2 4

SINERGIA (SI) (regularidad de la manifestación)

o Sin sinergismo (simple) o Sinérgico o Muy sinérgico

1 2 4

ACUMULACION (AC) (Incremento progresivo)

o Simple o Acumulativo

1 4

EFECTO (EF) (relación causa-efecto)

o Indirecto (secundario) o Directo

1 4

PERIODICIDAD (PR) (regularidad de la manifestación)

o Irregular y discontinuo o Periódico o Continuo

1 2 4

RECUPERABILIDAD (MC) (reconstrucción por medios humanos)

Recuperable de manera inmediata Recuperable a mediano plazo Mitigable Irrecuperable

1 2 4 8

IMPORTANCIA (I) I=±(3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC)



Página 182

V.1.3.2 Metodologías de evaluación y justificación de la metodología

seleccionada.

Para estimar cuantitativamente y cualitativamente los impactos negativos y

positivos que pudiera generar el desarrollo del proyecto sobre el medio ambiente,

se utilizará la metodología diseñada por V. Conesa Fernández-Vitora. (1997).

Este método se basa en las matrices de causa efecto derivadas de la Matriz de

Leopold con resultados cualitativos y el método del Instituto Batelle-Columbus, con

resultados cuantitativos.

Esta metodología consiste en un cuadro de doble entrada en cuyas columnas

figuran las acciones del proyecto susceptibles de generar impactos y en las filas,

los factores ambientales susceptibles de recibir impactos.

En el anexo 23, se pueden visualizar los resultados obtenidos en la matriz de

Conesa Fernández para valorar la magnitud de los impactos, tanto positivos como

negativos.

Este método fue seleccionado ya que se considera uno de los más completos y

actualizados dentro de este ámbito, y el cual nos puede ayudar a obtener un

análisis cuantitativo de los impactos que causará el proyecto.

V.2 Impactos ambientales generados.

V.2.1 Identificación de impactos

Una vez identificadas las fuentes de cambio (acciones) del proyecto y por otro lado

los factores del medio que pudieran ser impactados por las primeras, y definidas

las posibles alteraciones, se hace preciso una previsión y valoración de las

mismas. A continuación se hace un análisis de los posibles impactos ambientales

en cada una de las etapas del proyecto.



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V.2.1.1 Etapa de preparación del sitio

V.2.1.1.1 Aire

En esta etapa se generarán impactos temporales al ambiente derivados de las

emisiones de la maquinaria que se utilizará en el sitio para las actividades de

cortes y nivelaciones del terreno así como la generación de partículas

suspendidas por el movimiento de tierras.

Otro impacto esperado es el del ruido emitido por la maquinaria, aunque cabe

mencionar que los trabajos se llevan a cabo al aire libre en las horas laborales y

dentro de una instalación industrial.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN N

AT

I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Emisiones atmosféricas

- 2 1 4 2 1 1 4 4 1 4 29 moderado

Generación de partículas suspendidas

- 2 2 4 2 1 2 4 4 1 4 32 moderado

Emisión de Ruidos

- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 1 21 Irrelevante

V.2.1.1.2 Suelo

En esta etapa los impactos al suelo corresponden particularmente al desmonte y

despalme del terreno que traerá cambios sobre la morfología y características

fisicoquímicas del suelo, considerando que las plantas se construirán dentro de la

refinería y con un uso de suelo industrial se considera como un impacto

moderado.

Así mismo se producirá un impacto por la generación de residuos sólidos (no

peligrosos), por las actividades de limpieza y nivelación del terreno. Estos residuos

serán manejados de acuerdo a ley y dispuestos a través de un servicio autorizado



Página 184

para tal fin por la compañía contratista que realice la obra. Así mismo pueden

generarse durante el desarrollo de los trabajos residuos peligrosos, tales como

trapos impregnados de aceite, aceites lubricantes, etc. Estos residuos serán

manejados y contenidos en recipientes adecuados, de acuerdo a la normatividad

en materia de residuos peligrosos y enviados al área destinada como almacén

temporal de residuos peligrosos por parte de la contratista, para su posterior

disposición de acuerdo a normas y reglamentos vigentes en materia ambiental.

En cuanto a la compatibilidad con el uso de suelo en el área del proyecto, como

hemos mencionado antes las plantas desulfuradoras de gasolina corresponden a

una etapa de modernización de la refinería y formarán parte intrínseca de las

actividades productivas de la misma, por lo cual se considera como un impacto

positivo el hecho de que estas plantas se construyan dentro de un predio con uso

de suelo meramente industrial.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN N

AT


Cambios en la morfología del terreno

- 1 1 4 4 4 1 1 4 4 8 35 Moderado

Cambios fisicoquímicos del suelo

- 1 1 4 4 2 1 1 1 4 8 30 Moderado

Generación de Residuos no peligrosos

- 1 2 2 2 4 1 1 1 1 2 21 Irrelevante

Generación de residuos peligrosos por mantenimiento a maquinaria

- 1 1 4 1 4 1 4 1 1 4 25 Irrelevante

Uso de suelo, compatibilidad

+ 4 2 2 4 4 1 1 4 4 1 37 moderado



Página 185

V.2.1.1.3 Agua

Se causará un impacto considerado como moderado, por el uso agua para los

trabajos de compactación y nivelación del terreno. Aunque debe quedar claro que

esta agua será suministrada a través de pipas que deberá comprar el constructor

de la obra.

La generación de aguas residuales provenientes de las instalaciones sanitarias

que darán servicio a los trabajadores de la obra, se considera como un impacto de

baja magnitud ya que los residuos de estos sanitarios portátiles serán manejados

por la compañía arrendadora del servicio de acuerdo a la normatividad vigente y

manteniendo adecuadas condiciones de limpieza e higiene.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AGUA

ACCIÓN NAT


Uso de agua en los trabajos de compactación y nivelación del terreno

- 2 1 4 4 4 1 1 1 1 2 26 Moderado

Generación de agua residual por los trabajadores

- 1 1 4 1 1 1 1 1 1 4 19 irrelevante

V.2.1.1.4 Flora

El predio donde se construirán las plantas desulfuradoras se encuentra poblado

por matorrales y árboles (aproximadamente 60 ejemplares) de pequeña talla de

las especies de acacia, frambollanes, bugambilias y algunos fresnos y laurel.



Página 186

Estos árboles fueron plantados hace no mucho tiempo, por lo que el daño se

considera reversible y el impacto se considera de mediana magnitud y con

medidas de mitigación. La refinería llevará a cabo las acciones que la autoridad

competente considere necesarias para compensar este impacto (ver anexo 9

álbum fotográfico).

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FLORA

ACCIÓN NAT


Desmonte de especies vegetales

- 1 1 4 4 4 1 1 1 4 4 28 Moderado

V.2.1.1.5 Fauna

Este factor no se verá afectado ya que en el predio no existen especies animales

de importancia ecológica.

Los animales que pudieran estar presentes en el predio corresponden a pequeños

mamíferos, aves comunes y algunos insectos, los cuales considerando el área que

será desmontada, sólo migrarán a áreas cercanas de la refinería. Por lo anterior

el impacto evaluado se considera como moderado.



Página 187

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FAUNA

ACCIÓN NAT


Desplazamiento de la fauna presente en el predio.

- 1 1 2 4 4 1 1 1 4 4 26 Moderado

V.2.1.1.6 Paisaje

La presencia de maquinaria en el sitio, no tendrá un efecto significativo en la

apariencia visual del mismo, toda vez que se trata de la preparación del predio

para la construcción de dos plantas dentro de una instalación industrial, por lo que

su aspecto visual solo se verá afectado por la presencia de maquinaria, vehículos

de transporte de materiales, y los propios materiales para el relleno y nivelación

del área correspondiente. Esta maquinaria estará presente en el área donde se

construirán las plantas así como en el área donde se instalará el turbogenerador.

Por lo anterior se considera un impacto de carácter moderado sobre el paisaje.

Así mismo en esta etapa se podrán instalar obras provisionales (servicios para

trabajadores y oficinas), que afectará el paisaje en forma temporal.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: PAISAJE

ACCIÓN NAT


Apariencia visual de la zona de trabajo con respecto a su entorno

- 1 2 4 2 2 1 1 4 2 2 25 Moderado

Obras provisionales

- 1 1 4 2 2 1 1 1 2 2 20 irrelevante



Página 188

V.2.1.1.7 Socioeconómico

En esta etapa se considera la ocurrencia de efectos positivos en función a la

creación de empleos temporales y activación de la economía local. Por su

temporalidad este impacto se considera benéfico de una magnitud moderada.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO

ACCIÓN NAT


Generación de empleos temporales

+ 2 2 4 2 4 1 1 4 1 8 35 Moderado

Activación de economía local por necesidad de servicios.

+ 2 2 4 2 4 2 1 1 2 8 34 Moderado

V.2.1.2 Etapa de construcción

V.2.1.2.1 Aire

Durante esta etapa se generarán ruidos provenientes de la maquinaria pesada

que trabajará en el sitio, este impacto está en función de la duración de los

trabajos y por lo tanto será en todos los casos de carácter temporal. Considerando

que los trabajos se llevan a cabo en un área industrial abierta, y en horas

laborales, así como la distancia del sitio de emisión hasta los asentamientos

humanos, lo cual permite la disipación de las ondas sonoras, no se espera

rebasar los límites establecidos por la NOM-081-SEMARNAT-94, que son 68dB



Página 189

para el horario diurno y 65dB para el horario nocturno. Por lo anterior este impacto

es considerado poco significativo.

Otro impacto que las obras traerán sobre la atmósfera, será la emisión de polvos

generados por el traslado de materiales para las obras civiles, estos deberán

transportarse en vehículos con lona para mitigar esta emisión. Este impacto por su

temporalidad se considera de baja magnitud.

El uso de maquinaria traerá consigo la emisión de gases de combustión, este

impacto será temporal y considerando que la obra se desarrolla dentro de una

instalación industrial no se espera una afectación sobre la calidad del aire del

lugar, sin embargo como medida de mitigación se tendrá la maquinaria en óptimas

condiciones de mantenimiento por lo que se considera un impacto temporal poco

significativo con medidas de mitigación de fácil aplicación.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AIRE

ACCIÓN NAT


Generación de Ruido

- 2 2 4 2 1 1 4 1 1 4 28 Moderado

Emisión de polvos en traslado de material

- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 4 24 Irrelevante

Emisión de gases de combustión por maquinaria pesada

- 1 2 4 2 1 1 4 4 1 4 28 Moderado



Página 190

V.2.1.2.2 Suelo

Durante esta etapa se generaran residuos de la construcción como son varillas,

madera, etc. Estos deberán ser clasificados y dispuestos por el contratista ya que

son de su propiedad, y aquel material que no reúna las características apropiadas

para su reuso, y deba ser dispuesto como residuo, será manejado de acuerdo a la

normatividad vigente por una compañía autorizada para el transporte y disposición

final de residuos de la construcción. La generación de estos residuos se considera

como un impacto al factor suelo, este impacto se considera de baja magnitud y

con medida de mitigación.

Así mismo en esta etapa se generarán residuos peligrosos como son latas de

pintura impregnadas, estopas, envases de solventes, etc. Estos deberán ser

clasificados y enviados al área ó almacén temporal de residuos peligrosos que el

contratista deberá construir para este tipo de residuos y llevar a cabo las gestiones

para su entrega-recepción y su traslado al sitio de disposición final, mediante

empresas debidamente autorizadas para su adecuado manejo y disposición. La

generación de estos residuos y la posibilidad de un mal manejo de los mismos

representan un impacto al ambiente que se considera de una categoría moderada

y con medidas de prevención y mitigación.



Página 191

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SUELO

ACCIÓN NAT


Generación de residuos no peligrosos

- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado

Generación de residuos peligrosos

- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado

Mal manejo o almacenamiento indebido de residuos

- 4 2 4 2 2 1 1 1 1 4 32 Moderado

V.2.1.2.3 Agua

Durante esta etapa se utilizará agua para trabajos de construcción que al igual que

en el caso de la preparación del sitio, deberá ser proporcionada por el contratista

mediante pipas, el uso del agua es un impacto negativo de baja magnitud

El agua residual generada por los servicios prestados a los trabajadores de la

obra, es otro impacto negativo que por su temporalidad no representa un impacto

importante toda vez que esta agua residual será manejada por la compañía

encargada de suministrar los servicios de sanitarios portátiles para el uso de los

trabajadores de la construcción.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN N

AT


Uso de agua para trabajos de construcción

- 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 14 irrelevante

Agua residual generada por los trabajadores de la construcción

- 2 1 4 2 2 1 4 1 1 4 27 Moderado



Página 192

V.2.1.2.4 Paisaje

Durante esta etapa el paisaje se vera modificado por la presencia de maquinaria y

materiales de la construcción, sin embargo las áreas de construcción de las

plantas y servicios auxiliares, serán delimitadas lo cual evitará el acceso al área

de personas ajenas a la obra así como la interferencia en la operación de las

demás plantas de la refinería. El paisaje se verá modificado temporalmente y

dentro de los límites de la refinería por lo que el impacto se considera de carácter

moderado.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: PAISAJE

ACCIÓN NAT


Alteración del paisaje dominante en el área

- 1 2 4 2 2 1 1 4 4 2 27 Moderado

V.2.1.2.5 Socioeconomico

En este rubro se esperan impactos positivos por la generación de empleos los

cuales considerando el tipo de proyecto y duración de la obra, serán en beneficio

de la población local, ya que por otra parte se impulsará la economía de la zona, al

requerirse de servicios para el personal involucrado en la construcción del

proyecto.



Página 193

Los impactos antes mencionados por su temporalidad se consideran de una

moderada magnitud.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN N

AT



+ 4 2 2 2 4 2 4 4 2 8 44 Moderado

Activación de economía local

+ 4 1 2 2 4 2 4 4 2 8 42 Moderado

V.2.1.3 Etapa de operación

V.2.1.3.1 Aire

Durante esta etapa se tendrán emisiones a la atmósfera por fuentes fijas,

correspondientes a los calentadores en el proceso de la planta desulfuradora, así

como de los quemadores elevados cuando por necesidades del proceso se tengan

que utilizar los mismos. Estos puntos de emisión deberán cumplir con los niveles

de contaminantes normados de acuerdo a los requerimientos a lo requerimientos

aplicables en la materia.

Los compuestos que serán emitidos a atmósfera corresponden a: SO2, SO3, NOx,

CO, PM 10, CH4, COTS, SOx, partículas, COV, N2O y CO2

Otro impacto a considerar serán la posibilidad de fugas y/o acontecimientos de

eventos que puedan generar emisiones no controladas al ambiente generando un

alto grado de contaminación a la atmósfera, estas situaciones necesariamente se

darán en casos de emergencia.



Página 194

Así mismo, al entrar en operación la planta, se producirán gasolinas bajas en

azufre, que estarán dentro de los parámetros establecidos en la norma NOM-086-

SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, con lo que se reducirán las emisiones

provenientes de vehículos automotores que circulan en las principales urbes del

país. Esto representa un impacto positivo de importante magnitud.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN N

AT


Emisión de fuentes fijas

- 4 2 4 4 2 2 4 4 4 4 44 Moderado

Posibles accidentes en la planta

- 8 4 4 2 2 4 4 4 1 2 55 Severo

Fuga en líneas de proceso

- 8 2 4 2 2 2 4 4 1 4 51 severo

Reducción de emisiones por el uso de gasolinas UBA

+ 8 8 2 4 4 4 4 4 4 8 74 severo

V.2.1.3.2 Suelo

En cuanto a afectaciones al factor suelo, debemos considerar derrames por fuga

en línea de producto, lo cual es poco probable considerando que las líneas y

equipos recibirán mantenimiento periódico y se cuenta con un gran cantidad de

elementos lógicos de control automatizados en donde se verifica el buen

funcionamiento de equipos y líneas de producto.

La generación de residuos es otro impacto a considerar en este factor,

Los residuos no peligrosos, serán enviados al almacén temporal de la refinería

para ser dispuestos en el relleno sanitario indicado por las autoridades



Página 195

competentes. El mal manejo de estos residuos o su acumulación fuera del área

destinada para ellos puede generar un impacto negativo contaminando el suelo.

Así mismo, la planta generará residuos peligrosos consistentes en catalizadores

gastados, trapos impregnados, aceites para mantenimiento, etc. Estos residuos

serán manejados y dispuestos en el almacén temporal de la refinería para ser

posteriormente entregados a compañías autorizadas para su transporte y

disposición final, de acuerdo a lo establecido en la legislación ambiental vigente.

Los catalizadores serán enviados al fabricante de los mismos, con la finalidad de

ser regenerados para su reuso, ya que tienen un valor intrínseco reduciéndose de

esta forma la generación de residuos por este concepto.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN N

AT


Fuga en línea de producto

- 4 1 4 2 2 2 4 1 1 4 34 Moderado

Mal manejo de residuos no peligrosos

- 2 2 4 2 1 1 1 4 1 4 28 Moderado

Generación de Residuos peligrosos

- 4 2 2 4 4 2 4 4 2 4 42 Moderado

Mal manejo o almacenamiento de residuos peligrosos

- 8 2 8 2 2 1 4 4 1 4 54 Severo

V.2.1.3.3 Agua

La Refinería Héctor R. Lara Sosa, cuenta con drenajes separados para el manejo

de aguas residuales y con planta de tratamiento de aguas residuales.



Página 196

El agua utilizada en el proceso, es enviada al tratamiento de aguas amargas, para

la eliminación del azufre y su posterior reuso en el desalado de crudo. Sin

embargo un mal manejo de las mismas podría representar un impacto sobre este

factor.

Así mismo se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes, que consta de

un tratamiento primario que elimina impurezas y grasas y aceites, esta agua

tratada es acondicionada para su reuso como agua de enfriamiento. El agua

tratada también se utiliza para riego de áreas verdes, la existencia de este sistema

de tratamiento es considerado como un impacto benéfico ya que se reduce la

generación de aguas residuales.

El agua que ya no cumple con las características necesarias para su reuso,

descargada al cuerpo receptor conocido como el Río Ayancual, cuidando que los

parámetros de descarga se encuentren bajo norma. Este último aún contando con

medidas de mitigación es un impacto de carácter moderado sobre las aguas

superficiales.

ETAPA DE OPERACION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN N

AT


Uso de agua en el proceso

- 4 4 4 2 2 1 1 4 1 4 39 Moderado

Generación de aguas amargas

- 2 2 4 2 2 1 1 1 1 4 26 Moderado

Tratamiento de aguas residuales para su reuso

+ 4 1 4 4 4 2 4 4 4 8 55 Severo

Descarga de agua residual al Ayancual

- 2 2 4 4 4 2 4 1 4 4 37 Moderado



Página 197

V.2.1.3.4 Paisaje

En cuanto a los elementos del medio perceptual, entre los cuales se encuentran

las vistas panorámicas, la naturalidad y singularidad, no habrá un cambio

significativo ya que la planta formará parte de las instalaciones industriales de la

Refinería por lo que no se considera un impacto sobre este factor.

V.2.1.3.5 Socioeconomico

La generación de empleos para la operación de la planta es considerado como un

impacto benéfico permanente ya que los trabajadores contratados para su

operación son de carácter permanente y muy especializados.

Así mismo la modernización de las refinerías repercute en una producción de

gasolinas de mayor calidad que impulsa la economía del país reduciendo las

importaciones.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN N

AT



+ 4 2 2 4 4 2 1 1 4 8 42 moderado

Impulso económico regional

+ 8 4 2 4 4 4 4 1 4 8 63 Severo

V.3 Evaluación de los impactos ambientales

En este punto se realizará una evaluación global de los impactos que genera el

proyecto.



Página 198

V.3.1 Preparación del sitio

En esta etapa los impactos ambientales corresponden al desmonte del área a

construir y la modificación de la morfología del suelo natural.

Ya que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la Refinería Héctor

R. Lara Sosa, estos impactos se consideran de baja relevancia, ya que las

especies a desmontar fueron introducidas por el hombre y no forman una

comunidad bien definida.

V.3.2 Etapa de Construcción

Los impactos identificados en esta etapa obedecen a los propios de la industria de

la construcción con la generación de emisiones, residuos y aguas residuales,

todos de carácter temporal. En esta etapa también existen impactos positivos en el

factor socioeconómico sin embargo, cabe mencionar que también son empleos

temporales, aunque de diversas especialidades.

V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento

En esta etapa se esperan impactos al aire, suelo y agua de los procesos

productivos de las plantas desulfuradoras, los cuales cuentan con medidas de

mitigación y control. Así mismo se espera un impacto positivo de carácter regional

ya que la producción de gasolinas ultra bajas en azufre reducirá sustancialmente

las emisiones producidas por los vehículos automotores, principalmente en las

ciudades más pobladas del país.

INDICE CAPITULO VI

VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES .................................................................................................. 199

VI.1 Descripción de la medida o programa de medidas de mitigación o

correctivas por componente ambiental. ...................................................... 199

VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación.................................... 199

VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de

mitigación propuestas por componente ambiental. ...................................... 200

VI.2 Impactos residuales ........................................................................ 203

VI.2.1 Atmósfera ...................................................................................... 203

VI.2.2 Suelo.............................................................................................. 204

VI.2.3 Agua .............................................................................................. 205

MIA Particular Sector Petrolero “Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y ULSG 2,

Servicios Auxiliares y su Integración” Refinería “ Ing. Héctor R. Lara Sosa”

Página 199

VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES

VI.1 Descripción de la medida o programa de medidas de mitigación o

correctivas por componente ambiental.

VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación

Existen diferentes medidas de mitigación que van enfocadas a atenuar

determinadas actividades y cada una de ellas se aplicarán en las diferentes etapas

de desarrollo del proyecto.

Clasificación de medidas de mitigación

Tipo de Medida Características

Medidas de prevención (P) Medidas aplicadas antes de la preparación del sitio y enfocadas a evitar algún impacto significativo. Por ejemplo, pláticas de concientización a trabajadores sobre la normatividad y requerimientos que deben de cumplir antes y durante el desarrollo de sus actividades; concientización del adecuado manejo de residuos y prácticas adecuadas para evitar contaminación del suelo..

Medidas de remediación (R ) Medidas aplicadas durante la realización del proyecto y dirigidas a restaurar los impactos generados por las actividades de construcción en el tiempo que estos se desarrollan. Por ejemplo el derrame accidental de aceites y grasas durante el uso de maquinaria y equipo.

Medidas de Rehabilitación (RH) Medidas aplicadas durante y después de las actividades del proyecto, enfocadas a reponer las pérdidas del medio físico o biológico en la zona del proyecto. Por ejemplo la recuperación y restitución del suelo en el área del proyecto.

Medidas de compensación (C) Medidas enfocadas a resarcir el daño causado por las actividades y estas serán aplicadas fuera del área del proyecto. Por ejemplo la reforestación con especies catalogadas en riesgo o bajo protección en otras áreas.

Medidas de Reducción (RC) Medidas dirigidas a disminuir los impactos generados durante la construcción y operación de las obras del proyecto. Por ejemplo en la tala selectiva respetar el estrato arbustivo.



Página 200

VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de

mitigación propuestas por componente ambiental.

Los impactos ambientales se agruparán de acuerdo al tipo de medida de

mitigación. También se indicará si existen sistemas de mitigación para un impacto

o varios. En la siguiente tabla, se resumen los impactos por etapa y tipo de medida

de mitigación a aplicar. En esta tabla se entenderá como E1, la preparación del

sitio, E2 la etapa de construcción y E3 la etapa de operación y mantenimiento.

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica. (Aire)

Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida

Emisiones de contaminantes a la atmósfera, constituidos por NOx, SOx, HC, CO, producto de la combustión interna de los motores de maquinaria y equipo

E1 E2

Los contratistas que lleven a cabo las obras de preparación del sitio y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas 1 y 2, deberán emplear equipo reciente y con tecnología de punta con el objeto de evitar descomposturas, baja eficiencia, y contaminación. Deberá darse manteniendo preventivo y correctivo a la maquinaria y equipo a utilizar, incluyendo los vehículos automotores Para lo anterior el contratista deberá llevar una bitácora de mantenimiento preventivo y correctivo para cada unidad empleada, la cual deberá ser presentada mensualmente al supervisor de PEMEX-Refinación para su firma de conformidad. Así mismo para el caso de vehículos automotores sujetos al programa federal de verificación vehicular, además de lo anterior, el contratista deberá presentar a PEMEX-Refinación semestralmente el comprobante de verificación vehicular de cada unidad. Tanto la bitácora de mantenimiento como las fotocopias de los comprobantes de verificación vehicular deberán estar disponibles para consulta por parte de las autoridades ambientales en la residencia de construcción. Los contratistas deberán cumplir con todo lo estipulado en el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200.

P



Página 201


Generaciones atmosféricas provenientes de calentadores en el proceso productivo de las Plantas desulfuradoras y quemadores elevados

E3 PEMEX-Refinación, deberá cumplir con los parámetros establecidos por la normatividad federal para las emisiones por fuentes fijas.

P

Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras y materiales de construcción

E1 E2

Con la finalidad de evitar o disminuir la generación de partículas suspendidas por el movimiento de tierras el contratista que lleva a cabo las obras de preparación del sitio y construcción, deberá mantener el terreno húmedo mediante el riego constante de la zona de trabajo.

P

Emisión de ruidos de maquinaria y equipo de construcción

E1 E2

Aunque no se trata de una fuente fija, se recomienda evitar la generación de ruido superior a los 68dB de 6;00 a 18:00 hrs y de 65dB de 18:00 a 6:00 hrs. Dentro de la obra se manejaran turnos de trabajo con jornadas de 8 horas. Se verificará que los equipos cuenten con sistemas de reducción de ruido (mofles y silenciadores y en su caso carcazas) operando adecuadamente

P

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica. (Suelo)


Manejo de combustibles en el área del proyecto.

E1 E2

En caso de requerirse el almacenamiento temporal de combustibles en el área de trabajo, además de observar la normatividad específica para el transporte y almacenamiento de combustible emitida por la STPS y SCT, deberán realizarse las actividades y medidas de seguridad pertinentes con el objeto de poder controlar cualquier incidente o derrame accidental y cumplir en todo momento con el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200. (anexo 10) Asimismo el contratista deberá conocer el procedimiento para la atención de derrames accidentales de PEMEX-Refinación

P R

Generación de residuos domésticos por trabajadores

E1 E2 E3

Todos los trabajadores de la Cía. que lleva a cabo la obra de construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas deberán cumplir con la normatividad interna de PEMEX-Refinación, y deberán clasificar desde origen y depositar sus residuos dentro de contenedores marcados y provistos por la constructora para tal fin. En la etapa de operación se utilizaran los contenedores provistos por la refinería y serán manejados de acuerdo a sus

P



Página 202


procedimientos internos ( ver anexo 13) Generación de residuos producto de los trabajos de despalme y nivelación

E1 Los residuos de los trabajos de preparación del sitio serán manejados de acuerdo a normatividad vigente, la contratista deberá solicitar todos los permisos necesarios para su manejo y en su caso adecuada disposición.

P

Generación de residuos peligroso por mantenimiento de la maquinaria

E1 E2

El mantenimiento a maquinaria y equipo de construcción deberá llevarse a cabo en talleres externos a la refinería para evitar la contaminación del suelo dentro de la misma. Los residuos peligrosos generados durante estas etapas, deberán ser almacenados en tambos de 200l, con tapa, señalizados y enviados a resguardo en el área de almacén temporal para estos residuos asignado por la cia. Contratista de acuerdo a normas vigentes.

P

Generación y manejo de residuos peligrosos( grasas, aceites, catalizadores gastados)

E3 Los residuos peligrosos generados en las Plantas Desulfuradoras de gasolina catalítica, serán enviados al almacén de residuos peligrosos de la refinería para su posterior envío a tratamiento o disposición según sea el caso. Deberán llevarse a cabo los manifiestos de entrega-transporte y recepción de residuos y contar con las bitácoras correspondientes. Los catalizadores gastados serán enviados al proveedor de los mismos para recuperación de materiales, previo cumplimiento de trámites legales para su envío fuera del país.

P RC

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica. (agua)


Generación de aguas residuales por trabajadores en la construcción

E1 E2

Se colocarán letrinas portátiles y se contratarán los servicios de empresas con autorización vigente para el manejo, transporte, tratamiento o disposición final de las aguas residuales sanitarias.

RC

Generación de aguas residuales industriales (aguas amargas)

E3 La refinería cuenta con plana de tratamiento de aguas amargas, por lo que el agua amarga generada en el proceso será enviada a la misma para su tratamiento y reuso en otras actividades productivas o en su caso agua contra-incendio. También se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes para el reuso de agua de proceso y drenajes aceitosos.

R RC



Página 203

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica. (Flora)


Derribo de árboles y desmonte le área del proyecto

E1 Aún cuando las especies vegetales a derribar no tienen una talla significativa, como medida mitigación, se llevarán acabo las acciones que la autoridad considere necesarias para compensar este impacto.

RC

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica. (Paisaje)


Alteración del paisaje por obras

E1 E2

Se llevará a cabo la señalización de la zona de trabajo para evitar el ingreso de personal ajeno a esta obra.

P

VI.2 Impactos residuales

Se debe considerar que aún aplicando medidas de mitigación y control existen

impactos que no pueden ser evitados y son considerados como impactos

residuales. Se describen a continuación por componente ambiental los impactos

esperados y los que se consideran serán impactos residuales.

VI.2.1 Atmósfera

En este rubro se esperan los siguientes impactos:

• Emisiones atmosféricas por maquinaria y equipo y por actividades de

pavimentación y circulación de vehículos una vez en operación.



Página 204

• Emisiones atmosféricas una vez que se establezcan las plantas

desulfuradoras de gasolinas ya que cuentan con fuentes fijas

• Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras

• Emisión de ruidos por maquinaria durante la preparación del sitio y

construcción.

La mayor parte de estos impactos son de carácter temporal, ya que dejaran de

producirse una vez concluida la obra y se dispersarán gradualmente.

En cuanto a las emisiones que pudieran generarse por las plantas desulfuradoras

de gasolinas 1 y 2, aún contando con sistemas de control, es muy probable que

se genere un impacto a la calidad del aire que persistirá mientras la fuente esté

en operación pudiendo considerarlo como un impacto residual.

VI.2.2 Suelo

• Generación de residuos de construcción

• Derrame por mal manejo de combustibles en el área

• Generación de residuos en operación

• Generación de residuos peligrosos

Todos los posibles impactos al suelo cuentan con medidas de prevención, control

y mitigación, sin embargo la generación de basura y su acumulación en rellenos



Página 205

sanitarios así como la disposición de residuos peligrosos en confinamientos

controlados puede considerarse como un impacto residual.

VI.2.3 Agua

En este rubro se tiene

• Uso del agua

• Generación de aguas residuales

El uso de cierta cantidad de agua para el proceso y la descarga de la misma aún

tratada representan un impacto sobre la calidad del agua original, por lo que se

puede considerar un impacto residual.

INDICE CAPITULO VII

VII PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS................................................................................................. 206

VII.1 Pronóstico del escenario................................................................ 206

VII.2 Programa de vigilancia ambiental.................................................. 206

VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción ............. 207

VII.3 Conclusiones................................................................................... 210



Página 206

VII. PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE

ALTERNATIVAS

VII.1 Pronóstico del escenario

Una vez instaladas las plantas desulfuradoras de gasolinas en la Refinería, estas

estarán integradas a los procesos de la misma y formarán parte del grupo de

plantas que conforman la refinería.

En cuanto al impacto global que el establecimiento de estas plantas producirá,

cabe mencionar que al tener combustibles más limpios, se reducirán

significativamente las emisiones provenientes de vehículos automotores, elevando

así la calidad de vida de los habitantes de las zonas más pobladas de la

República.

VII.2 Programa de vigilancia ambiental

Los objetivos del programa de vigilancia ambiental son principalmente:

• Vigilar que, en relación con el medio, cada actividad o etapa de la obra

se realice según el proyecto y según las condiciones en que ha sido

autorizado

• Determinar la eficacia de las medidas de protección ambiental que han

sido propuestas y en su caso corregirlas.



Página 207

VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción

Durante esta fase, el programa de vigilancia ambiental establece que para el

correcto funcionamiento del mismo, habrá vigilancia sobre los siguientes

indicadores de impacto.

• Seguimiento a las emisiones de polvo y ruido

• Seguimiento de afectaciones del suelo

• Seguimiento de afectaciones a la flora y fauna

Para el seguimiento de las emisiones de polvo, producidas en su mayor parte por

la maquinaria que trabaja en las obras durante las etapas de preparación del sitio

y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 la

compañía contratista mediante el personal asignado para vigilar el cumplimiento

de las recomendaciones de impacto ambiental en la obra, realizará visitas

periódicas semanales sin previo aviso a todas las zonas donde se localicen las

fuentes emisoras. En esas visitas se observará si se cumplen las medidas

adoptadas como son:

• Regar las superficies donde potencialmente puede haber una

cantidad superior de polvo.

• Velocidad reducida de los camiones que trabajen en la obra.

• Vigilancia de las operaciones de carga, descarga y transporte del

material.



Página 208

• Todos los vehículos automotores utilizados (camiones, camionetas,

vehículos de carga, etc.), deberán contar con su certificado de

verificación de contaminantes y/o registro de última afinación o

mantenimiento.

La toma de datos se realizará mediante inspecciones visuales periódicas en las

que se estimará el nivel de polvo existente en la atmósfera y la dirección

predominante del viento estableciendo cuales son los lugares afectados.

Las inspecciones se realizarán una vez por semana, en las horas del día donde

las emisiones de polvo se consideren altas. Como norma general, la primera

inspección se realizará antes del comienzo de las actividades para tener un

conocimiento de la situación previa y poder realizar comparaciones posteriores.

En cuanto al suelo, las tareas que pueden afectar los suelos son, sobretodo, las

actividades durante la etapa de despalme, rellenos y cortes de todas las

superficies necesarias para la ejecución de las obras.

Se realizaran visitas periódicas para poder observar directamente el cumplimiento

de las medidas establecidas para minimizar el impacto, evitando que las

operaciones se realicen fuera de las zonas señaladas para ello.

Durante las visitas se observará:

• La vigilancia en el despalme inicial y cualquier otro movimiento de tierra

para minimizar el fenómeno de la erosión y evitar la posible inestabilidad

de los terrenos más allá de lo necesario.



Página 209

En cuanto a las afectaciones a flora y fauna, se mantendrá una supervisión

continua para constatar que los residuos del desmonte sean triturados y utilizados

durante las actividades de relleno de la misma obra.

Durante la Fase de Operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas 1 y 2

• Seguimiento a emisiones atmosféricas y ruido

• Seguimiento a generación de aguas residuales

• Seguimiento a generación y manejo de residuos peligrosos y no

peligrosos

En esta etapa las plantas contarán con sus propios sistemas de monitoreo para

observar el cumplimiento de la normatividad ambiental vigente y serán integradas

a la Cédula de Operación Anual de la Refinería para mantener registradas sus

emisiones ante la SEMARNAT.

La refinería cuenta con un departamento de seguridad industrial y protección

ambiental, las nuevas plantas desulfuradoras serán incluidas en sus programas de

vigilancia, mantenimiento, monitoreo y administración ambiental.

Las plantas deberán contar con procedimientos para el manejo y control

ambiental, y con procedimientos de seguridad.

Todos los residuos sólidos generados en las plantas desulfuradoras serán

enviados a los almacenes temporales que le correspondan y manejados de

acuerdo a normas y procedimientos internos de la Refinería (ver anexo 13



Página 210

procedimientos para el manejo de residuos peligrosos y no peligrosos de la

Refinería Héctor R. Lara sosa).

Por su parte dentro de las actividades de operación de las plantas desulfuradoras

se contarán con indicadores ambientales como medidas de control del desempeño

ambiental de las propias plantas, los indicadores ambientales incluirán controles

en materia de emisiones, generación y disposición de residuos sólidos y

peligrosos por unidad de producción y controles mediante auditorias ambientales

continuas tanto a sus procesos como a las actividades de mantenimiento, es

importante que el seguimiento que se de a los indicadores que sean establecidos

sean reportados como parte del desempeño ambiental de la operación de las

plantas.

VII.1.3 Conclusiones

Como está señalado en el Plan Nacional de Desarrollo, el proyecto se inserta en la

política de planeación tanto estatal como nacional, como una alternativa que

permitirá elevar las condiciones de vida de la población al mejorar la calidad de

los combustibles, tanto para el consumo doméstico como para el industrial.

Por todo lo anteriormente expuesto, y de acuerdo a la identificación, descripción y

evaluación de los impactos ambientales generados por la construcción de las

plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 el proyecto en cuestión

reviste un significativo beneficio para el país considerando los efectos positivos

que al ámbito económico, social y de sustentabilidad ambiental se producen;

además por una parte se da cumplimiento a las disposiciones establecidas por el

gobierno federal a través de la norma oficial mexicana NOM-086-SEMARNAT-



Página 211

SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero del 2006 que requiere el suministro

de gasolina con bajo contenido de azufre en las áreas metropolitanas de la Ciudad

de México, Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008, y para el resto

del país a partir de enero del 2009, lo que sin duda implica un beneficio en el

ambiente ya de por si afectado por el consumo de combustibles para el uso de

vehículos automotores.

Por otra parte bajo un esquema de ordenamiento ecológico el cual se basó en el

análisis de la relación sociedad-naturaleza y de su marco espacial, lo que de

acuerdo a lo señalado, permitirá promover el desarrollo sustentable para el

territorio en concordancia y de acuerdo a la Ley General del Equilibrio Ecológico y

la Protección al Ambiente, la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente

del estado de Nuevo León y en otras leyes, decretos y regulaciones federales y

estatales, se impulsa de esta manera la economía del Estado, sin causar efectos

significativos al ecosistema de la Región, toda vez que la construcción de las

plantas se realizará dentro de las Instalaciones de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara

Sosa" , ubicada en el Municipio de Cadereyta Jiménez, Nuevo León, donde el

medio ha sido previamente modificado y los impactos al ambiente (aire, Suelo,

agua, etc.) serán controlados, minimizados y mitigados, considerando que las

plantas desulfuradoras ULSG 1 y ULSG 2 contarán con tecnología de punta tanto

en los rubros productivos de mantenimiento, de seguridad y de control ambiental,

para cumplir con la normatividad vigente, en tanto que los beneficios generados

tendrán un mayor significado, tanto desde el punto de vista de sustentabilidad

ambiental, como socioeconómico.



Página 212

Finalmente desde un punto de vista general, la construcción de estas plantas,

contribuirá al abatimiento en la importación de gasolinas, redundando en un ahorro

considerable para la nación.

Considerando lo anteriormente expuesto se concluye que el proyecto es

ambientalmente VIABLE y Socioeconómicamente DESEABLE.

INDICE CAPITULO VIII

VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA

EN LAS FRACCIONES ANTERIORES. ............................................................. 213 VIII.1 Formatos de presentación......................................................... 213

VIII.2 Otros anexos............................................................................... 213

VIII.3 Glosario de términos.................................................................. 213

VIII.4 Bibliografía.................................................................................. 232



Página 213

VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y

ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS

FRACCIONES ANTERIORES.

VIII.1 Formatos de presentación

• Planos definitivos

Se anexan Diagramas de flujo de proceso anexo 11

Se anexan Planos del sistema contra incendio anexo 12

Se anexan cartas geográficas (anexos 1,16,17,18 y 19)

• Fotografías

Se anexa álbum fotográfico anexo 9

VIII.2 Otros anexos

Se anexa documentación legal del promovente (anexos 3 y 4)

Se anexa documentación del responsable técnico del estudio (anexo 5)

VIII.3 Glosario de términos

• ACIDIFICACIÓN. Es el incremento de los iones de hidrógeno, comúnmente

expresado como pH, en un medio del ambiente.

• ACTIVIDAD RIESGOSA: Toda acción u omisión que ponga en peligro la

integridad de las personas o del ambiente, en virtud de la naturaleza,

características o volumen de los materiales o residuos que se manejen, de

conformidad con las normas oficiales mexicanas, los criterios o listados en materia

ambiental que publiquen las autoridades competentes en el Diario Oficial de la

Federación



Página 214

• AEROSOLES. Suspensión en el aire u otro medio gaseoso de partículas

sólidas o líquidas, de tamaño generalmente menor a una micra, que, por lo mismo,

tienen una velocidad de caída insignificante y tienden a asentarse.

• AGUA (USO CONSUNTIVO EN LA INDUSTRIA). Extracto de agua que no

está disponible para su uso debido a que ésta se ha evaporado, transpirado o fue

incorporada en productos industriales. Se excluye la pérdida de agua durante su

transportación, entre el punto de extracción y el de uso.

• AGUA CONTAMINADA. Presencia en el agua de material dañino e

inconveniente obtenido de las alcantarillas, desechos industriales y del agua de

lluvia que escurre en concentraciones suficientes y que la hacen inadecuada para

su uso.

• AGUA DULCE. Agua que generalmente contiene menos de 1 000

miligramos por litro de sólidos disueltos.

• AGUA DURA. Agua alcalina que contiene sales disueltas que interfieren

con algunos procesos Industriales e impiden que el jabón haga espuma.

• AGUA AMARGA. Agua del proceso que contiene altas concentraciones de

azufre

• AGUA RESIDUAL. Agua contaminada, proveniente de las unidades

industriales, de los hogares, o agua de lluvia contaminada por los asentamientos

urbanos.

• AGUAS SUBTERRÁNEAS. Agua dulce encontrada debajo de la superficie

terrestre, normalmente en mantos acuíferos, los cuales abastecen a pozos y

manantiales.

• AGUAS SUPERFICIALES. Toda el agua expuesta naturalmente a la

atmósfera (ríos, lagos, depósitos, estanques, charcos, arroyos, presas, mares,



Página 215

estuarios, etcétera) y todos los manantiales, pozos u otros recolectores

directamente influenciados por aguas superficiales.

• ALCALINIDAD. Capacidad cuantitativa de los medios acuosos para

reaccionar ante los iones hidróxidos. La alcalinidad es un fenómeno que

representa la capacidad de neutralización ácida de un sistema acuoso.

• AMBIENTE. El conjunto de elementos naturales y artificiales o inducidos por

el hombre que hacen posible la existencia y desarrollo de los seres humanos y

demás organismos vivos que interactúan en un espacio y tiempo determinados.

(LGEEPA).

• ÁREA FORESTAL PROTEGIDA (CON FUNCIONES DE CONSERVACIÓN

Y USO BIOLÓGICO). El bosque u otro territorio arbolado, cuya función

predominante, en combinación o individualmente, es proteger el suelo contra la

erosión, controlar los flujos de agua, purificar el aire, proteger del viento, abatir el

ruido, preservar los hábitats, proteger las especies de flora y fauna, preservar los

forrajes naturales de la fauna silvestre y otros usos biológicos.

• ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS. Son “zonas del territorio nacional y

aquellas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción, en donde los

ambientes originales no han sido significativamente alterados por la actividad del

ser humano o que requieren ser preservadas y restauradas.” (LGEEPA).

• ATMÓSFERA. Mezcla invisible de gases, partículas en suspensión de

distinta clase y vapor de agua, cuya composición relativa, densidad y temperatura

cambia verticalmente. Esta mezcla envuelve a la Tierra a la cual se mantiene

unida por atracción gravitacional; en ella se distinguen varias capas cuyo espesor

global es de aproximadamente 1 200 kilómetros.

• AUDITORIA AMBIENTAL. Este es un instrumento previsto en la Ley

general de equilibrio ecológico y protección al ambiente, mediante el cual “los



Página 216

responsables del funcionamiento de una empresa podrán en forma voluntaria, a

través de la auditoria ambiental, realizar el examen metodológico de sus

operaciones, respecto a la contaminación y al riesgo que generan, así como el

grado de cumplimiento de la normatividad ambiental y de los parámetros

internacionales y de buenas prácticas de operación e ingeniería aplicables, con el

objeto de definir las medidas preventivas y correctivas necesarias para proteger el

ambiente”.

• AZOLVE. Sustancia gelatinosa y viscosa que se acumula durante el

recorrido del agua a través de un conducto, resultado de la actividad de los

organismos en las aguas.

• BIOTA. Todas las especies de cosas vivas (plantas y animales) dentro de

un territorio o área especial. Se refiere al peso vivo de todos los organismos en

una área particular o hábitat. Algunas veces es expresado como carga por unidad

de área de terreno o por unidad de volumen de agua.

• BIÓXIDO DE AZUFRE (SO2). Proviene de la quema de combustibles que

contienen azufre, principalmente combustóleo y en menor medida diesel. Es un

irritante respiratorio muy soluble, que en altas concentraciones puede resultar

perjudicial para los pulmones. El valor normado para este contaminante es de 0.13

ppm en promedio móvil de 24 horas.

• BIÓXIDO DE CARBONO (CO2). Gas incoloro, sin olor, no venenoso en

bajas concentraciones, aproximadamente 50 por ciento más pesado que el aire

del cual es un componente menor. Se forma por procesos naturales y también es

producido por la quema de combustibles fósiles. Es uno de los gases más

importantes causantes del efecto de invernadero. El valor normado para este

contaminante es de 11 ppm en promedio móvil de 8 horas.



Página 217

• CALIDAD DEL AIRE (CRITERIO DE). Término que describe la relación

entre las concentraciones de contaminantes en el aire y sus efectos sobre la

salud.

• CLIMATOLOGÍA. Análisis y síntesis de datos acerca de las condiciones de

la atmósfera. Esta concepción se basa en observaciones meteorológicas durante

periodos de tiempo prolongados. Las variables climáticas que se usan con más

frecuencia son: temperatura, precipitación, presión atmosférica y evaporación.

• COMBUSTIÓN. 1) Ardiente o rápida oxidación, acompañada por emisión de

energía en forma de calor y luz. Es la causa básica de contaminación del aire. 2)

Se refiere a la quema controlada de residuos en el que lo caliente altera

químicamente los componentes orgánicos, convirtiéndolos en inorgánicos

estables, tales como bióxido de carbono y agua.

• COMPENSACIÓN. El resarcimiento del deterioro ocasionado por cualquier

obra o actividad en un elemento natural distinto al afectado, cuando no se pueda

restablecer la situación anterior en el elemento afectado (LADF).

• COMPUESTO CARCINOGÉNICO (O CARCINÓGENO). Son compuestos

químicos complejos, responsables de la producción del cáncer en los pulmones,

uno de los más conocidos es el ‘Benzopireno’.

• COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV). Se generan por la

combustión de gas, combustóleo y principalmente gasolinas; su contribución a las

emisiones es baja en volumen, como lo es también su baja toxicidad, aunque son

dañinos a la salud en altas concentraciones. Los COV contribuyen a la formación

del ozono. Factor de tolerancia: 800.

• CONDICIONES PARTICULARES DE DESCARGA. Aquellas fijadas por la

Secretaría del Medio Ambiente que establecen respecto del agua residual, límites

físicos, químicos y biológicos más estrictos que las normas oficiales mexicanas



Página 218

respecto de un determinado uso, usuario o grupo de usuarios o de un cuerpo

receptor de jurisdicción local (LADF).

• CONTAMINACIÓN. En general, se trata de la presencia de materia o

energía cuya naturaleza, ubicación o cantidad produce efectos ambientales

indeseables. En otros términos, es la alteración hecha por el hombre o inducida

por el hombre a la integridad física, biológica, química y radiológica del medio

ambiente.

• CONTAMINANTE. Materia o sustancia, sus combinaciones o compuestos,

derivados químicos o biológicos (desechos orgánicos, sedimentos, ácidos,

bacterias y virus, nutrientes, aceite y grasa) así como toda forma de energía,

radiaciones ionizantes, vibraciones o ruido que al incorporarse y actuar en la

atmósfera, aguas, suelos, flora, fauna o cualquier elemento del ambiente alteran o

modifican su composición o afectan a la salud humana.

• CONURBACIÓN. Es un fenómeno del crecimiento de las áreas urbanas,

que se da mediante la unión entre localidades contiguas, que pueden pertenecer a

distintas jurisdicciones político-administrativas.

• CONVERTIDOR CATALÍTICO. Dispositivo idóneo para la reducción de la

contaminación del aire de los tubos de escape en los motores de los automóviles

ya sea por un proceso de oxidación o de reducción.

• CRITERIOS ECOLÓGICOS. Los lineamientos de carácter obligatorio

establecidos en la presente ley, para orientar las acciones de preservación y

restauración del equilibrio ecológico, el aprovechamiento sustentable de los

elementos naturales y la protección al ambiente; y que tendrán carácter de

instrumentos de política ambiental (LPADSEM).



Página 219

• CUERPO RECEPTOR. La corriente, depósito de agua, el cauce o bien del

dominio público del Distrito Federal en donde se descargan, infiltran o inyectan

aguas residuales (LADF).

• DECIBEL (dB). Unidad de medida para el volumen relativo del sonido,

aproximadamente el grado más pequeño de diferencia respecto del volumen

ordinario detectable por el oído humano, rango que incluye alrededor de 130

decibeles sobre una escala inicial de 1 para el sonido más agradable disponible.

En general, un sonido se duplica en volumen por cada incremento de 10

decibeles.

• DEFORESTACIÓN. Destrucción de los bosques de manera tal que se torna

imposible su reproducción natural.

• DEGRADACIÓN. Proceso por el cual un químico se reduce a su forma

menos compleja.

• DEMANDA BIOQUÍMICA DE OXÍGENO (DBO). Oxígeno disuelto y

requerido por los organismos para la descomposición aeróbica de la materia

orgánica presente en el agua. Da la proporción en que desaparece el oxígeno de

una muestra de agua y es utilizado como un indicador de la calidad de afluentes

residuales. Los datos utilizados para los propósitos de esta clasificación deberán

ser medidos en 20 grados Celsius y por un periodo de 5 días (DBO5).

• DEMANDA QUÍMICA DE OXÍGENO (DQO). Concentración de masa de

oxígeno consumido por la descomposición química de la materia orgánica e

inorgánica. La prueba DQO, como la prueba DBO, determinan el grado de

contaminación en un flujo. Los datos utilizados para el propósito de esta

clasificación deberán ser medidos a través del consumo de permanganato de

sodio (DQO-Mn).



Página 220

• DERRUMBES. Movimientos de masa con rocas de gran tamaño,

generalmente de miles de toneladas, producidos por un gran desprendimiento en

una ladera empinada de más de 20°, ocasionado por sismos o bien por

precipitaciones extraordinarias.

• DESARROLLO SUSTENTABLE. Proceso evaluable mediante criterios e

indicadores de carácter ambiental, económico y social que tiende a mejorar la

calidad de vida y la productividad de las personas, que se funda en medidas

apropiadas de preservación del equilibrio ecológico, protección del ambiente y

aprovechamiento de recursos naturales, de manera que no se comprometa la

satisfacción de las necesidades de las generaciones futuras.

• DESECHOS (GENERACIÓN DE). Incluye desechos peligrosos, así como

los desechos que son reciclados y reutilizados en otros sitios distintos a aquellos

en que fueron generados. Aunque en principio los productos primarios no son

considerados en esta clasificación, el producto final puede volverse desecho,

siempre y cuando éste no sea comercializable.

• DESECHOS (MANEJO DE). Este término se aplica a los sistemas

racionales, integrados y amplios, encaminados al logro y mantenimiento de una

calidad ambiental aceptable. Cubre actividades como: formulación de políticas,

desarrollo de normas de calidad del medio ambiente; prescripción de tasas de

emisiones; instrumentación, monitoreo y evaluación de varios aspectos del medio

ambiente. Las medidas de corrección y protección se basan en estos reportes.

• DESECHOS (RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE). Acopio de desechos

ya sea por los servicios municipales o instituciones similares, o por corporaciones

privadas o públicas, empresas especializadas o el gobierno en general, y su

transporte al lugar de tratamiento o descarga. La recolección del desperdicio

municipal puede ser selectiva (realizada específicamente para un tipo de producto)



Página 221

o no diferenciada (cubriendo al mismo tiempo cualquier desecho). La limpieza de

las calles puede considerarse como parte de la recolección de desechos de las

calles. Están excluidos los servicios de invierno, por ejemplo, la remoción de

nieve.

• DESECHOS INDUSTRIALES. Desperdicios orgánicos e inorgánicos

descargados por empresas industriales o comerciales. Los desperdicios orgánicos

en gran escala tienen su origen en las industrias de alimentos, lecherías,

empacadoras de pescado, fábricas de cerveza, fábricas de papel, procesos

petroquímicos, fábricas textiles y lavanderías. Los desechos inorgánicos incluyen

ácidos, álcalis, cianuros, sulfuros y sales de arsénico, plomo, cobre, cromo y zinc.

• DESECHOS PELIGROSOS. Residuos de productos generados por las

actividades humanas, que ponen sustancial o potencialmente en peligro la salud

humana o el medio ambiente cuando son manejados inadecuadamente. Poseen al

menos una de las siguientes características: inflamable, corrosivo, reactivo o

tóxico.

• DESECHOS SÓLIDOS. Materiales inútiles y dañinos (algunas veces

peligrosos). Incluyen la basura municipal, los desechos generados por las

actividades comerciales e industriales, el lodo de las aguas negras, los

desperdicios resultantes de las operaciones agrícolas y de la cría de animales y

otras actividades relacionadas, los desechos por demolición y los residuos de la

minería. Los desechos sólidos también se refieren a los líquidos y gases en

envases.

• DISPOSICIÓN DE DESECHOS. Colocación final o destrucción, en lugares

habilitados aprobados, de los desperdicios tóxicos, radioactivos u otros; los

pesticidas excedentes o prohibidos u otros químicos; suelos contaminados y



Página 222

tambos con material peligroso proveniente de acciones de eliminación o emisiones

accidentales.

• DRENAJE. Sistema que ha sido empleado tradicionalmente para recolectar

el agua del drenaje municipal en alcantarillas de gravedad y conducirla a una

planta de tratamiento central primaria o secundaria previo a su descarga en las

aguas superficiales.

• ECOSISTEMA. La unidad funcional básica de interacción de los organismos

vivos entre sí y de éstos con el ambiente, en un espacio y tiempo determinados.

• EDAFOLOGÍA. Ciencia que trata sobre el origen y desarrollo de los suelos,

sus propiedades y localización geográfica. Sus conceptos se basan en estudios

sobre la génesis de los suelos, sus propiedades físicas, químicas, mineralógicas y

biológicas.

• EMERGENCIA ECOLÓGICA. Situación derivada de actividades humanas o

fenómenos naturales que afecten severamente a uno o varios ecosistemas

• EMISIÓN. Contaminación descargada en la atmósfera procedente de los

tubos de escape, otros respiraderos o salidas de emisiones, así como de

instalaciones comerciales o industriales, de chimeneas residenciales; y de

vehículos de motor, escapes de locomotoras o aeronaves.

• EMISIONES ATMOSFÉRICAS (INVENTARIO DE). Listado por fuente de

emisión de la cantidad de contaminantes descargados en la atmósfera de una

comunidad. Se utiliza para establecer factores de emisiones.

• FLUOROCARBONO. Gas utilizado como propulsor en los aerosoles; se ha

probado que este gas está reduciendo la capa de ozono que protege a la

atmósfera.

• FLUORURO. Componentes disueltos, sólidos o gaseosos, que contienen

flúor y que resulta de procesos industriales.



Página 223

• FUENTES FIJAS. Los establecimientos industriales, mercantiles y de

servicios y los espectáculos públicos que emitan contaminantes al ambiente,

ubicados o realizados, según corresponda, en el Distrito Federal (LADF).

• FUENTES MÓVILES. Los vehículos automotores que emitan

contaminantes al ambiente (LADF).

• GASES DE ESCAPES. Producidos por la quema de petróleo (gasolina) en

los motores de combustión. Los gases de escapes son dañinos a los seres

humanos, a las plantas y a los animales.

• GASES TÓXICOS. Los magmas contienen gases en solución que son

liberados en la erupción, están constituidos por vapor de agua, bióxido y monóxido

de carbono así como varios compuestos de azufre, cloro, flúor, hidrógeno y

nitrógeno. La absorción de los gases por partículas finas y por las gotas de lluvia,

pueden conducir a irritación en la piel humana y daños en las plantas y animales.

• GASOLINAS FÓSILES. Se refiere al carbón, petróleo y gas natural. Se

llaman así debido a que son derivados de los sobrantes de plantas y vida animal

antiguas.

• GEOLOGÍA. Ciencia que estudia la composición, estructura y desarrollo de

la corteza terrestre y sus capas más profundas.

• HÁBITAT. Lugar y sus alrededores, tanto vivos como no vivientes, donde

habita una población determinada; por ejemplo, humanos, plantas, animales,

microorganismos.

• HIDROCARBUROS. Compuestos de hidrógeno y carbón en varias

combinaciones, las cuales están presentes en la gasolina fósil. Varios de estos

compuestos son los principales contaminantes del aire; algunos pueden ser

cancerígenos y otros contribuyen al humo fotoquímico.



Página 224

• HIDRÓGENO (SULFURO DE) O ÁCIDO SULFHÍDRICO (HS). Gas emitido

durante la descomposición orgánica y también como resultado del refinamiento y

quema del petróleo; su olor es parecido al de los huevos podridos y en

concentraciones espesas pueden ocasionar enfermedades.

• HIDROLOGÍA. Ciencia que estudia los fenómenos y procesos que

transcurren en la hidrosfera. Se subdivide en hidrología superficial, hidrología

subterránea y oceanología. En cada caso, estudia el régimen y el balance hídrico,

la dinámica del agua, los procesos termales y las sustancias agregadas. Estudia el

ciclo del agua en la naturaleza, la influencia sobre el mismo de la actividad

humana, y su evolución en territorios determinados y en la tierra en conjunto.

• IMPACTO ECOLÓGICO. El impacto del hombre o de las actividades

naturales sobre los organismos vivientes y sus ambientes no vivientes (abióticos).

• INCINERACIÓN. Tratamiento térmico del desecho, durante el cual la

energía químicamente fija de la materia quemada se transforma en energía

térmica. Los compuestos combustibles son trasformados en gases de combustión

y son emitidos a través de chimeneas. La materia inorgánica no combustible

permanece en forma de escoria y ceniza que se desvanece.

• INDICADOR AMBIENTAL. Es un parámetro o valor derivado de parámetros

generales, que describe de manera sintética las presiones, el estado, las

respuestas y/o tendencias de los fenómenos ecológicos y ambientales, cuyo

significado es más amplio que las propiedades asociadas directamente al valor del

parámetro.

• INFILTRACIÓN. Penetración del agua a través de la superficie terrestre

hacia el subsuelo o la penetración del agua desde el suelo a las alcantarillas u

otras tuberías a través de juntas, conexiones o túneles defectuosos.



Página 225

• INVERNADERO (EFECTO DE). Calentamiento de la atmósfera terrestre

ocasionado por la generación de bióxido de carbono u otros gases residuales. Los

científicos sostienen que esta acumulación de gases genera, mediante la luz

proveniente de los rayos solares, el calentamiento de la tierra, dado que dichos

gases interceptan parte del calor irradiado por la Tierra hacia el espacio exterior.

• INVERSIÓN TÉRMICA. Fenómeno físico que suele presentarse con mayor

frecuencia durante los meses de invierno y que se produce en función de la

diferencia de temperaturas que se registran en la composición de la atmósfera. En

condiciones normales, las capas de aire más frío se encuentran arriba y las

calientes abajo. Cuando se da la inversión, se forma una capa de aire caliente

entre dos de aire frío, de tal manera que el aire frío no puede ascender a través de

la capa cálida. Esto provoca que los contaminantes producidos en la superficie de

la tierra queden atrapados en la capa inferior que no circula, trayendo

consecuencias graves sobre la salud de los seres vivos, particularmente del

hombre. El fenómeno desaparece hasta que la capa de inversión se dispersa, lo

cual sucede normalmente durante el día, cuando los rayos solares calientan la

tierra y, por tanto, se calienta también la capa inferior de aire frío.

• LIXIVIADOR. Líquido que resulta del agua que escurre a través de los

desechos agrícolas, de los insecticidas o de los fertilizantes. La lixiviación puede

ocurrir en las áreas de cultivos, en predios de desechos de alimentos y tierras de

rellenos y pueden resultar sustancias peligrosas al mezclarse con aguas

superficiales y/o subterráneas o con el suelo.

• LLUVIA ÁCIDA. Complejo fenómeno químico y atmosférico, con un bajo pH

(frecuentemente debajo de 4.0), que ocurre cuando las emisiones de compuestos

de sulfuro y nitrógeno y de otras substancias son transformadas por un proceso

químico en la atmósfera, en ocasiones lejos de las fuentes originales y luego



Página 226

depositadas en la tierra en forma seca o húmeda. La sequedad o humedad

desprendida de todas esas sustancias tiene el potencial de incrementar la acidez

del medio receptor. La forma húmeda, conocida popularmente como “lluvia ácida”,

cae como lluvia, nieve o niebla. Las formas secas son gases o partículas ácidas.

• LODO ACTIVADO INSALUBRE. Lodo activado que no reacciona fácilmente

ya sea debido a la presencia de químicos tóxicos en el drenaje o al poco aire que

entra en el tanque de aireación.

• LODO. Semisólido obtenido como resultado de los procesos de tratamiento

del aire contaminado o del agua de desecho o de las aguas negras.

• MANEJO. Conjunto de actividades que incluyen, tratándose de recursos

naturales, la extracción, utilización, explotación, aprovechamiento, administración,

conservación, restauración, desarrollo, mantenimiento y vigilancia; o tratándose de

materiales o residuos, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento,

rehuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final (LADF).

• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente

tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,

cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.

• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se

encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también

emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y

pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la

acumulación de gases de efecto invernadero.

• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a

través de varios medios.

• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro

subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio



Página 227

ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos

especificados.

• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,

producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en

muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad

por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.

• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o

tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y

Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del

Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,

especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles

que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de

bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y

además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia

(LPADSEM).

• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin

es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de

lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento

sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de

deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.

• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las

disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de

los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las

actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las

normas de ordenación (LDUDF).



Página 228

• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico

o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de

azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.

• OXIDANTE. Cualquier substancia que contenga oxígeno y que reaccione

químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los

contribuyentes primarios al humo fotoquímico.

• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por

la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes

en el aire.

• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del

nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido

en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este

contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles

medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros

daños. Su factor de tolerancia es 300.

• OXIGENACIÓN. Disolución de oxígeno en el agua, particularmente para el

tratamiento de las aguas negras y prevenir los olores de las aguas añejas.

• MERCURIO. Metal pesado que se acumula y puede biomagnificarse en el

ambiente y que es altamente tóxico si se aspira o se ingiere.

• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente

tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,

cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.

• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se

encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también

emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y



Página 229

pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la

acumulación de gases de efecto invernadero.

• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a

través de varios medios.

• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro

subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio

ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos

especificados.

• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,

producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en

muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad

por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.

• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o

tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y

Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del

Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,

especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles

que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de

bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y

además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia

• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin

es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de

lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento

sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de

deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.



Página 230

• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las

disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de

los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las

actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las

normas de ordenación (LDUDF).

• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico

o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de

azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.

• OXIDANTE. Cualquier sustancia que contenga oxígeno y que reaccione

químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los

contribuyentes primarios al humo fotoquímico.

• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por

la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes

en el aire.

• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del

nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido

en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este

contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles

medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros

daños. Su factor de tolerancia es 300.

• PARQUES NACIONALES (RESERVAS). Son áreas donde la naturaleza es

protegida por medio de reglamentos regulatorios expedidos por los gobiernos. Los

parques ayudan a la investigación científica y al mejoramiento del paisaje y el

ambiente.

• PARTÍCULAS SUSPENDIDAS TOTALES (PST). Es el indicador utilizado

en México para evaluar la concentración de todas las partículas en la atmósfera.



Página 231

En su mayoría, las PST provienen de la erosión del suelo; aproximadamente el

20% proviene de los procesos de combustión y otras se forman en la atmósfera a

partir de otros contaminantes. Factor de tolerancia: 150.

• PLAN DE CONTINGENCIA. Documento que establece un curso de acción

organizado, planeado y coordinado para ser seguido en caso de incendio,

explosión o algún otro accidente que emita tóxicos químicos, desperdicios

peligrosos o materiales radioactivos que amenacen la salud humana o el medio

ambiente.

• PLANEACIÓN DEL ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Proceso permanente

y continuo de formulación, programación, presupuestación, ejecución, control,

fomento, evaluación y revisión del ordenamiento territorial.

• PLATAFORMAS O PUERTOS DE MUESTREO. Instalaciones que permiten

el análisis y medición de las descargas de contaminantes o materiales de una

fuente fija a la atmósfera, agua, suelo subsuelo, de acuerdo con las normas

oficiales (LADF).

• PM-10. Indicador para evaluar la cantidad de materia sólida o líquida

suspendida en la atmósfera, menores a 10 micrómetros de diámetro, las cuales

pueden penetrar a los pulmones.

• POLÍTICA AMBIENTAL. Conjunto de principios y conceptos que dirija y

orienten las acciones públicas hacia los diferentes sectores de la sociedad, para

alcanzar los fines de protección ambiental y aprovechamiento sustentable de los

recursos naturales, conciliando los intereses públicos y sociales en una relación de

autoridad y obediencia que el Estado impone en nombre de las exigencias del

conjunto (LPADSEM).

• PRESERVACIÓN. El conjunto de políticas y medidas para mantener las

condiciones que propicien la evolución y continuidad de los ecosistemas y hábitat



Página 232

naturales, así como conservar las poblaciones viables de especies en sus

entornos naturales y los componentes de la biodiversidad fuera de sus hábitat

naturales (LPADSEM).

VIII.4 Bibliografía.

• Alvarez Jr. M. (1961) Provincias fisiográficas de la República Mexicana

boletín No.2 Sociedad Geológicas Mexicanas.

• CONESA FDEZ.-VITORA, 2003, Guía Metodológica para la Evaluación del

Impacto Ambiental, 3ª. Edición, Mundi-Prensa. 412pp.

• COMISION NACIONAL PARA EL CONOCIMIENTO Y USO DE LA

BIODIVERSIDAD (CONABIO); Listado de Aves Mexicanas

• GOBIERNO DEL ESTADO DE NUEVO LEON, Plan Estatal de Medio

Ambiente, 1995-2020

• GOBIERNO DEL ESTADO DE NUEVO LEON, Plan Estatal de Desarrollo

(PED), 2004-2009

• H. AYUNTAMIENTO DE CADEREYTA JIMENEZ, Plan Municipal de

Ordenamiento Territorial y Desarrollo Urbano de Cadereyta Jiménez, 2000

• H. AYUNTAMIENTO DE CADEREYTA JIMENEZ, Plan de Desarrollo

Urbano del Centro de Población de Cadereyta, 1999.

• H. AYUNTAMIENTO DE CADEREYTA JIMENEZ, Plan Municipal de

Desarrollo, Gobierno Municipal 2006-2009.

• INEGI, página web; II Conteo de Población y Vivienda 2005.

www.inegi.gob.mx

• INEGI, Anuario Estadístico de Nuevo León, edición 2005.



Página 233

• PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA, Plan Nacional de Desarrollo 2007-

2012

• UNDP, Indicadores Básicos del Desempeño Ambiental de México, 2005.

• Vidal Zepeda R, Las Regiones Climáticas de México, Temas Selectos de

Geografía de México, Instituto de Ingeniería de la UNAM,

INDICE CAPITULO I

I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE

LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL .......................1

I.1 Promovente ............................................................................................. 1

I.1.1 Nombre o Razón Social ..................................................................... 1

I.1.2 Registro federal de contribuyentes .................................................... 1

I.1.3 Nombre y cargo del representante legal ........................................... 1

I.1.4 Registro Federal de contribuyentes y cédula única de registro de

población del representante legal .................................................................... 1

I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u

oír notificaciones. ............................................................................................. 2

I.1.6 Actividad productiva principal............................................................. 2

I.1.7 Número de trabajadores equivalente ................................................. 2

I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional............................................ 2

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental ....... 3

I.2.1 Nombre o razón social ....................................................................... 3

I.2.2 Registro Federal de contribuyentes, CURP, y número de cédula

profesional del responsable de la elaboración del estudio de Riesgo Ambiental

3

I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio de Riesgo

Ambiental ......................................................................................................... 3

Análisis de Riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y ULSG 2,

Servicios auxiliares y su Integración” Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”

Página 1

I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA

ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

I.1 Promovente

I.1.1 Nombre o Razón Social

PEMEX REFINACIÓN

Refinería

Se incluye Copia del decreto de expropiación en el anexo 1

I.1.2 Registro federal de contribuyentes

PRE-920716-3T7.

I.1.3 Nombre y cargo del representante legal

Se anexa copia del poder del representante legal

I.1.4 Registro Federal de contribuyentes y cédula única de registro de

población del representante legal

RFC:

CURP:

Copias en el









Página 2

I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír

notificaciones.

Calle: Av. Marina nacional # 329 Torre Ejecutiva Piso 40

Colonia: Huasteca

Delegación: Miguel Hidalgo

C.P. 11311

Ciudad: Distrito Federal

Teléfono: (55)19449465

Fax: (55)19449410

Correo electrónico [email protected]

I.1.6 Actividad productiva principal

Procesos industriales de la refinación, elaboración de productos petrolíferos y de

derivados del petróleo, que sean susceptibles de servir como materias primas

industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución y comercialización

de los productos y los derivados mencionados.

I.1.7 Número de trabajadores equivalente

Total de trabajadores 58.4

Trabajadores administrativos 17.5

I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional

La inversión estimada asciende a $1,989.00 millones de pesos.

En este presupuesto se tiene considerados los costos que se tendrán para atender

actividades para minimizar los efectos que se puedan generar en las etapas de

construcción y puesta en operación.



Página 3

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental

I.2.1 Nombre o razón social

Universidad Autónoma de Nuevo León

I.2.2 Registro Federal de contribuyentes, CURP, y número de cédula

profesional del responsable de la elaboración del estudio de Riesgo Ambiental

Nombre:

CURP:

RFC: 7

Cédula Profesional No.

Cédula Profesional maestría

Copias de documentos que acreditan la personalidad y capacidad técnica en el

anexo 1

I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio de Riesgo

Ambiental

C.P

Tel:

Fax.

Correo electrónico:








INDICE CAPTITULO II

II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO................................................. 4

II.1 Nombre del proyecto .............................................................................. 4

II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, sus procesos e infraestructura

necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta,

alcance, e instalaciones que lo conforman....................................................... 4

II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?........................................... 56

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de

realización ...................................................................................................... 56

II.1.4 Vida útil del proyecto........................................................................ 57

II.1.5 Criterios de ubicación ...................................................................... 57

II.2 Ubicación del proyecto......................................................................... 57

II.2.1 Descripción de accesos al sitio del proyecto (marítimo y terrestre).58

II.2.2 Colindancias. ................................................................................... 59



Página 4

II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

II.1 Nombre del proyecto

“Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y ULSG 2, Servicios

Auxiliares y su Integración” en la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”

II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, sus procesos e infraestructura

necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance,

e instalaciones que lo conforman.

Las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y ULSG.2., tienen

la función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm

peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando como carga una

mezcla de gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No.1 y No.2

respectivamente, ó gasolinas sin tratamiento de tanques de almacenamiento.

La capacidad de las plantas es de 42,500 y 20,000 Bls./día respectivamente.

Estas plantas han sido diseñadas para cumplir con la normatividad ambiental, que

será aplicada en el 2009, en la cual obliga a PEMEX a producir gasolinas con un

contenido máximo de 10 ppm.de azufre.

Esta gasolina una vez desulfurada se enviará al “pool” de gasolinas, donde se

almacenará en los tanques de almacenamiento atmosférico existentes en la

refinería.



Página 5

Las Plantas producirán una corriente de Gasolina Desulfurada y subproductos

como Gas Combustible, Gas Ácido y Aguas Amargas.

Dentro de las instalaciones de la refinería se contará con plantas de


son endulzados, el proyecto incluye la construcción de un quemador elevado que

se utilizará solamente en caso de emergencias, una torre de agua de

enfriamiento, y un turbogenerador. Adicionalmente se utilizarán los servicios de la

propia refinería como son:

Tanques de almacenamiento

Plantas recuperadora de azufre.

Plantas generadoras de vapor.

Sistemas de aire de plantas e instrumentos.

Plantas de generación de electricidad.

Sistemas de drenajes.

Plantas de tratamiento de aguas residuales.

Sistema de gas combustible.

Sistema de desfogues.

Sistema de agua contra incendio.

Descripción del proceso (esta descripción aplica para las dos plantas, solamente

se cambia el primer digito del número de identificación de los equipos).

La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar la nafta de craqueo

catalítico fluido (FCC) y reducir al mínimo la cantidad de saturación de olefinas.



Página 6

La siguiente es una descripción de los esquemas de procesamiento para las dos

plantas, tal como se muestra en los diagramas de flujo de proceso (PDF),

presentados en el anexo 15. La descripción del proceso para la planta número 2

es idéntica a la de la planta número 1, sólo cambia el primer dígito del número del

equipo, es decir que en lugar de iniciar con 3, inicia con 4.

II.1.1.1 Columna CDHydro

La función de la columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos, isomerizar

las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de olefinas en el

producto de destilado.

La columna CDHydro /DA-3101) consiste en 33 platos de válvulas, cuatro platos

de chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene

catalizador dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.

Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema

CDModule inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema CDModule

superior realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva

de diolefinas tiene lugar en ambos sistemas CDModule. Un plato de chimenea y

un distribuidor de líquido de alta eficiencia están situados sobre cada CDModule.

Se coloca un plato de recolección de líquido de chimenea debajo del sistema

CDModule inferior para guiar el flujo de líquido al plato.

La nafta ligera de FCC que viene desde fuera de los límites de la unidad (OSBL)

se filtra a través del filtro de alimentación de nafta (FD-3103/S) y luego se envía

como alimentación a la columna CDHydro (DA-3101) desde el tanque de

compensación de alimentación de CDHydro (FA-3101). La alimentación de nafta

se calienta hasta el punto de burbujeo contra el producto caliente del fondo del



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estabilizador de nafta en los precalentadores de la alimentación del CDHydro (EA-

3101A/B). La nafta caliente se envía como alimentación al plato 13 de la columna

CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de reciclo de envían como alimentación por

encima del plato 21.

Representación gráfica del equipo DA-3101 columna de CDHydro



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El calor del rehervidor se obtiene a partir de dos fuentes. El vapor del domo de

CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-3104). El producto

de fondo de la columna CDHDS proporciona calor al rehervidor de productos de

fondo de CDHydros (EA-3103). El flujo de producto de fondo de la columna

CDHDS a EA-3103 se reposiciona mediante un controlador de temperatura en el

plato Nº 26 de la columna CDHydro. El producto de fondo de la columna CDHydro

se bombea a la columna CDHDS (DA-3201). El producto de fondo de la columna

CDHydro está en control de flujo, que opera a través del controlador de nivel en el

fondo de la columna CDHydro.

El vapor del domo de la columna CDHydro de condensa parcialmente y se enfría

en el condensador de CDHydro (EC-3101). El líquido condensado es separado del

vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-3102). El vapor del tanque de reflujo

se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en el enfriador de

ajuste de vapor de CDHydro (EA-3102). El líquido condensado regresa al tanque

de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es enviado al tanque separador del

compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA-3104). El tanque separador extrae el

líquido atrapado antes de alimentar el vapor al compresos de gas de reciclo de

CDHydro (GB-3301) a través del controlador de presión en el tanque separador

del compresor de gas de reciclo de CDHydro. La bomba de reflujo de CDHydro

(GA-3102/S) bombea el reflujo al tope de la columna CDHydro, a través de los

filtros de reflujo de la columna CDHydro (FD-3101/S). El reflujo está en control de

flujo, reposicionado por el controlador de nivel en el tanque de reflujo.



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Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección

de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del

producto de destilado. El producto de destilado de CDHydro es extraído como

producto lateral de nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea situado

sobre los sistemas CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-

3102) y el enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-3105) enfrían el destilado

de CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado

está en control de flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para

asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de

reflujo interno calcula la tasa se extracción de producto, utilizando la tasa de flujo

de reflujo externo, temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más

detalles sobre el controlador de reflujo interno en el Manual de Operaciones

(SOM). El producto de LCN es enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL).

II.1.1.2 Sistema CDHDS

El objetivo del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en sulfuro

de hidrógeno en presencia de hidrógeno, al mismo tiempo que se reduce al

mínimo la saturación de olefinas.

II.1.1.3 Columna CDHDS

La columna CDHDS (DA-3201) contiene hasta ocho sistemas CDModules con

apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los

sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación e

hidrodesulfuración simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la

saturación de olefinas. La sección superior de la columna tiene una temperatura

de reacción más baja que promueve la retención de olefinas. Sobre el CDModule



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superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de alto

rendimiento a la transferencia de calor con el fin de elevar la temperatura de

líquido de reflujo, relativamente frío, a la temperatura de reacción.

Un distribuidor de líquido de alta eficiencia está situado sobre el CDModule

superior, Sobre cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de

chimenea y un distribuidor de líquido de alta eficiencia para recolectar y redistribuir

el líquido del CDModule situado arriba. También se instala un plato de recolección

de líquido de chimenea debajo del CDModule inferior para guiar el flujo de líquido

a la fosa de la columna CDHDS.

El producto de fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de alimentación de

la columna CDHDS (FD-3102/S) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo y/o

de reciclo.

La nafta pesada de FCC, se recibe del límite de batería en el tanque FA-3103,

para posteriormente ser precalentada en el EA-3107 integrándose a la corriente de

salida de los filtros (FD-3102/S).

La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de alimentación de

CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-3201 A/B/C) antes de ser alimentada a

la columna CDHDS (DA-3201).



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Columna de CDHDS DA-3201



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La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna

CDHDS ente los CDModules tercero y cuarto. Se provee ubicaciones alternas de

alimentación sobre los CDModules tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una

sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la ubicación de

alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los

hidrocarburos livianos de la alimentación.

El homo rehervidor de CDHDS (BA-3201) proporciona el calor requerido por esta

columna. La entrada de calor total a la columna se controla de manera tal que

aproximadamente 20% (por peso) de la alimentación salga de la columna como

producto de fondo y el 80% (por peso) restante de la alimentación salga como

producto del domo. El controlador de flujo de producto de fondo ajusta el flujo

como relación de flujo de alimentación para mantener la división 80:20. El nivel en

la fosa de la columna controla la entrada de calor a la columna reposicionando el

flujo de gas combustible al horno.

II.1.1.4 Circuito del rehervidor de CDHDS

La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-3202/S) mantiene la

circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos aguas

debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de

fondo de CDHydro (EA-3103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-3205), al

rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304) y al calentador de la alimentación

del reactor depurador (EA-3302). Se utiliza una corriente de desvío para ayudar a

equilibrar los circuitos de integración térmica y permitir fluctuaciones de proceso.

Las corrientes que regresen desde los rehervidotes y el calentador de



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alimentación se combinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas de

manera uniforme a través de los controladores de flujo entre los pasos de tubos

individuales del horno rehervidor (BA-3201).

Se inyecta una mezcla de hidrógeno nuevo e hidrógeno de reciclo en cada uno de

los pasos de tubos de horno. La mezcla de hidrógeno al horno se distribuye de

manera uniforme a cada paso del horno mediante controladores de flujo. Al

mezclar el gas con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de

hidrocarburos aguas arriba del horno rehervidor de CDHDS, se reduce el potencial

de ensuciamiento.

El caudal de circulación de líquido a través del horno se ajusta para proporcionar

aproximadamente 50% (por peso) de evaporación (a la salida del horno). Luego, el

efluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la columna CDHDS.

El producto de fondo neto de la columna CDHDS se envía a la fosa inferior del

agotador de H2S (DA-3203).

II.1.1.5 Sistema superior de la columna CDHDS

El vapor del domo de la columna CDHDS, que contiene el sulfuro de hidrógeno

formado por la reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es

condensado parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos,

generación de vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este

vapor del domo, en control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de

alimentación de CDHDS en los intercambiadores de alimentación de

CDHDS/producto de domo de CDHDS (EA-3201A/B/C). Otra parte del vapor del



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domo, también en control de flujo, proporciona calor para la columna CDHDS en el

rehervidor lateral de CDHydro (EA-3104). La parte restante del vapor del domo,

mediante un controlador de presión diferencial, proporciona calor para generar

vapor de media presión en el generador de vapor de media presión (EA-3202). El

vapor generado es sobrecalentado a través de la sección de convección del horno

BA-3201 antes de ser enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL). El vapor

de domo parcialmente condensado de los tres intercambiadores se mezcla y se

somete a condensación adicional en el enfriador de producto superior de CDHDS

(EC-3203). Luego, los vapores parcialmente condensados son enviados al tanque

de reflujo de CDHDS (FA-3201).

El vapor se separa del líquido en el tanque de reflujo de CDHDS.

La bomba de reflujo de CDHDS (GA-3201/S) bombea el reflujo a la columna

CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD-3201/S). Una corriente lateral

es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador de nivel FA-3201,

desde la línea de succión de la bomba de reflujo y alimentada al agotador de H2S

(DA-3203) como alimentación “caliente” en el plato 12. El agua sulfurosa de FA-

3201 se recolecta y enfría en el condensador del agotador de H2S (EC-3202)

antes de enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-3305).

El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de vapor

del domo neto de CDHDS (EC-3201) y es enviado al tanque frío de CDHDS (FA-

3202). Se cuenta con un mecanismo para inyectar agua en las distintas

secciones/compartimientos de EC-3201 según sea necesario para evitar la



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acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en FA-3202 y

enviada al acumulador de agua sulfurosa. El líquido de FA-3202 es enviado al

agotador de H2S (DA-3203) como alimentación fría en el plato 1. El vapor del

tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional en el enfriador adicional

en el venteo del separador frío de CDHDS (EA-3203). El efluente de EA-3203 se

mezcla con el hidrógeno de reciclo desde la sección del reactor depurador y se

envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-3203). El líquido separador de FA-

3203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de CDHDS antes de servir de

alimentación para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es enviado al

absorbedor de aminas de gas de reciclo de CDHDS (DA-3202).

Se debe reducir el sulfuro de hidrógeno en el gas del tanque separador frío de

CDHDS para controlar la cantidad de H2S en el gas de reciclo y cumplir con las

normas de emisiones de refinerías en el gas de purga. El sulfuro de hidrógeno se

reduce a 20 ppm por volumen o menos lavando el gas contra la corriente con una

solución de amina pobre en el absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar

para promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el domo de

cada lecho para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el

empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites

de la unidad para se regeneración.

El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador del

absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-3204). Cualquier amina

atrapada en el gas de reciclo es separada y luego enviada fuera de los límites de

la unidad (OSBL) junto con la corriente de amina rica del absorbedor de amina. La



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parte del gas lavado de FA-3204 se purga fuera de los límites de la unidad (OSBL)

a través del enfriador de gas de purga (EA-3303). El resto es enviado al tanque

separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS (FA-3206). Al flujo de gas

de purga lo fija un controlador de presión aguas debajo de FA-3204. Un

controlador de presión en el tanque frío de CDHDS (FA-3202) regula la presión del

sistema de la columna CDHDS.

Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-3203)

pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de reciclo en el

tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La corriente de

desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por volumen de

H2S en el gas total (gas de hidrógeno de reciclo/nuevo) al horno rehervidor de

CDHDS. La baja concentración de H2S es necesaria para prevenir la desulfuración

del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en el flujo

combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la concentración de H2S.

II.1.1.6 Hidrógeno de reposición y de reciclo

El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de la unidad (OSBL) pasa a

través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno

nuevo (FA-3105) y es comprimido en los compresores de elevación de presión de

hidrógeno nuevo (GB-3102/S) para satisfacer los requerimientos de presión del

proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se distribuye en control de flujo a la

alimentación de la columna CDHDS, al horno rehervidor de CDHDS y al reactor

depurador. El compresor elevador de presión tiene un control de derrame para

mantener el funcionamiento apropiado. El hidrógeno de reposición sin comprimir

de FA-3105 también es enviado a la columna CDHydro.



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El vapor del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS (FA-3206) se

recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de gas de reciclo de

CDHDS (GB-3201). El flujo de gas de reciclo se distribuye, en control de flujo, a la

alimentación de la columna CDHDS y al horno rehervidor de CDHDS. El

compresor de reciclo tiene un control anti variaciones repentinas para mantener el

funcionamiento correcto.

Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción, se

proporcionan controladores de flujo en el hidrógeno nuevo y el hidrógeno de

reciclo a la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones

superior e inferior de la columna.

II.1.1.7 Agotador de H2S

La función del agotador de H2S (DA-3203) es extraer el hidrógeno disuelto,

hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la columna

CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los líquidos del

tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son alimentados al agotador

de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El producto neto de fondo de

CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S para la recuperación de

calor.

El calor para el rehervidor del agotador de H2S es proporcionado por los productos

de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-3205). El

vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el

condensador del agotador de H2S (EC-3202) y se envía al tanque de reflujo del

agotador de H2S (GA-3203/S) retorna líquido desde el tanque de reflujo al



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agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se

reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se trasmite en

cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de

fondo de CDHDS a través el rehervidor del agotador de H2S.

El gas sulfuro de venteo del tranque de reflujo del agotador de H2S se combina

con el gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizados de nafta. La

corriente combinada de gas se enfría a través del condensador de ajuste de gas

sulfuros (EA-3204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por

gravedad, y el vapor restante se envía al absorbedor de amina de gas de venteo

(DA-3302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a 20 ppm por volumen o

menos, lavando el gas contra corriente con una solución de amina pobre. El

absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar para promover el contacto gas-

líquido y un distribuidor de líquido en el domo de cada lecho para distribuir de

manera uniforma la solución de amina pobre sobre el empaque. La amina rica del

fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de la unidad para su

regeneración. El gas lavado del absorbedor de amina del gas de venteo (FA-3204.

La corriente de purga combinada se enfría en el enfriador de gas de purga (EA-

3303) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de los límites de

la unidad (OSBL).

La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas de venteo

sulfuroso desde el absorbedora de amina del gas de venteo (DA-3302). El

producto de fondo del agotador de H2S se bombea al rector depurador a través de

la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-3204/S).



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II.1.1.8 Sección del reactor depurador

La función del reactor depurador (DC-3301) es reducir el azufre en la gasolina

hasta el nivel exigido para el producto.

II.1.1.9 Reactor depurador

La corriente de productos de fondo de la columna agotadora de H2S se mezcla

con el hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de

alimentación /efluente del reactor depurador (EA-3301 A/B) y en el calentador de

alimentación del reactor depurador (EA-3302). Se proporciona reciclo de los

productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor

depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del

agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del

reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo de

CDHDS a EA-3302.

El producto del reactor depurador se enfría contra los productos de fondo del

agotador de H2S mediante el intercambio de alimentación/efluente. La corriente

bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor depurador

(FA-3301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora de nafta

(DA-3301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se condensa parcialmente

en el condensador de vapor caliente del reactor depurador (EC-3301) y se envía al

tanque frío de producto del reactor depurador (FA-3302). Se cuenta con un

mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones/compartimientos de EC-

3301 según sea necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua

inyectada es separada en FA-3302 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El

líquido de FA-3302 se envía como alimentación al plato superior de la columna



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estabilizadora de nafta y el vapor de FA-3302 se enfría adicionalmente en el

enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador /EA-3306). El líquido

condensado de EA-3306 regresa al tanque frío, por gravedad, y el vapor restante

que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque separador frío de

CDHDS en control de presión.

II.1.1.10 Estabilizador de nafta

La columna estabilizadora de nafta (DA-3301) consiste en 34 platos de válvulas.

Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se alimentan a los

platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene hidrocarburos

livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el estabilizador. El gas de

venteo desde el compresor de gas de reciclo de CDHydro se envía como

alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el hidrocarburo antes de ser purgado

junto con el gas sulfuroso desde la parte superior del estabilizador. Los productos

de fondo de CDHDS proporcionan calor al circular en el rehervidor del

estabilizador de nafta (EA-3304). El vapor del domo del estabilizador de nafta se

condensa parcialmente en el condensador de estabilizador de nafta (EC-3302) y

se envía al tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-3303). El gas de venteo

sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de

ajuste de gas sulfuroso (EA-3204). El líquido del tanque de reflujo se envía de

regreso al estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del estabilizador

(GA-3301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona mediante el nivel

en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al controlador de flujo

que regula la tasa de circulación de productos de fondo de CDHDS a través del

rehervidos del estabilizador de nafta.



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El producto de fondo del estabilizador es bombeado por la bomba de productos de

fondo del estabilizador (GA-3302/S) y enfriado mediante los precalentadores de

alimentación de CDHydro (EA-3101 A/B/C) el enfriador de producto estabilizado

de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-3303) y el enfriador de ajuste de productos

estabilizado de nafta catalítica pesada (EA-3305). El producto estabilizado de

nafta catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los límites de la unidad (OSBL).

La bomba de reciclo de productos de fondo del estabilizador (GA-3303/S) bombea

parte del producto de fondo del estabilizador para ser reciclados a la alimentación

del reactor depurador. La columna del estabilizador de nafta comparte el mismo

control de presión con la columna del agotador de H2S.

II.1.1.11 Acumulador de agua sulfurosa

El agua sulfurosa de los colectores de todos los tanques horizontales, a excepción

de FA-3201, se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-3305). El

acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de la unidad

(OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-3304/S).

II.1.1.12 Infraestructura del proyecto

En el siguiente listado se muestra la infraestructura de producción con la que

contara la planta.

LISTADO DE INFRAESTRUCTURA

• Cuarto de control satélite

• Caseta de campo de operadores.

• Cobertizo de compresores

• Construcción de tres celdas en la torre de enfriamiento actual CT-201.



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• Turbogenerador.

• Construcción de un quemador Elevado

II.1.1.13 Equipos

A continuación se listan los equipos de las plantas ULSG 1 y dentro del paréntesis

se indican la infraestructura de la planta ULSG 2.

TORRES

DA-3101 (4101) COLUMNA CDHYDRO

DA-3201 (4201) COLUMNA CDHDS

DA-3203 (4203) SEPARADOR DE H2S

DA-3301 (4301) COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA

DA-3302 (4302) ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

DA-3402 (4402) ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE RECICLO CDHDS

REACTORES

DC-3301 (4301) REACTOR DE PULIDO

TANQUES

FA-3101 (4101) TANQUE DE ALIM. CDHYDRO

FA-3102 (4102) TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO

FA-3103 (4103) TANQUE DE ALIM. CDHDS

FA-3104 (4104) TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO CDHYDRO

FA-3105 (4105) TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO

FA-3201 (4201) TANQUE DE REFLUJO CDHDS



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TANQUES

FA-3202 (4202) TANQUE DE CDHDS FRIO

FA-3203 (4203) TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS

FA-3204 (4204) TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS

FA-3206 (4206) TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

FA-3205 (4205) TANQUE DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S

FA-3301 (4301) TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

FA-3302 (4302) TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO

FA-3303 (4303) TANQUE DE REFLUJO DE NAFTA ESTABILIZADA

FA-3304 (4304) TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

FA-3305 (4305) ACUMULADOR DE AGUA AMARGA

INTERCAMBIADORES (CORAZA Y TUBOS)

EA-3101 A/B/C (4301 A/B/C) PRECALENTADORES DE ALIM. CDHYDRO

EA-3102 (4102) ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO

EA-3103 (4103) CDHYDRO FONDOS REBOILER

EA-3104 (4104) REBOILER LADO CDHYDRO

EA-3105 (4105) ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN

EA-3107 (4107) PRECALENTADOR DE ALIM. DE HCN

EA-3108 (4108) ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO

EA-3201 A/B/C (4201 A/B/C) INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA CDHDS / ALIM. CDHDS

EA-3202 (4202) GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION

EA-3203 (4203) ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO

EA-3204 (4204) CONDENSADOR DE GAS AMARGO



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INTERCAMBIADORES (CORAZA Y TUBOS)

EA-3205 (4205) REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S

EA-3301 A/B (4301 A/B) INTERCAMBIADORES DE EFLUENTE / ALIM. REACTOR DE PULIDO

EA-3302 (4302) CALENTADOR DE ALIM. DEL REACTOR DEPULIDO

EA-3303 (4303) ENFRIADOR DE GAS DE PURGA

EA-3304 (4304) REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA

EA-3305 (43059 ENFRIADOR DE PRODUCTO HCN ESTABILIZADO

INTERCAMBIADORES (AIRE ENFRIADORES)

EC-3101 (4101) CONDENSADOR CDHYDRO

EC-3102 (4102) ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN

EC-3201 (4201) ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS NETO

EC-3202 (4202) CONDENSADOR DEL SEPARADOR DE H2S

EC-3203 (4203) ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS

EC-3301 (4301 CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

EC-3302 (4302) CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA

EC-3303 (4303) ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA

CALENTADORES DE FUEGO

BA-3201 (4201) QUEMADOR DE ABSORBEDOR TOTAL REBOILER CDHDS

COMPRESORES

GB-3101 (4101) COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO (1)

GB-3102/S (4102/S) COMPRESOR DE HIDRÓGENO FRESCO (4)



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COMPRESORES

GB-3201 (4201) COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

BOMBAS

GA-3101/S (4101/S) BOMBAS DE ALIM. CDHYDRO (1)

GA-3102/S (4102/S) BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO (1)

GA-3103/S (4103/S) BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO (7)

GA-3104/S (4104/S) BOMBAS DE ALIM. CDHDS (3)

GA-3201/S (4201/S) BOMBAS DE REFLUJO CDHDS

GA-3202/S (4202/S) BOMBAS DE RECIRCULACION (8)

GA-3203/S (4203/S) BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S

GA-3204/S (4204/S) BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE PULIDO

GA-3301/S (4301/S) BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR

GA-3302/S (4302/S) BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR

GA-3303/S (4303/S) BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DEL ESTABILIZADOR

GA-3304/S (4304/S) BOMBAS DE AGUA AMARGA

FILTROS

FD-3101/S (4101/S) FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO

FD-3102/S (4102/S) FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS

FD-3103/S (4103/S) FILTROS DE ALIM. DE NAFTA

FD-3201/S (4201/S) FILTROS DE REFLUJO CDHDS



Página 26

Los otros servicios auxiliares como son: vapor, tratamiento de agua residuales y

aire, que se utilizarán en las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica (ULSG

1 y ULSG 2), sus servicios Auxiliares e Integración, serán suministrados de la

infraestructura actual de la Refinería, que abastece de estos servicios a todas las

plantas de la Refinería. Así mismo, la Refinería cuenta con infraestructura de

protección ambiental como es la planta de tratamiento de aguas amargas, las

plantas recuperadoras de azufre, y la de tratamiento de efluentes.

II.1.1.14 Servicios auxiliares que formarán parte del proyecto.

Para el optimo funcionamiento de las plantas Desulfuradoras de Gasolinas, se

requiere contar con una serie de servicios adicionales, denominados “Servicios

Auxiliares”, cuyo operación y aspectos de integración se describen a continuación,

señalando para tal fin los aspectos más importantes de cada uno de los servicios y

los requerimientos que deben cumplir para garantizar la operabilidad eficiente de

las plantas, entre los que destacan los siguientes:

II.1.1.14.1 Unidades regeneradoras de amina

Se contará con dos Unidades de Regeneración de Amina para las Plantas

Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y ULSG- 2) en la Refinería

"Ing. Héctor R. Lara Sosa en Cadereyta de Jiménez, N.L.”

Dentro de la plantas ULSG-1 y ULSG-2 se contará con los equipos de absorción

de amina de alta y baja presión y el sistema de regeneración de amina se

localizará en el área de las plantas como parte complementaria de la Sección de

Endulzamiento donde el Gas de Recirculación y el Gas Combustible serán

endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de ácido sulfhídrico

(H2S). El Sistema de Regeneración de Amina para las plantas ULSG, estará



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fundamentada en el uso de tecnologías plenamente establecidas y probadas a

nivel comercial.

Las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 (URA-1 y URA-2), estarán

diseñadas para suministrar 36 m3/hr (158.5 GPM) y 20 m3/hr. (88.1 GPM) de

solución al 40% en peso de MDEA pobre, para regenerar amina rica proveniente

de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y ULSG-2).

Los equipos contarán con márgenes hidráulicos para operar con variaciones de

concentración entre 35% y 45% en peso de MDEA; y tendrán la flexibilidad

operativa para manejar el 50% de flujo de diseño.

La siguiente tabla muestra los requerimientos de Amina Pobre que manejaran las

Unidades Regeneradoras de Amina:

ULSG-1 ULSG-2

Absorbedor (DA-3202) de Amina

del Gas de Recirculación de

la Columna CDHDS

Absorbedor (DA-3302) de

Amina del Gas de Venteo

Absorbedor (DA-4202) de Amina del

Gas de Recirculación de la Columna CDHDS

Absorbedor (DA-4302) de

Amina del Gas de Venteo

Concentración de Diseño 40 % en Peso de MDEA

40 % en Peso de MDEA



Flujo Normal , m3/hr 19.0 9.0 11.0 5.0

Flujo Nominal m3/hr (Durante el proceso de Sulfhidrado del catalizador)

23.0

13.0

14.0

6.0

Capacidad Total de Diseño de la Unidad de Regeneración de Amina m3/hr

36.0

20.0



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Las Nuevas Unidades Regeneradoras de Amina están diseñadas para producir

una solución de Amina Pobre conteniendo como máximo 0.002 mol H2S / mol

MDEA.

La siguiente tabla muestra la composición de Amina Rica a tratar en la Unidad

Regeneradora de Amina:

Composición Mol %

MDEA 8.96

H2S 2.65

Agua 88.38

Metano, ppm mol 17

Etano, ppm mol 27

Propano, ppm mol 23

Hidrógeno, ppm mol 23

CO2, ppm mol 1

Total, % mol 100

Densidad, Kg/m3 1071

El rango de carga y circulación de amina rica a tratar en las Unidades de

Regeneración de Amina se determina en base a los requerimientos del proceso de

las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG-1 y ULSG-2.

La carga de Amina Rica es 0.2 moles H2S / mol MDEA para el Absorbedor (DA-

202) de Amina del Gas de Recirculación de la Columna CDHDS y 0.3 moles H2S /

mol MDEA para el Absorbedor (DA-302) de Amina del Gas de Venteo. Condiciones requeridas por las plantas ULSG’s:



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Condiciones de Operación (normal / máximo)

Condiciones de Diseño Mecánico

Descripción Presión Kg / cm2 man.

Temperatura ºC

Presión Kg / cm2 man.

Temperatura ºC

Amina Pobre @ CDHydro / CDHDS L.B.

16.0 / 20.0 46 / - Nota (1)

24.6 150

Amina Rica @ CDHydro / CDHDS L.B.

5.0 / - 46 / 52 24.6 150

Purga de Agua Amarga de la Unidad Regeneradora de Amina

El requerido

Gas de Salida de la Unidad Regeneradora de Amina a la Planta de Azufre

El requerido

En el retorno de la amina pobre a las plantas ULSG 1 Y 2, se instalará un

controlador de temperatura, para que la amina se entregue a una temperatura

mínima de 46°C.

II.1.1.14.2 Sistema de desfogue ácido

El destino de las descargas de las válvulas de seguridad será a un sistema

cerrado (Sistema de Desfogue Acido de cada Unidad).

Este cuenta con su tanque separador de desfogue correspondiente; los desfogues

de cada unidad se integrarán al Quemador Elevado Ácido nuevo de servicio dual

en la Refinería.

Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas

de desfogues cuenta con su equipo de bombeo (operación normal y de relevo) con



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operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los tanques

separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o almacenamiento.

Tiene indicador de nivel y de temperatura con señal al SCD de la Unidad

respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la bomba.

II.1.1.15 Turbogenerador TG-203

El turbogenerador suministrara una potencia, garantizada en sitio, de 31 a 38 MW,

con una potencia mínima de suministro de 31 MW garantizada a condiciones

extremas del sitio.

El turbogenerador será para las condiciones de servicio especificadas, con un

período de vida útil mínimo de 25 años y al menos los primeros 3 años de

operación ininterrumpible.

El turbogenerador estará constituido por los siguientes sistemas y accesorios:

1. Turbina dual 2. Sistema de combustión 3. Sistema de gas combustible 4. Sistema de detección de gas combustible 5. Sistema de admisión de aire 6. Sistema de gases de escape 7. Gobernador de emergencia de sobrevelocidad 8. Aparato regulador de carga 9. Válvulas principales

a) Válvula de paro principal de gas a la turbina. b) Válvula de bloqueo de suministro de gas combustible

10. Sistema de Arranque 11. Sistema de protecciones para la turbina 12. Sistema de control 13. Caja de engranes entre generador y turbina 14. Acoplamiento(s) de disco tipo seco.



Página 31

15. Generador eléctrico a) Armadura b) Rotor c) Sistema aislante d) Sistema de excitación y regulador de tensión e) Protecciones eléctricas del generador f) Sistema de sincronización g) Sistema de enfriamiento del generador h) Interruptor de salidas de fase i) Sistema de puesta a tierra del neutro del generador j) Chumaceras k) Lubricación l) Sellos m) Detectores e indicadores de temperatura n) Sistema eléctrico o) Accesorios

• Características particulares Característica de la turbina para sistema turbogenerador - recuperador de calor.

Se requiere 1 grupo turbina-generador, donde la turbina será dual, tipo industrial o aeroderivada de ciclo simple de una flecha, sin recalentamiento

y de flujo axial con la cámara de combustión y la turbina mecánicamente conectados

Unidad

Valor

Potencia nominal corregida en sitio, con un pico de potencia permisible para su operación del 20%.

MW De 31a 38

Temperatura de diseño °C 40

Humedad relativa % 54

Emisiones de NOx ppm 110

Sobrevelocidad arriba de la velocidad normal. Prueba certificada de sobrevelocidad durante 1 minuto Prueba certificada de sobrevelocidad durante 4 minutos

% % %

20 120 115

Ruido máximo en la octava banda, medido a un metro de distancia dB 85



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Características del generador del sistema turbogenerador - recuperador de calor.

Se requiere 1 generador trifásico, autoventilado, tipo síncrono, con conexión estrella, cerrado, a prueba de goteo, con dos chumaceras, rotor de polos

lisos o polos salientes, con devanado amortiguador, con excitación rotatoria sin escobillas.

Unidad Valor

Potencia mínima en terminales (20% más que el cociente de la potencia neta de la turbina en sitio, dividida por el factor de potencia de diseño del generador)

MW 1.20 (potencia neta de la turbina en sitio/F.P.)

Factor de potencia 0.85 atrasado

Voltaje nominal con un pico permisible de +5%, kV 13.8

Frecuencia Hz 60

Aislamiento En el estator En el rotor

Clase F Clase F

Reactancias reactancia subtransitoria Xd" reactancia transitoria Xd' reactancia subtransitoria de eje directo Xd

% % %

De 15 a 16.3 De 23.8 a 24.4 De 120 a 184

THD Máximo en la forma de onda del voltaje Diseñado para operar con un THD de

% %

3 5

Valores de prueba Nivel máximo de descargas parciales en los devanados del estator a 10 kV Potencial aplicado con CA a 1 minuto, en el estator

nC KV

10 28.6

Corriente de corto circuito 1 seg kA 40

Corriente de corto circuito valor pico kA 100

Voltaje de impulso 1.2/50 microsegundos pico kV 95



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II.1.1.16 Integración de los Servicios Auxiliares requeridos para la operación de

las plantas.

Como parte del proyecto se desarrolló la Ingeniería Básica para las Integraciones,

correspondiente a las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y

ULSG 2, sus Unidades Regeneradoras de Aminas (URA-1 y URA-2) y sus

instalaciones complementarias. Se determinaron los diámetros para todas las

líneas y cabezales de forma que se garantice la entrega de las corrientes a las

condiciones de operación requeridas en los puntos de integración y/o de destino

final de entrega de las cargas, productos, desfogues y servicios principales

(auxiliares).

II.1.1.16.1 Líneas de proceso

A) Gasolina Catalítica Ligera de FCC-1 a Planta ULSG-1 (ULSG 1).

La línea tiene su origen en la tubería 8” de diámetro 0-4101-1P3, existente,

localizada en la Planta FCC-1 de donde se suministrará la Gasolina Catalítica

hacia el límite de batería de la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1

(ULSG-1).

La línea manejará un gasto normal de 37,741 BPD y un gasto de diseño de

41,515.1 BPD de Gasolina Catalítica proveniente de la Planta FCC-1, la presión

de salida es de 7.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de 32° C. En el límite de

batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica ligera llegará a una presión

mínima de 2.0 Kg/cm2 m.



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B) Gasolina Catalítica Pesada de FCC-1 a Planta ULSG-1 (ULSG 1). La línea de proyecto tiene su origen en la tubería de 4” de diámetro P-381-1P3,

existente, localizada en la Planta FCC-1 de donde se suministrara la Gasolina

Catalítica hacia el límite de batería de la Planta Desulfuradora de Gasolina

Catalítica No. 1 (ULSG-1).

La línea manejará un gasto normal de 4,758 BPD y un gasto de diseño de 5,233.8

BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la

Planta FCC-1, la presión de salida es de 5.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de

32° C. En el límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica ligera

llegará a una presión mínima de 2.0 Kg/cm2 m.

C) Gasolina Catalítica Desulfurada Producto de ULSG-1 a Tanques de

Almacenamiento TV-507 y TV-508. La línea de proyecto tiene su origen después del límite de batería de la Planta

ULSG-1, a partir de la línea de Gasolina Ligera (LCN) de CDTECH, producida en

la Planta ULSG-1 e interconectándose en la línea existente de 8” Ø que tiene su

origen en la Planta Catalítica FCC-1, línea que alimenta a los Tanques de

Almacenamiento existentes TV-507 y TV-508.

Esta línea maneja el total de Gasolina Desulfurada Producto producida en la

Planta ULSG-1, con un gasto normal de 42,424 BPD y un gasto de diseño de

46,666.4 BPD (10% de la capacidad de la planta); la presión disponible en el límite

de batería de la planta es de 5.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de 38°C.



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D) Gasolina Catalítica Ligera de FCC-2 a Planta ULSG-2 (ULSG 2). La línea de proyecto tiene su origen en la tubería de 6”de diámetro P-9902-A2A,

existente, localizada a la salida del filtro FG-801 dentro de los límites de batería de

la Planta Catalítica FCC-2, donde se hace la interconexión; esta tubería también

se interconecta a una línea que viene de la bomba GA-802/R y que se dirige al

mezclador de endulzamiento DA-802 A/B/C, existentes; por la línea de proyecto se

suministra al límite de batería la Gasolina Catalítica a la Planta ULSG-2.

La línea manejará un gasto normal de 17760 BPD y un gasto de diseño de 19,536

BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica Ligera proveniente

de la Planta FCC-2. La presión a la salida de la Planta Catalítica es de 4.0 Kg/cm2

m. con una temperatura de 32° C. En el límite de batería de la Planta ULSG-2,

llegara a una presión mínima de 2.0 Kg/cm2 m.

E) Gasolina Catalítica Pesada de FCC-2 a Planta ULSG-2 (ULSG 2).

La línea de proyecto tiene su origen en la tubería de 3” de diámetro P-1101-1P3,

existente, localizada corriente adelante del FQI-874 dentro de los límites de

batería de la Planta Catalítica, FCC-2, donde se hace la interconexión; por la línea

de proyecto se suministra la Gasolina Catalítica Pesada a la Planta ULSG-2,

conectándose en el límite de batería.

La línea manejará un gasto normal de 2,239 BPD y un gasto de diseño de 2,462.9

BPD de Gasolina Catalítica Pesada proveniente de la Planta FCC-2. La presión a

la salida de la Planta Catalítica es de 5.9 Kg/cm2 con una temperatura de 32° C.,



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en el límite de batería de la Planta ULSG-2, llegará a una presión mínima de 2.0

Kg/cm2 m.

F) Gasolina Catalítica Desulfurada Producto de ULSG-2 a Tanques de

Almacenamiento TV-507 y TV-508. La línea de proyecto tiene su origen después del límite de batería de la Planta

ULSG-2, a partir de la línea de Gasolina Catalítica desulfurada Producto producida

en la Planta ULSG-2 e interconectándose dentro de límite de batería en la línea

existente 6” de diámetro P-9917-A3A que tiene su origen en la Planta Catalítica

FCC-2, la línea que alimenta a los Tanques de Almacenamiento existentes TV-507

y TV-508.

Esta línea manejará el total de Gasolina Desulfurada Producto producida en la

Planta ULSG-2, con un gasto normal de 19,964 BPD y un gasto de diseño de

21,960.4 BPD (10% de la capacidad de la planta); la presión disponible en el límite

de batería de la planta es de 5.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de 38°C.

G) Gasolina Catalítica Pesada de Rechazo de ULSG-1 a los Tanques de Almacenamiento TV-500 y TV-501.

La línea de proyecto tiene su origen después del límite de batería de la Planta

ULSG-1, a partir de la tubería de Gasolina Pesada (HCN), producida en la Planta

ULSG-1 e interconectándose a la línea existente 4” de diámetro P-381-A3A que

tiene su origen en la Planta Catalítica FCC-1, que alimenta a los Tanques de




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Esta línea manejara el total de Gasolina Pesada de Rechazo en la Planta ULSG-1,

con un gasto normal de 4,758 BPD y un gasto de diseño de 5233.8 BPD (10% de

la capacidad de la planta); la presión disponible en el límite de batería de la planta

es de 2.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de 32°C.

H) Gasolina Catalítica Pesada de Rechazo de ULSG-2 a los Tanques de Almacenamiento TV-500 y TV-501.


ULSG-2, a partir de la tubería de Gasolina Pesada (HCN), en la Planta ULSG-2 e

interconectándose a la línea existente de 3” de diámetro P-915-A15A que tiene su

origen en la Planta Catalítica FCC-2, línea que alimenta a los Tanques de


Esta línea manejara el total de Gasolina Pesada de Rechazo en la Planta ULSG-2,

con un gasto normal de 2,239 BPD y un gasto de diseño de 2,462.9 BPD (10% de

la capacidad de la planta); la presión disponible en el límite de batería de la planta

es de 2.0 Kg/cm2 m. con una temperatura de 32°C.

I) Gasolina Catalítica ligera de Rechazo de ULSG-1 a tanques TV-523, 524 y TV-525


ULSG-1, a partir de la línea de Gasolina Ligera (LCN), y debe tener la capacidad

de manejar el flujo total de gasolina catalítica ligera de FCC-1 de 41,515.1 BPD de

diseño; para el cálculo hidráulico de la línea se considerará la presión de salida de

la FCC-1 de 7.0 kg/cm2 a 32° C, vía la planta FCC-1 a ULSG-1 , y de la ULSG-1 a



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los tanques existentes TV-523, TV-524 y TV-525 para llegar a las condiciones

adecuadas de presión y flujo.

Esta línea de proyecto se integrará en un cabezal común con la línea de gasolina

catalítica ligera de rechazo de ULSG-2; y dicho cabezal tendrá la capacidad de

manejar el flujo total de gasolina catalítica ligera de 61,051 BPD.

A la llegada a pie de dique de los tanques de almacenamiento se integrará a las

líneas de llenado de cada tanque de la siguiente manera:

a) Tanque TV-523 (existente):

Se realizara el punto de interconexión en la línea de 8” de diámetro existente

dentro del dique en la válvula existente.

b) Tanque TV-524 (existente):



c) Tanque TV-525 (existente):



Se tomará en cuenta en el diseño la trayectoria de la tubería existente desde el

límite de batería del dique de cada tanque, considerando la diferencia de niveles

entre plantas y área de tanques de almacenamiento, así como las válvulas y

accesorios, para cumplir con la presión mínima requerida en los tanques de

almacenamiento.



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J) Gasolina Catalítica ligera de Rechazo de ULSG-2 a tanques TV-523, 524 y TV-525


ULSG-2, a partir de la línea de Gasolina Ligera (LCN), y tendrá la capacidad de

manejar el flujo total de gasolina catalítica ligera de FCC-2 de 19,536 BPD de

diseño; para el cálculo hidráulico de la línea se considerará la presión de salida de

la FCC-2 de 4.0 kg/cm2 a 32° C, vía la planta FCC-2 a ULSG-2 , y de la ULSG-2 a

los tanques existentes TV-523, TV-524 y TV-525 para llegar a las condiciones

adecuadas de presión y flujo.

Esta línea de proyecto se integrará en un cabezal común con la línea de gasolina

catalítica ligera de rechazo de ULSG-1; y dicho cabezal tendrá la capacidad de

manejar el flujo total de gasolina catalítica ligera de 61,051 BPD.

A la llegada a pie de dique de los tanques de almacenamiento se integrará a las

líneas de llenado de cada tanque de la siguiente manera:

a) Tanque TV-523 (existente):



b) Tanque TV-524 (existente):



c) Tanque TV-525 (existente)::





Página 40

Se tomo en cuenta en su diseño la trayectoria de la tubería existente desde el

límite de batería del dique de cada tanque, considerando la diferencia de niveles

entre plantas y área de tanques de almacenamiento, así como las válvulas y

accesorios, para cumplir con la presión mínima requerida en los tanques de

almacenamiento.

K) Hidrógeno de alta presión a ULSG1 Y ULSG-2 La línea de proyecto de Hidrógeno de Alta Presión (20 Kg/cm2) que se alimentará

a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente

12”-GH-26705-B12A que proviene del anillo de alta pureza de la Planta

Reformadora No.2, el punto de interconexión se localizará en el rack de tuberías, a

la llegada a la calle oriente 80 entre las calles sur 10 y 20. Se debe integrar en el

límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2.

La presión disponible en el punto de integración es de 20.0 Kg/cm2 y la

temperatura de 38° C. La presión mínima requerida en LB de las Plantas ULSG-1

y ULSG-2 es de 19.0 Kg/cm2, el flujo de diseño es de 3993.4 Kg/h, el peso

molecular es de 2.97 kg/kgmol.

L) Gasolina catalítica amarga pesada de TV-500 y TV-501 a casa de bombas

No.1 La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga pesada de los tanques

existentes TV-500 y TV-501 a la succión de las bombas nuevas GA-119A/B y GA-

120 A/B, se integrará en la línea de succión existente de 16” de diámetro P-220-



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A3A, prolongando el cabezal de succión enfrente de las bombas para su disparo a

cada una de ellas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2.

El flujo de diseño es de 7,696.7 BPD (5,233.8 BPD de GA-119A/B y 2462.9 BPD

de GA-120 A/B).

M) Gasolina catalítica amarga pesada de casa de bombas No.1 a ULSG-1.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga pesada de las bombas nuevas

GA-119 A/B a la planta ULSG-1 (como carga fría), manejará un gasto normal de

4,758 BPD y un gasto de diseño de 5,233.8 BPD (10% de la capacidad de la

planta), integrándose en el límite de batería.

En el límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica Amarga ligera


N) Gasolina catalítica amarga pesada de casa de bombas No.1 a ULSG-2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga pesada de las bombas nuevas

GA-120A/B a la planta ULSG-2 (como carga fría), manejará un gasto normal de




llegara a una presión mínima de 2.0 Kg/cm2 m.

O) Gasolina catalítica amarga ligera de TV-523, TV-524 y TV-525 a casa de

bombas No.7



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La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga ligera de los tanques

existentes TV-523, TV-524 y TV-525 a la succión de las bombas nuevas GA-732

A/B y GA-733 A/B, es un cabezal nuevo de proyecto, al cual se integrará a las

líneas de vaciado de cada tanque (TV-523 en la línea existente 14”-P-072-A3A,

TV-524 en la línea existente 8”-P-758-A3A y en el TV-225 en la línea existente

14”-P-369-A3A), prolongando el cabezal de succión enfrente de las bombas para

su disparo a cada una de ellas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-

1 y ULSG-2. El flujo de diseño es de 61,051 BPD (41,515 BPD de GA-732A/B y

19,536 BPD de GA-733 A/B).

P) Gasolina catalítica amarga ligera de casa de bombas No.7 a ULSG-1.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga ligera de las bombas nuevas






Q) Gasolina catalítica amarga ligera de casa de bombas No.7 a ULSG-2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga ligera de las bombas nuevas


17,760 BPD y un gasto de diseño de 19,536 BPD (10% de la capacidad de la




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R) Gas combustible (Generación) de ULSG-1 y ULSG-2 a tanque de balance

FA-1804-V. Las líneas de proyecto tiene su origen después del límite de batería de las Plantas

ULSG-1 y ULSG-2 a partir de la línea de Gas Combustible, dichas líneas de

proyecto se integrarán en un cabezal común que tendrá la capacidad de manejar

el flujo total de Gas Combustible de acuerdo con la Ingeniería Básica, a una

presión disponible de 6.0 Kg/cm2 y una temperatura de 38° C; este cabezal se

integrará con el cabezal existente FG2508-16” de diámetro 1P3 que alimenta el

gas de plantas al tanque de balance FA-1804-V, localizado en el área de la Planta

Catalítica No. 1 y en el punto de interconexión tendrá una presión mínima de 4.5

Kg/cm2.

S) Gas combustible (consumo) a ULSG-1 y ULSG-2 de tanque de balance FA-

1804-V. La línea de proyecto del requerimiento de Gas Combustible para consumo de las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se integrará en la línea existente FG2501-18” de

diámetro 1P3. Se integrará en el límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-

2.

En el límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el requerimiento de Gas

Combustible Consumo será de acuerdo con lo indicado en la Ingeniería, presión

de 4.4 Kg/cm2 y temperatura de 25° C, el Contratista, durante el desarrollo de su

ingeniería de detalle determinara las condiciones existentes en el punto de

integración de este servicio, debiendo tomar en cuenta que la línea existente de



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18” de diámetro viene del cabezal de distribución de gas combustible que sale del

tanque FA-1804-V, que alimenta actualmente a las Plantas de Azufre 1 y 2,

Servicios Auxiliares No.1, Planta Combinada No.1, Planta Combinada No.2, Planta

Fraccionadora de destilados ligeros y Sección de Tratamiento de DEA, Planta

Reformadora de Nafta No.1 y Plantas Hidrodesulfuradoras U-400-1, U-700-1 y U-

800-1.

T) Aceite recuperado de ULSG-1 y ULSG-2. La línea de proyecto de aceite recuperado tiene su origen después del límite de

batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a la que se integrarán entre otras las

líneas de los siguientes servicios:

• Recuperado del separador API.

• Recuperado del tanque de desfogues.

• Recuperado del sistema de purgas y vaciado de equipo.

• Descerado

• Presulfridado

• Línea de gasolina catalítica ligera fuera de especificación.

Esta línea se integrará en la línea existente O-4625-8” de diámetro 1P3(N), que

envía el aceite slop generado en esta unidad a los Tanques de Slop (existentes)

TV-201, TV-202, TV-203, TV304, TV205 y TV-206.

En el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, se determinará el flujo y las

condiciones de operación para el envío y entrega del aceite recuperado a los

Tanques existentes TV-201, TV-202, TV-203, TV304, TV205 y TV-206.



Página 45

U) Gasolina desulfurada de casa de bombas No. 1 y 7 a ULSG-1 y ULSG-2. La línea de proyecto se integrará en la línea de descarga de las bombas

existentes MB-2308P/PA localizadas en la casa de bombas No. 1 y GA-706 A/R

localizadas en la casa de bombas No. 7, se conectará con las líneas de cada una

de las unidades ULSG-1 y ULSG-2.

Las características de las bombas MB-2308 P/PA son:

• Flujo: 132 m3/h (580.9 GPM c/u.)

Las características de las bombas GA-706 A/R son:

• Flujo: 171.6 m3/h (755.2 GPM c/u.)

• Presión de Diferencial: 20.3 kg/cm2 (289 psi)

Se garantizará el adecuado envío de gasolina a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en

la etapa de pre arranque de las unidades.

Una vez utilizada esta corriente se enviará por la línea de slop a los tanques

existentes TV-201, TV-202, TV-203, TV304, TV205 y TV-206.

V) Agua Amarga de ULSG-1 y ULSG-2. La línea de proyecto de agua amarga producida en las plantas ULSG-1 y ULSG-2

y URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del límite de batería, será integrada en las

líneas existentes 8” de diámetro SW-BBTPA-7001 y 8”-SW-BBTPA-7026, dentro

de los límites de batería de las plantas de tratamiento de aguas amargas No. 7 y

8.



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Se contará con las condiciones de operación de estas líneas en base a lo

establecido en la Ingeniería Básica de las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y URA-1 y

URA-2, y las condiciones requeridas en el punto de integración; así mismo se

tomara en cuenta que a las líneas a las que se debe integrar maneja las aguas

amargas producidas en las plantas HDSG, HDSN, Coquizadota y Azufre, por lo

que se realizará el diseño hidráulico de estas líneas de forma que se garantice el

adecuado flujo de las corrientes que se integrarán a éste cabezal.

II.1.1.16.2 Líneas de servicios principales

A) Vapor de Media Presión.

Las líneas de suministro y producción de Vapor de Media Presión de y a las

plantas ULSG-1 y ULSG-2, tienen su origen fuera del límite de batería de estas

plantas, estas líneas se integrarán en un cabezal común que tendrá la capacidad

de manejar el flujo total de vapor de media presión suministrado y generado

(cabezales de recolección y distribución), respectivamente, y se deben integrar en

la línea existente de 16” Ø.

B) Vapor de Baja Presión.

La línea de suministro de Vapor de Baja Presión a las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del límite de batería de estas plantas como

cabezal de distribución, las cuales se integrarán en un cabezal común que tendrá

la capacidad de manejar el flujo total de vapor de baja presión suministrado y

generado, esta línea (cabezal de distribución) se debe integrar en la línea

existente de 20” Ø.



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C) Agua de enfriamiento (Suministro y retorno). Las líneas de suministro y retorno de agua de enfriamiento de las plantas ULSG-1

y ULSG-2, URA-1 y URA-2 y sus instalaciones complementarias se

interconectaran a las celdas E, F y G de la torre de enfriamiento CT-201 (circuito

de tuberías, celdas y sistema de bombeo exclusivas); a las plantas ULGS’s se

deben de integrar en el límite de batería.

D) Agua de alimentación a calderetas. La línea de requerimiento de agua de alimentación a calderetas de las Plantas

ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen y se integrará en la línea existente BFW2501-

8” de diámetro 3S3-D2, se integrará en el límite de batería de las plantas ULSG-1

y ULSG-2.

E) Agua de proceso (Desmineralizada).

La línea de requerimiento de agua de proceso de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, se integrará en la línea existente 4” de diámetro APR-13401-A2A

y se integrará en el límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2.

F) Agua de servicios.

La línea de requerimiento de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2,

URA-1 y URA-2, y sus instalaciones complementarias y edificaciones, se integrará

en la línea existente 3” de diámetro D-2657-H2A del área de la Planta FCC-2 y se

integrará en el límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2. Esta tubería

también aportara los consumos y requerimientos de agua de servicios de las URA-

1 y URA-2.



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G) Aire de Instrumentos (respaldo).

La línea de suministro de Aire de Instrumentos de Respaldo, se integrará a la línea

existente 4” de diámetro AI-2953-H2X del área de la Planta FCC-2, la cual tiene su

origen en la red de la Refinería.

H) Condensado limpio.

La línea de condensado limpio de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus URA-1 y

URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, se integrará a la línea

existente 6” de diámetro CB-2500-A2A del área de la FCC-2. Integrándose en el

límite de batería de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a través del sistema de

recuperación de condensado.

I) Condensado aceitoso.

La línea de condensado aceitoso de las plantas URA-1 y URA-2, tiene su origen

en el equipo paquete de condensado aceitoso localizado dentro de límite de

batería de cada planta y se integrará a las líneas 8”-CB-2500-A2A existente,

localizada en el límite de batería de servicios auxiliares No.1 y a la línea 8” de

diámetro CB-2500-A2A existente, localizada en el límite de batería de servicios

auxiliares No.2 para almacenarlo en los tanques existentes TV-2000A y TV-2000B

.

J) Purgas continuas. Las purgas continuas generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se integrarán

al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas serán acondicionadas de



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forma que no se vaporicen en la red de drenajes, a través de un sistema de

flasheo.

K) Purgas intermitentes. Las purgas intermitentes generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se

integrarán al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas serán

acondicionadas de forma que no se vaporicen en la red de drenajes, por medio de

un sistema de flasheo.

L) Desfogue.

Las líneas de Desfogue de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, tienen su origen fuera

del límite de batería de cada una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, estas líneas

de proyecto se integrarán en un solo cabezal que se interconectará al tanque

separador nuevo con sus bombas de recuperado, ubicado en el área de tanques

separadores de la refinería, para que posteriormente se integre a un tanque de

sello nuevo y de ahí pase al quemador elevado nuevo. Para tener flexibilidad de

operación y de mantenimiento la línea de entrada del tanque de sello nuevo se

integrará a la línea existente 58” de diámetro DB-274221-A6A a la entrada del

tanque de sellos existente, y posteriormente pasará a los quemadores elevados

existentes B-001, B-002 y B-003.

M) Desfogue ácido

Las líneas de Desfogue ácido de las Plantas URA-1 y URA-2, se manejarán en un

solo cabezal y se integrarán a un tanque de separación nuevo con su sistema de

bombeo de aceite recuperado localizado en el área de tanques separadores de la



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refinería, después de esto la línea de desfogue se integrarán al tanque de sellos

nuevo con su sistema de bombeo para el manejo de agua amarga, la línea de

desfogue se integrará al quemador elevado nuevo; la línea de entrada del tanque

de sello nuevo (para tener flexibilidad con el sistema existente) se integrará a la

línea existente 48” de diámetro DC-27441D-A14A, a la entrada del tanque de

sellos existente, y posteriormente pasará a los quemadores elevados existentes B-

001, B-002 y B-003.

Se instalarán las válvulas de seguridad requeridas para fluidos entrampados

donde sea necesario, debido a la expansión térmica causada por fuego externo,

variación de las condiciones ambientales, falla de energía eléctrica, falla de agua

de enfriamiento, etc., de acuerdo a lo indicado en los DTI´s del Licenciador

CDTECH, e incluir válvulas de bloqueo y by-pass directo con válvulas de globo,

las válvulas de bloqueo tendrán un arreglo tal que permitan ser aseguradas con

candado o sellos de plomo, ya sea en posición abierta o cerrada, lo anterior de

acuerdo con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994.

II.1.1.16.3 Torre de enfriamiento CT-201

Se adicionará una nueva celda a la torre de enfriamiento de las mismas

características de la CT-201 existente, que se integrará a las plantas ULSG 1y 2, a

las regeneradoras de amina y a las instalaciones complementarias a las que dará

servicio.

La celda contará con tres bombas nuevas montadas e integradas en los lugares

que actualmente ocupan las bombas BA-201G, BA-201H y BA-201I en un circuito

nuevo e independiente al existente; exclusivo para las plantas ULSG 1 y ULUGH



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2, a las regeneradoras de amina URA-1 y URA-2 y a las instalaciones

complementarias a las que dará servicio y el retorno en un cabezal independiente

a las celdas G, H e I de la torre CT-201.

Se suministrará un motor eléctrico MEBA-201 que substituirá a la turbina TUBA-

201D que acciona la bomba BA-201D localizada en la torre de enfriamiento CT-

201 existente, este motor será montado e integrado en el lugar que actualmente

ocupa la turbina TUBA-201D.

Los materiales, dispositivos, accesorios y elementos que conforman el suministro

del sistema serán nuevos.

Las bombas y motor eléctrico de la torre de enfriamiento incluidas en este

documento se indican en la Tabla siguiente: Bombas de agua de Enfriamiento

Clave Capacidad Hoja de datos

MEBA-201 G,H gpm HD-A-016

MEBA-201 gpm HD-A-016

II.1.1.16.4 Casas de bombas

• Casa de Bombas No. 1

Se instalarán dentro de la Casa de Bombas No. 1 cuatro bombas nuevas, con

claves GA-119A/B y GA-120A/B, para succionar de dos tanques existentes TV-



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500 y TV-501, y enviar la nafta catalítica amarga pesada como carga fría a las

plantas ULSG 1 y ULSG 2. Cada unidad será alimentada por una bomba en

operación (titular) y la otra en espera (relevo), de esta forma las bombas GA-

119A/B que alimentarán a la planta ULSG 1 tendrán un flujo normal de operación

de cada bomba de 4,785 BSPD y las bombas GA-120A/B que alimentarán a la

planta ULSG 2 tendrán un flujo normal de operación de cada bomba de 2,239

BSPD, con un sobrediseño del 10% de capacidad.

Estas bombas nuevas se ubicarán en el lugar que ocupan actualmente las

bombas GA-2315F/FA y GA-2316F/FA, mismas que se desmantelarán y los

materiales y equipos producto del desmantelamiento se dispondrán de acuerdo al

normatividad vigente en materia de residuos sólidos.

Se integrará la tubería de las líneas de succión y descarga de las bombas GA-

119A/B y GA-120A/B, desde el cabezal existente de los tanques de

almacenamiento existentes TV-500 y TV-501 y enviar a las plantas ULSG 1 y

ULSG 2, para lo cual estas bombas succionarán desde el cabezal existente de los

tanques TV-500 y TV-501, esto es que tendrán un punto de interconexión y un

cabezal de succión con cuatro disparos individuales que alimentarán a las bombas

GA-119A/B y GA-120A/B; y para la descarga habrá dos tuberías, una de las

cuales tendrá como destino la planta desulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG

1 y la otra a la planta desulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG 2, es decir que

se tendrán una descarga para las bombas GA-119A/B que bombearán a la planta

ULSG 1 y una descarga para las bombas GA-120A/B que bombearán a la planta

ULSG 2.



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Se instalarán dentro de la Casa de Bombas No. 7 cuatro bombas nuevas, con

claves GA-732A/B y GA-733A/B, para succionar de tres tanques existentes TV-

523, TV-524 y TV-525 y enviar la nafta catalítica amarga ligera como carga fría a

las plantas ULSG 1 y ULSG 2. Cada unidad será alimentada por una bomba en

operación (titular) y la otra en espera (relevo), de esta forma a las bomba GA-

732A/B que bombearan a la planta ULSG 1 tendrán un flujo normal de operación

de cada bomba de 37,741 BSPD y las bombas GA-733A/B que bombearan a la

planta ULSG 2 tendrán un flujo normal de operación de cada bomba de 17,760

BSPD, con un sobrediseño del 10% de capacidad.

Estas bombas nuevas GA-733A/B (Nafta ligera a ULSG-2) se ubicarán en el

primer modulo existente entre la bomba existente GA-117R y el paquete de

lubricación por niebla existente de la misma casa de bombas, y la ubicación de las

bombas GA-732A/B (Nafta ligera a ULSG-1) en un modulo nuevo fuera del

cobertizo existente, por lo cual se ampliará el cobertizo del sistema de bombeo.

Los materiales de desecho producto de ésta instalación se dispondrán en el sitio

que determine el municipio de acuerdo a la normatividad vigente.


732A/B y GA-733A/B, desde el cabezal existente de los tanques de

almacenamiento existentes TV-523, TV-524, y TV-525 y enviará a las plantas

ULSG 1 y ULSG 2. Para lo cual estas bombas succionaran desde un cabezal

nuevo al que se interconectarán las líneas de descarga de los tanques existentes

TV-523, TV-524, y TV-525, esto es que tendrán tres punto de interconexión y un

cabezal de succión con cuatro disparos individuales que alimentarán a las bombas



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GA-732A/B y GA-733A/B; y para la descarga habrá dos tuberías, una de las

cuales tendrá como destino la planta desulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG

1 y la otra a la planta desulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG 2, es decir que

se tendrán una descarga para las bombas GA-732A/B que bombearán a la planta

ULSG 1 y una descarga para las bombas GA-733A/B que bombearán a la planta

ULSG 2.


Se instalarán dentro de la Casa de Bombas No. 4 dos bombas nuevas, con claves

GA-412A/B, para succionar de seis tanques existentes TV-105, TV-106, TV-102,

TV-211, TV130 y TV-131 y enviar Diesel Sin al turbogenerador TG-204. El

turbogenerador será alimentado por una bomba en operación y la otra en espera,

la cabeza de las bombas será la requerida para que cumpla con las condiciones

de entrega en límite de batería del Turbogenerador. Estas bombas nuevas GA-

412A/B se ubicarán al lado de las bombas existentes 2203PA/PB


412A/B, desde los cabezales existentes de los tanques de almacenamiento

existentes TV-105, TV-106, TV-102, TV-211, TV130 y TV-131 y enviar al

turbogenerador TG-204. Para lo cual estas bombas succionaran desde un cabezal

nuevo al que se interconectaran las líneas de descarga de los tanques existentes

TV-105, TV-106, TV-102, TV-211, TV130 y TV-131, esto es que tendrán tres punto

de interconexión y un cabezal de succión con dos disparos individuales que

alimentaran a las bombas GA-412A/B; los puntos de interconexión se realizaran

uno en el rack de integración enfrente de la casa de bombas No. 4 en la línea

existente O-5316-12”-1P3 y los dos restantes en las válvulas existentes dentro del



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cobertizo del cabezal de succión O-2024-20”-1P3 y para la descarga habrá una

tubería hasta limites de batería del área del Turbogenerador TG-204.

II.1.1.16.5 Suministro de Nitrógeno

El nitrógeno requerido por las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 para preparativos de

pruebas y arranque, además del requerido por el sistema de presurización que

conforma un control de presión para enviar al desfogue el corte gaseoso de la

corriente de amina rica será suministrado por empresas externas.

En las unidades regeneradoras de amina se proveerán las corrientes de nitrógeno

requeridas por la unidad para evitar la oxidación de la solución de amina fresca o

pobre. En el tanque de almacenamiento se inyecta nitrógeno a control de presión

por la parte superior del mismo, de manera que forme un sello para evitar la

oxidación.

II.1.1.16.6 Compresores de aire de instrumentos y de plantas.

El arreglo para los compresores de aire de instrumentos y de plantas estará

constituido por tres compresores accionados por motor eléctrico, considerando en

el cabezal de descarga la instalación de una interconexión para la integración de

aire de respaldo de la red existente en la Refinería, por medio de una válvula

controladora de presión. Los sistemas de control de los compresores podrán ser

monitoreados desde el sistema de control distribuido (SCD).

Las líneas de respaldo de estos servicios dentro de las plantas serán

interconectadas con válvulas de bloqueo, válvula check y medidor de flujo (tipo

brida de orificio), automatizando así, este suministro de respaldo al sistema de aire

de forma que se cuente con aire de respaldo en forma automática cuando la



Página 56

presión de la red dentro del límite de batería de la Unidad disminuya a una presión

de 4.0 Kg/cm2 man.

Los tanques acumuladores de aire de instrumentos y de plantas TA-100/101 y

TA-200/201, serán dos de tipo vertical de acuerdo con ASME Sección VIII, Div. 1.

Los secadores de aire de instrumentos y de plantas consistirán de dos unidades

del tipo regenerativo en frío (Heatless) para un punto de rocío de -400C (-400F), de

operación automática continua con ciclos de 5 minutos de operación por 5 minutos

de regeneración, con válvulas y purgas automáticas de acuerdo con la Norma de

referencia No. NRF-149-PEMEX-2006.

El paquete de compresores de aire será común para alimentar a las unidades

ULSG-1, ULSG-2, URA-1, URA-2, así como la instrumentación requerida para las

instalaciones complementarias.

II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?

NO; la fecha de inicio de operaciones de las plantas Desulfuradoras de Gasolinas

Catalíticas (ULSG 1 y ULSG2), sus servicios Auxiliares e Integración de la

Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” se tiene programada para el primer semestre

del 2011.

En el anexo 2 se incluye el programa de obras y actividades.

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización

No se tienen considerados planes de crecimiento a futuro con respecto a las

plantas ULSG 1 y ULSG 2.



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II.1.4 Vida útil del proyecto

La vida útil estimada del proyecto es de 20 años

II.1.5 Criterios de ubicación

Para determinar la mejor ubicación para el desarrollo de este proyecto se tomaron

en cuenta las siguientes consideraciones:

• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.

• Accesibilidad al sitio.

• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las

necesidades operacionales del proceso, entre otros.

• Menor Impacto ecológico.

Por otro lado, debido a que estos proyectos serán parte del procesamiento de la

Refinería “Ing. Héctor Lara Sosa” no se consideraron otras alternativas de

selección del sitio fuera de la Refinería.

II.2 Ubicación del proyecto.

Las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y ULSG 2), sus

servicios Auxiliares e Integración estarán ubicadas dentro de los límites del predio

de la Refinería “Ing. Héctor Lara Sosa” de Cadereyta, N.L.

En el anexo 3 se incluye el “Plano de localización general de la Refinería “Ing.

Héctor Lara Sosa”, donde se muestra la ubicación de las plantas del proyecto.



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El terreno donde se instalarán las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica

(ULSG 1 y ULSG 2), sus servicios Auxiliares e Integración, se localizarán dentro

de la refinería que geográficamente se encuentra en la parte noreste del país. Coordenadas Geográficas de la Refinería.

FUENTE: carta topográfica la 1:50 000.San Juan G-14 C-27 INEGI (anexo 4)

Superficie total de la instalación: 4 895,000 m2

Superficie requerida para el desarrollo de la actividad: 29,931 m2

II.2.1 Descripción de accesos al sitio del proyecto (marítimo y terrestre).

II.2.1.1 Vías Férreas

La refinería de Cadereyta cuenta con acceso ferroviario (espuela de ferrocarril),

para labores de carga y descarga de productos materiales, que entronca con la vía

Monterrey-Reynosa, la estación cercan es la Benito Juárez. (Anexo 5)

II.2.1.2 Carreteras

La Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa se encuentra comunicada principalmente

mediante la Carretera Monterrey-Reynosa, Monterrey- Matamoros, (anexo 5)

II.2.1.3 Vías Aéreas

No existe aeropuerto cercano a la Refinería, no obstante en caso requerido se usa

el internacional de la Ciudad de Monterrey, a un tiempo aproximado de una hora

GRADOS SEGUNDOS

Latitud Norte 25° 35´ 16”

Longitud oeste 99° 56´ 27”



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de transporte, y dentro de las instalaciones de la refinería se cuenta con

helipuerto.

II.2.1.4 Actividades conexas.

El predio donde se localizará el proyecto se encuentra dentro de los límites de

batería de la Refinería, por lo que las actividades conexas que se desarrollan son

propias del proceso de refinación del petróleo crudo. 3.

II.2.2 Colindancias.

En el “Plano de localización general de la Refinería “Ing. Héctor Lara Sosa” con

colindancias a 500m, se muestran los puntos importantes de interés cercanos al

terreno donde se ubicarán las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica

(ULSG 1 y ULSG 2), sus servicios Auxiliares e Integración, se puede decir que los

puntos de mayor importancia son:

Las colindancias de los terrenos donde se ubicarán las plantas Desulfuradoras de

gasolina catalítica (ULSG 1 y ULSG 2), son las siguientes:

Planta ULSG 1





Planta ULSG 2





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Estas colindancias se observan en el plano de localización general (anexo 6)

No existen zonas vulnerables en los alrededores de las plantas Desulfuradoras de

Gasolina Catalítica (ULSG 1 y ULSG 2), sus servicios Auxiliares e Integración ya

que se localizan dentro de los terrenos de la Refinería.

La Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” cuenta actualmente con Licencia de Uso

de Suelo, Licencia Ambiental Única, Permisos de Descargas de Aguas residuales,

Permisos de Aprovechamiento de Aguas Nacionales.

Autorizaciones oficiales.

CONCEPTO No. DE AUTORIZACIÓN

Permiso de uso de suelo. EN TRAMITE

Número de Registro Ambiental (NRA) PRE671900941

Licencia Ambiental Única LAU-09/00567-2004

Permiso de descargas de aguas residuales. Arroyo Ayancual TP1, TP9 S6

Permiso de aprovechamiento de aguas nacionales del subsuelo

Convenio ejidatarios Río Ramos 2NVL10315024FMG R97

En el anexo 7 se incluyen copias de las autorizaciones oficiales con las que cuenta

la Refinería.

INDICE CAPITULO III

III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO .............. 61

III.1 Describir las Características del sitio o área seleccionada. ...... 61

III.1.1 Flora............................................................................................. 61

III.1.2 Fauna........................................................................................... 63

III.1.3 Suelo............................................................................................ 63

III.1.4 Geología y geomorfología............................................................ 65

III.1.5 Hidrología superficial y subterránea............................................. 69

III.1.6 Densidad Demográfica del Sitio................................................... 72

III.2 Características climáticas. ........................................................... 78

III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio) ................................ 78

III.2.2 Precipitación pluvial (mínima, máxima y promedio) ..................... 81

III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio) ................................ 82

III.3 Intemperismos severos ................................................................ 83

III.3.1 Fenómenos climatológicos .......................................................... 83

III.3.2 Sismicidad ................................................................................... 86

III.3.3 Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y

erosión 87



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III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO

III.1 Describir las Características del sitio o área seleccionada.

A continuación se describen las características biológicas y climatológicas del

Municipio de Cadereyta de Jiménez, sin embargo cabe aclarar que las plantas

desulfuradoras serán construidas dentro de los límites de batería de la Refinería

“Ing. Héctor R. Lara Sosa” formando parte de los procesos productivos de la

misma.

III.1.1 Flora

Cadereyta se localiza en la provincia fisiográfica de lomerío suave, con vegetación

predominante de tipo matorllas submontano.l La fitocenosis matorral submontano

incluye elementos florísticos subinermes que dominan el paisaje. En el estrato

superior se encuentran las especies Opuntia Leptocaulis (nopal), Acacia

Famesiana (huizache), Acacia Wrighti Benth (uña de gato) y el Prosopis

Glandulosa (mezquite) y el Celtispallida (granjeno).

El tipo de vegetación identificada incluye elementos florísticos subinermes que

dominan el paisaje. En el estrato superior (2.5 a 3.5) se encuentran las siguientes

especies: Zanthogyllum fagara, Pithecellobium pallens, Prosopis laevigata, Acacia

famesiana, Celtis laevigata, Ebenopsis ebano, Acacia rigidula, Bumelia

laguginosa.

En el estrato medio (1.5 a 2.5) se encontraron la siguientes especies: Cordia

boissieri, Condalia hookeri, Eretia elliptica, Celtis pallida, Acacia wrighti, Dyospiros



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texana, Forestiera angustifolia, Schaefferia cuneifolia, eysenhardtia texana, Croton

torreyanus.

En el estrato bajo (1.5), destacan las siguientes especies: Amarantus retroflexus,

Chenopodium dessicatum, karwinskia humboldtiana, Sorgum halepense,

Cenchrus echinatus, Cenchrus Ciliare, Helianthus annuus, Parthenium

Hysterophorus, Ipoema sp, Sida neomexicana, Rhynchelytrum roseum, Ziziphus

obtusolia, Opuntia lindeimeri, Opuntia Leptocaulis, Capsicum annuum, Solanum

Rostratum.

En el ecosistema Matorral submontano se identificaron un total de 48 especies

vegetales pertenecientes a 36 géneros y 21 familias, encontrando que las

especies reconocidas son nativas, casi en su totalidad. Asimismo, se consideraron

como especies exóticas o introducidas las siguientes: Cxenchrus cilians,

Rhynchelytrum rosseu, y Leucaena leucocephala.

La vegetación mencionada, corresponde a la representativa del Municipio de

Cadereyta Jiménez, en el predio donde se construirán las plantas desulfuradoras y

los servicios auxiliares necesarios para su operación, se encuentran especies

introducidas que corresponden a algunas acacias, ficus, fresnos y frambollanes de

reciente plantación, las cuales serán removidas a áreas de la Refinería

susceptibles de ser reforestadas, tales como áreas de estacionamiento, etc.

La información que aquí se presenta es información del municipio de Cadereyta

N.L., y el Estado de Nuevo León en general, cabe mencionar que el proyecto se

desarrollará dentro de los límites de la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa, por lo



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que la vegetación que será afectada es aquella que se sembró como reforestación

de la propia Refinería.

III.1.2 Fauna

Dentro de la fauna característica de la región podemos mencionar la siguiente:

En la sierra: pato real, huilota, paloma blanca, gato montés y venado de cola

blanca; en la llanura: pato de collar, chachalaca, tlalcoyote, jabalí, coyote, zorrillo,

liebre y correcaminos.

Cabe mencionar que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la

Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, por lo que no se encuentra ningún tipo de

especie representativa de la zona.

III.1.3 Suelo

El suelo de este municipio está constituido por los tipos llamados vertisol, regosol,

xerosol, feozem y castañozem, en su mayoría; y en menor grado rendzina, fluvisol,

litosol y cambisol.

En cuanto al uso potencial del suelo están dedicadas a la agricultura 59,773

hectáreas, a la ganadería 39,252 hectáreas y 288 comprenden áreas urbanas. La

tenencia de la tierra la ostenta la propiedad privada, en primer lugar, y en segundo

la tenencia ejidal.

De acuerdo a los datos de la Carta Edafológica 1:50,000, se resume el tipo de

suelo presente en el área en la siguiente tabla:



Página 64

Características del suelo en el área.

Límite del suelo

Profundidad Espesor en Cm

>100 51

Horizonte A.- Fuerte reacción al HCl, de textura media, en bloques subangulares,

suelo fino, de un desarrollo moderado tipo “mólico”

Horizonte B.- Fuerte reacción al HCl, de textura media y forma de bloques

subangulares, de tamaño medio y desarrollo moderado de abundante cantidad del

tipo “cámbico”.

III.1.3.1 Características Fisicoquímicas del suelo

Suelos Vertisoles.- Suelos con media y alta fertilidad, de textura arcillosa, son los

más profundos y evolucionados en la zona, pudiendo presentar problemas de

drenaje y con tendencia a la salinidad; cuando están secos se agrietan y cuando

húmedos son plásticos y pegajosos, lo cual presenta problemas para el manejo agrícola y riesgos a la ganadería y a las construcciones.

Suelos regosoles.- Se caracterizan por no presentar capas distintas. En general

son de tono claro. Se encuentran en las playas, dunas y, en mayor o menor grado,

en las laderas de las sierras, muchas veces acompañados de litosoles y de roca o

tepetate que aflora. Su fertilidad es variable, y su uso agrícola está condicionado

principalmente a su profundidad y a la pedregosidad que presenten. En este tipo

de suelo se pueden desarrollar diferentes tipos de vegetación.



Página 65

Suelos Xerosoles.- Se caracterizan por tener una capa superficial de tono claro y

muy pobre en humus, debajo de la cual puede haber un subsuelo rico en arcillas.

Muchas veces presentan manchas, polvo o aglomeraciones de cal a cierta

profundidad, así como cristales de yeso o caliche. Ocasionalmente son salinos. La

explotación del matorral se lleva a cabo en estos suelos, en especies como la

candelilla. Los xerosoles tienen baja susceptibilidad a la erosión, excepto cuando

están en pendientes o sobre caliche.

Suelos Castañozem.- Los suelos característicos son los castañozem, tienen una

capa superficial de color pardo, y su textura es de migajón arcillosa y arcillosa.

Son suelos profundos que descansan sobre furas capas de arcilla con contenidos

bajos de materia orgánica y acumulación de carbonatos de calcio en el subsuelo,

presentan baja susceptibilidad a la erosión, y son de regiones semiáridas

III.1.4 Geología y geomorfología

En el estado de Nuevo León afloran principalmente rocas sedimentarias de origen

marino (depósitos clásticos y químicos de edad mesozóica). Las rocas más

antiguas de Nuevo León son esquistos de edad precámbrica que afloran en el

área de Aramberri.

La mayor parte de las rocas que forman grandes estructuras plegadas (anticlinales

y sinclinales), que caracterizan a la Sierra Madre Oriental, son del Mesozóico. Los

depósitos más recientes están constituidos por conglomerados y suelos aluviales,

que pertenecen al Cuaternario.



Página 66

El estado de Nuevo León queda comprendido dentro de tres provincias: la Llanura

Costera del Golfo Norte, la Sierra Madre Oriental y la Gran Llanura de

Norteamérica.

El municipio de Cadereyta de Jiménez forma parte del la planicie costera del

Golfo, la cual abarca el norte y centro-este de Nuevo León y casi todo el estado e

Tamaulipas. Cadereyta se localiza en la región fisiográfica denominada Llanura

Costera del Golfo o Plano Inclinado, dentro de la subprovincia de llanuras y

lomeríos.

La parte de la subprovincia que se adentra en el Estado de Nuevo León ocupa

9,640 km2, en donde se encuentra integrado el territorio municipal de Cadereyta

Jiménez. En general la subprovincia está constituida por una sierra baja (las

mitras) y lomeríos suaves con bajadas y llanuras de extensión considerable.

Afloran en esta región, principalmente rocas sedimentarias y volcano

sedimentarias de las eras mesozoica (m) principalmente y cenozoica (C). Los

depósitos más recientes son suelos cuaternarios (Q) del cretácico superior

constituidos por lutitas; distribuidas dentro del territorio se encuentran franjas del

terciario superior formadas pro conglomerados del Plioceno (lpl) y suelos del

cuaternario (Q). Alo largo de la Sierra se determina una falla inversa en una franja

proveniente del jurásico superior, formada por lutitas y areniscas; la región en

general se encuentra cubierta por aluviones recientes de edad cuaternaria.

De manera que Cadereyta se encuentra en una zona de transición entre

afloramientos del cenozoico cuaternario y mesozoico terciario. El principal



Página 67

depósito litológico de la zona responde a rocas sedimentarias del período

mesozoico terciario conglomerado.

En el área que ocupa el municipio se encuentran depósitos de gravas

redondeadas y materiales fluviátiles; estos depósitos han sido conglomerados y

cementados de Reynosa, que probablemente vengan de la Era cuaternaria. Los

depósitos son de origen fluvial, aunque también afloran rocas de la formación

Méndez del Cretáceo Superior. Esta formación está constituida por lutitas

apizarradas y es muy susceptible a la erosión. Al norte de la cabecera municipal

se localizan las lutitas y conglomerados y, a lo largo del cauce del río Santa

Catarina, se localiza el depósito de material aluvial.

III.1.4.2 Topografía:

El municipio de Cadereyta de Jiménez tiene una altitud de 320 msnm, a excepción

de la región suroeste, que comprende un picacho de la sierra de la silla localizada

en la Hacienda “El Mezcal”, donde alcanza una altura aproximada a los mil metros.

Dentro de las elevaciones principales, se pueden señalar las siguientes: con 1,420

metros de altura, el Cerro el Pilón; las lomas El Fraile, El Gato y San Pedro, con

350 m.; las lomas La Barretosa y Buenavista, con 320 m.; las lomas El Mezquite y

El Resbaloso, con 310m y la Loma Larga, por último, con 300msnm.

De las 1,066 has que actualmente ocupa el área urbana de la ciudad de

Cadereyta, se estructuran en las siguientes pendientes promedio: de 0 a 5% 893.1

has. Que abarcan el 83.8% del total; del 5-10% de pendiente, 132.7 has sobre el

12.4% de la superficie y con pendiente mayor al 10% aproximadamente 40.2 has.



Página 68

Que representan el 3.7% restante. Lo que se considera como una superficie

predominantemente plana, favorable para la urbanización.

El suelo del municipio es irregular, aunque está formado por planicies más o

menos extensas, colinas, lomeríos y algunas pequeñas depresiones cercanas a la

cabecera municipal se encuentran otras protuberancias que con el paso del

tiempo se han ido poblando debido al aumento demográfico.

III.1.4.3 Fallas y fracturamientos

Las zonas que presentan algún tipo de riesgo y vulnerabilidad en el medio físico

natural, están por lo general referidas a zonas expuestas a erosión, zonas

inundables y zonas con fallas de origen geológico. Las primeras se localizan en la

región norte del municipio y se originan por el tipo de suelo, las condiciones casi

nulas de vegetación y por consiguiente vida silvestre, así como por la carencia de

recursos hidrológicos y posibilidades casi nulas de precipitación pluvial.

Las zonas expuestas a inundaciones se localizan principalmente en las laderas de

los ríos Santa Catarina y San Juan, presentando mayores riesgos en el cruce de

las ciudades, como es el caso de la ciudad de Cadereyta en el cual se identifican

todavía algunos asentamientos irregulares en las márgenes de los ríos; y en

algunas localidades como poblados de San Juan, Los palmitos y Santa Isabel.

Por último en las zonas pertenecientes a la sierra de la silla, se identifica a lo largo

de estas, en la parte más baja, una falla geológica de tipo inverso, que puede

representar riesgos para asentamientos humanos de toda índoles, obligando así a

autoridades y particulares, verificar las condiciones geológicas del sitio mediante



Página 69

los estudios correspondientes de mecánica de suelos para cualquier tipo de

instalaciones y desarrollos.

III.1.5 Hidrología superficial y subterránea

Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios

El municipio de Cadereyta pertenece a la cuenca del Río Bravo y a la subcuenca

del Río Bravo-San Juan:

La mayor parte de esta cuenca queda dentro del estado de Nuevo León.

Una de las corrientes principales es el Río San Juan, segundo afluente de

importancia del Bravo. Tiene como subcuencas intermedias: Presa Marte R.

Gómez, Río San Juan, Río Pesquería, Río Salinas, Río San Miguel, Río

Monterrey, Río Ramos y Río Pilón.

III.1.5.1 Hidrología superficial

Los principales ríos son el Santa Catarina, El salitre, el San Juan y el Ayancual; el

primero representa la corriente permanente de mayor afluencia en la zona. Al

mismo tiempo se unen otros afluentes de menor gasto y de naturaleza

intermitente.

De acuerdo a la carta geológica G14C36 del INEGI, para el río Santa Catarina se

aporta un volumen de escorrentía por unidad de tiempo de 103.23 millones de m3,

guante 13 años, con un máximo de 1082 y un gasto de 3.27 m3/seg y una carga

orgánica de 5.4 en cuanto a la demanda bioquímica de Oxígeno (DBO).



Página 70

Cuencas hidrológicas del Estado de Nuevo León



Página 71

Mapa de los principales ríos del Estado de Nuevo León (www.cna.gob.mx)



Página 72

III.1.5.2 Hidrología subterránea.

En cuanto a la hidrología subterránea destaca que el municipio se encuentra

clasificado casi en su totalidad como “Subexplotado”, considerando el potencial

actual de mantos acuíferos subterráneos, ya que parte del servicio actual de la

cabecera municipal se surte a través de 150 pozos aproximadamente, estando

casi en su totalidad fuera de la zona de veda.

Además de contar con la posibilidad al mediano y largo plazo de aumentar su

potencial de abastecimiento a través de la infraestructura de Presa del Cuchillo

colindante al sur de la zona urbana.

De acuerdo a la cartografía 1:250,000 actualizada del INEGI, hacia la parte

central, sur y sur oriente del municipio se localizan en una extensión considerable

del territorio zonas con material no consolidado que representan un rendimiento

potencial del 10 a 40 lps y el resto de la parte media sur del municipio, zonas con

materiales consolidados y no consolidados con un rendimiento aproximado inferior

a los 10lps.

III.1.6 Densidad Demográfica del Sitio

III.1.6.1 Dinámica de la población

Cadereyta Jiménez representa a nivel estatal en el año 2000, el 8vo. Lugar en

concentración poblacional del estado, antes de los municipios de Juárez y García

pertenecientes al Área Metropolitana de Monterrey; y el 1er lugar dentro de los

municipios no metropolitanos, con un total de 74,866 habitantes según el XII

Censo General de Población y vivienda del INEGI, además de posicionarse en el

8vo. Lugar estatal en población urbana con la ciudad de Cadereyta, con un total



Página 73

estimado de 60,000 habitantes considerándose como la ciudad con mayor

concentración demográfica fuera del área metropolitana.

III.1.6.2 Crecimiento y distribución de la población

La población del municipio se ha incrementado, según datos censales de 23,786

habitantes en 1950 a 24,354 habitantes en 1960 y 29,765 en 1970, derivando

tasas de crecimiento poco significativas en esos periodos del orden del 0.24% en

1950-1960 y del 2.1% en 1960-1970. Para 1980 la población se incrementó a los

45,147 habitantes ocasionando una tasa del 4.11% anual, situación generada

fundamentalmente por la construcción de la Refinería “Ing. Héctor R. R. Lara

Sosa”, influyendo no solamente en el aumento de la población de la ciudad capital

y del municipio, sino en su forma de vida inclusive. Crecimiento histórico de la Población Estatal y municipal.

Población

1950 1960 1970 1980 1990 1995 2000

Estado 740,191 1’078,848 1’694,686 2’513,044 3’098,736 3’537,792 3’826,240

AMM 723,737 1’254,691 2’011,936 2’573,527 2’997,710 3’236,604

(% total edo) 67.11 74.03 80.05 83.05 84.16 84.58

Municipio 23,786 24,354 29,765 45,147 53,582 62,440 74,866

Cd. de Cadereyta 5,566 8,036 13,573 26,546 34,292 45,157 60,000*

(%urbano) 23.4 32.99 45.6 58.79 63.99 72.32 80.14

Tasas de crecimiento

Estado 3.8 4.8 3.9 2.2 2.44 1.77

Municipio 0.24 2.1 4.11 1.77 2.75 4.34

(1) Censos de Población y vivienda correspondientes INEGI

* PLAN ESTATAL DE DESARROLLO URBANO NUEVO LEON, 2020 GOB EDO. NUEVO LEON SEDUOP.

OCT .1999



Página 74

III.1.6.3 Natalidad y mortalidad

• Natalidad

El cuadro siguiente presenta la Tasa Bruta de Natalidad tanto del estado de Nuevo

León como a nivel nacional, entre el período comprendido de 1997 al año 2001.

En la Tabla siguiente se presentan las tasas de mortalidad general por grupos

específicos de edad en Nuevo León y en el País de 1997 al 2001. La tasa de

mortalidad infantil en el año 2000 fue de 21.50%, mientras que el índice de

esperanza de vida fue de 0.86. Tasa bruta de natalidad estatal 1997-2001, comparada con el total nacional

Año Nuevo León Nacional

1997 20.4 23.9

1998 20.4 23.0

1999 24.0 28.2

2000 19.3 22.0

2001 18.7 21.1

Fuente: Secretaría de salud, Gobierno del Estado de Nuevo León.

• Mortalidad

En la siguiente tabla se muestra la tasa de mortalidad estatal comparada con el

total nacional.



Página 75

Tasa de mortalidad estatal 1997-2001, comparada con el total nacional

Grupos 1997 1998 1999 2000 2001

Nacio

nal

Esta

tal

Nacio

nal

Esta

tal

Nacio

nal

Esta

tal

Nacio

nal

Esta

tal

Nacio

nal

Esta

tal

General *1 4.7 4.4 4.6 4.3 4.5 4.2 4.5 4.2 4.4 4.1

Infantil *2 16.3 13.0 15.8 13.1 14.6 11.2 14.6 11.6 16.9 11.3

Preescolar*3 1.1 0.6 1.0 0.6 0.9 0.5 0.9 0.5 0.8 0.5

Escolar*4 3.7 2.7 3.5 2.9 3.4 2.2 3.4 2.5 3.2 2.4

En edad productiva*5

2.9 2.3 2.9 2.4 2.8 2.3 2.8 2.3 2.6 2.2

En edad pos-productiva*6

51.0 53.9 48.5 48.7 47.6 48.1 47.6 46.8 45.2 46.8

Materna *7 4.7 2.4 5.3 2.8 5.3 2.8 5.1 3.5 5.9 1.9

Fuente. INEGI y Secretaría de Salud, Gobierno del Estado de Nuevo León

*1 Tasa por 1,000 habitantes

*2 Tasa por 1,000 nacidos vivos




*6 Tasa por 1,000 habitantes de 65 y más años

*7 Tasa por 10,000 nacidos vivos registrados.

III.1.6.4 Migración

• Emigración interna

En el 2000 salieron del estado de Nuevo León 66 925 personas para vivir en otra

entidad.



Página 76

• Inmigración interna

En el 2000 llegaron de otras ciudades a vivir al estado de Nuevo León 128 902

personas.

• Emigración internacional

Al 2000, 33 066 habitantes de Nuevo León se fueron de esta entidad para vivir en

Estados Unidos de América; esto significa nueve de cada 1 000 personas. El

promedio nacional es de 16 de cada 1 000. (FUENTE: INEGI. XII Censo General de Población

y Vivienda 2000. Base de datos de la muestra censal. México. 2001)

III.1.6.5 Población económicamente activa

Para 1990, la población económicamente activa en la cabecera municipal es de

17,099, encontrándose ocupada el 97.09% en el sector primario labora el 19.59%,

en el sector secundario el 44.76% y en el terciario el 29.49%. La población

económicamente inactiva es del 38.42% de la población en esa área. El municipio

forma parte del área geográfica C, que para fines salariales se ha dividido nuestro

país con un salario mínimo general de $ 29.70, como cantidad mínima que debe

recibir en efectivo para los trabajadores, por jornada ordinaria de trabajo.

III.1.6.6 Factores socioculturales

• Sistema cultural

El 60% de la población del municipio tiene la característica de estar en el rango de

15 años y mas y ser alfabeta, el 3.73% de esas es analfabeta, mientras que el

4.50% no tiene instrucción y un 15.72% declaro tener primaria completa.



Página 77

En la siguiente tabla se muestra la población de 8 a 14 años y porcentaje de la

misma que sabe leer y escribir para el Estado de Nuevo León según sexo, 2000 y

2005. Población de 8 a 14 años y porcentaje que sabe leer y escribir para el Estado de Nuevo León (2000 y 2005)

2000 2005

Población de 8 a 14 años Saber leer y escribir Población de 8 a 14 años Saber leer y escribir

Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres

507,057 257 313 249 744

98.6 98.4 98.8 534,816 271,891 262,925 98.8 98.6 98.9

Cifras correspondientes a las siguientes fechas censales: 14 de febrero (2000) y 17 de octubre (2005).

INEGI. XII Censo General de Población y Vivienda 2000.


En la siguiente tabla se muestra la población analfabeta de 15 años y más para el

municipio de Cadereyta Jiménez.

Población de 15 años y más años y porcentaje de alfabetismo para el municipio de Cadereyta Jiménez, 2005.

Municipio Población de 15 años y más Alfabeto (%)

Cadereyta Jiménez 52,114 95.5




Página 78

III.2 Características climáticas.

III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio)

• Tipo de clima

Es seco estepario, muy cálido, con temperatura media anual de 23ºC. En días de

verano alcanza los 44ºC y en invierno desciende hasta los 5ºC (bajo cero). Las

lluvias son más abundantes principalmente en el sur y sureste, registrándose con

mayor sucesión de agosto a enero; por lo general de febrero a mayo son ligeras

lloviznas y raras veces aguaceros torrenciales; la precipitación pluvial media anual

es de 601 a 800 milímetros.

Los vientos que predominan son del este al noreste en marzo y abril, del sur y

sureste en julio y agosto y del norte de septiembre a febrero.



Página 79

Climas en el estado de Nuevo León

.



Página 80

Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)


2007 17.0 23.3 27.5 29.0 31.0 33.9 32.3 33.5 31.7 30.7

2006 24.7 24.4 29.8 33.9 32.8 35.6 35.7 36.1 31.1 28.8 25.4 20.4 29.9

2005 20.9 20.7 22.6 25.4 27.2 29.2 27.9 26.3 26.0 23.8 21.7 19.6 24.3

2004 18.8 20.6 23.6 26.0 28.1 27.6 27.6 27.5 26.1 26.0 22.3 19.6 24.5

2003 19.9 22.5 25.6 28.0 31.1 29.3 27.3 27.1 25.1 24.2 23.0 20.1 25.3

2002 21.8 21.4 26.0 29.3 29.9 29.3 28.1 28.8 27.0 26.5 22.3 21.1 26.0

2001 20.3 24.0 24.4 29.3 31.1 33.2 33.8 33.6 29.4 27.3 23.9 21.5 27.7

Temperatura media promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)


2007 11.5 15.7 20.1 22.0 24.9 27.3 26.5 27.3 25.9 23.4

2006 15.6 16.4 22.0 25.6 24.9 27.8 28.4 28.6 24.7 22.7 18.1 13.3 22.3

2005 12.6 13.2 14.3 16.3 18.4 20.2 19.3 18.6 18.1 16.5 13.7 11.9 16.1

2004 11.4 12.4 15.6 17.1 19.0 19.3 19.2 19.1 18.3 17.5 14.3 11.6 16.2

2003 11.9 14.2 16.2 18.7 21.2 20.5 19.3 18.8 17.8 16.3 14.8 11.6 16.8

2002 13.1 13.3 16.8 19.8 20.5 20.5 19.9 20.0 18.7 18.3 14.3 12.8 17.3

2001 13.4 16.4 17.7 20.0 19.5 19.2 19.0 18.6 17.9 16.1 15.3 14.9 17.4



Página 81

Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Nuevo León °C (2001-2007)


2007 5.9 8.2 12.8 14.9 18.7 20.7 20.8 21.3 20.0 16.3

2006 6.5 8.3 14.1 17.4 16.9 19.9 21.1 21.1 18.3 16.5 10.8 6.2 14.8

2005 4.4 5.7 6.1 7.3 9.6 11.1 10.8 11.0 10.2 9.2 5.8 4.2 8.0

2004 3.9 4.3 7.6 8.3 9.8 11.0 10.7 10.8 10.6 9.1 6.2 3.6 8.0

2003 3.8 6.0 6.7 9.4 11.3 11.6 11.3 10.5 10.6 8.4 6.6 3.2 8.3

2002 4.3 5.1 7.6 10.2 11.0 11.6 11.8 11.3 10.4 10.1 6.3 4.5 8.7

2001 6.4 8.7 9.3 14.1 15.2 16.9 17.5 17.6 15.9 12.5 10.2 6.9 12.6

Fuente : servicio meteorológico nacional, Comisión Nacional del Agua. www.smn.cna.gob.mx

III.2.2 Precipitación pluvial (mínima, máxima y promedio)

En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005

Precipitación media anual



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Precipitación media estado de Nuevo León periodo 1941-2005

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL

20.1 17.8 18.7 36.3 59.3 71.0 58.6 84.4 132.8 67.4 19.5 16.2 602.2

Precipitación promedio mensual en el Estado de Nuevo León(mm) (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2007 28.1 16.0 7.6 43.9 130.3 103.3 114.6 122.1 105.2 15.8 10.8

2006 2.1 8.6 14.9 21.7 59.1 29.4 83.4 52.0 217.5 55.5 30.8 39.3

2005 18.1 83.7 30.6 12.8 78.9 4.5 329.9 31.9 67.5 235.8 16.1 9.4

2004 14.2 12.2 85.3 123.9 27.7 68.2 50.1 97.7 269.3 62.0 16.1 3.5

2003 26.6 7.7 13.8 18.1 68.3 79.4 68.7 80.2 228.1 140.3 17.7 15.4

2002 2.3 5.9 10.1 11.7 18.1 55.6 130.5 29.1 310.4 114.9 11.9 1.4

2001 14.0 16.6 22.0 25.8 41.4 57.6 41.2 61.0 213.0 41.0 49.6 6.9

Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.

III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio)

En cuanto a los vientos se tienen los siguientes datos:

Vientos reinantes: SO-NO

Vientos dominantes: NO-SO

Velocidad máxima promedio: 107 km/hr

Velocidad máxima de vientos dominantes: 150km/hr

En el área de estudio, el viento que se presenta con mayor frecuencia (en una

proporción de 76.5%) en un año proviene del noreste a una velocidad media de

2.4 m/s; en menor proporción se presentan los vientos provenientes del norte

(19.5%), con una velocidad media de 2.4 m/s, le siguen los provenientes del



Página 83

sureste (1.9%), con velocidad media 3 m/s, los del este (1.3%), con una velocidad

media de 2.5 m/s y por último los de noreste (0.2%), con una velocidad media de

3.0 m/s; además en esta región se presenta una frecuencia de calmas de 0.6%.

De forma estacional el viento que se presenta con mayor frecuencia sigue siendo

el proveniente del noreste, variando con una proporción de 71.3% (enero a

marzo) a 82.2% (julio a septiembre) y una velocidad media de 2.3 m/s (julio a

diciembre) a 2.6 m/s (enero a marzo); en menor proporción se presentan los

vientos provenientes del norte variando de 15% (abril a junio) a 24.5% (enero a

marzo), con una velocidad media que va de 2.2 m/s (octubre a diciembre) a 2.5

m/s (enero a marzo).

III.3 Intemperismos severos

III.3.1 Fenómenos climatológicos

III.3.1.1 Heladas:

Muy esporádicas, existiendo la posibilidad de que ocurran en los meses de enero,

febrero, noviembre y diciembre. No obstante, en octubre se presentan

ocasionalmente heladas tempranas y en marzo heladas tardías. La frecuencia en

los climas semicálidos y cálidos de la Llanura Costera del Golfo Norte y de la SMO

es de cero a 20 días al año, debido básicamente al régimen térmico elevado que

solo permite la presencia de dichos fenómenos en los meses de diciembre y

enero, distribuidos de manera irregular.

III.3.1.2 Granizadas:

La frecuencia en la región se localiza en el rango de cero a dos días al año. Su

distribución es muy irregular y no guarda un patrón de comportamiento definido.



Página 84

En las zonas con climas muy secos, secos y semisecos, este fenómeno es

inapreciable.

III.3.1.3 Nevadas:

Su distribución es muy irregular y no cuentan con un comportamiento definido, sin

embargo, su ocurrencia es de cada tres o cuatro años aproximadamente.

III.3.1.4 Sequías:

Es otro fenómeno climatológico al que es muy vulnerable prácticamente todo

Nuevo León, siendo una de las entidades federativas que sufrieron el mayor

número de sequías anuales durante 1979-1988, ocho años de ocurrencia en el

periodo.

III.3.1.5 Nortes:

Durante el invierno, la temperatura es muy fría sobre la zona norte de Estados

Unidos y sur de Canadá. Al enfriarse, el aire se torna muy pesado y ocasiona

centros de alta presión atmosférica, los cuales se desplazan hacia el sur y

provocan las llamadas ondas frías en la Altiplanicie Mexicana. El aire polar

también fluye hacia los centros de baja presión que se forman sobre los mares,

que al pasar sobre las aguas del Golfo de México recoge humedad y se calienta,

llegando a las costas mexicanas como aire polar modificado, pero aún

conservando una temperatura menor que la del aire que priva en esos lugares. De

esta forma, produce un descenso en la temperatura y lluvias sobre las montañas

de la parte oriental de la República Mexicana. A los vientos generados por este

aire se le conocen como: “Nortes”.



Página 85

III.3.1.6 Huracanes:

La frecuencia de huracanes corresponde a uno cada tres años en los últimos 100

años. El Atlas Nacional de Riesgos establece, tanto al centro como al norte del

Estado, como una zona afectable por perturbaciones ciclónicas tropicales a lo

largo del año.

La siguiente figura esquematiza los huracanes y las tormentas tropicales que han

penetrado en el Estado históricamente, de acuerdo al Plan de contingencias de

fenómenos hidrometeorológicos para la temporada de lluvias 2006, desarrollado

por el Gobierno del estado de Nuevo León.

Esquema de huracanes y tormentas tropicales que más han afectado al estado

de Nuevo León, de acuerdo a registros históricos.



Página 86

III.3.2 Sismicidad

La República Mexicana se encuentra dividida en cuatro zonas sísmicas. Esto se

realizó con fines de diseño antisísmico. Para realizar esta división (Figura 1) se

utilizaron los catálogos de sismos de la República Mexicana desde inicios de siglo,

grandes sismos que aparecen en los registros históricos y los registros de

aceleración del suelo de algunos de los grandes temblores ocurridos en este siglo.

Estas zonas son un reflejo de que tan frecuentes son los sismos en las diversas

regiones y la máxima aceleración del suelo a esperar durante un siglo. La zona A,

que es a la que pertenece el área de estudio, es una zona donde no se tienen

registros históricos de sismos, no se han reportado sismos en los últimos 80 años

y no se esperan aceleraciones del suelo mayores a un 10% de la aceleración de la

gravedad a causa de temblores.

En la figura siguiente se muestra la distribución de las zonas sísmicas en la

República Mexicana



Página 87

Zonas sísmicas de la República Mexicana.

III.3.3 Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y

erosión

Dentro del predio de la Refinería no existen cuerpos de agua superficiales.

INDICE CAPITULO IV

IV. INTEGRACION DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN

LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.............................................. 88

IV.1 Programa de Desarrollo municipal .................................................. 88

IV.2 Programa de Desarrollo Urbano Estatal.......................................... 89

IV.2.1 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2009 ............................................. 89

IV.2.2 Plan Estatal Ecológico ..................................................................... 93

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo ............................................................. 96

IV.4 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas. 99

IV.4.1 Áreas Naturales protegidas de carácter federal............................... 99

IV.4.2 Áreas Naturales Protegidas de carácter estatal............................. 102



Página 88

IV. INTEGRACION DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN LOS

PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO

IV.1 Programa de Desarrollo municipal

Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es

propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la

población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir el

crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas

vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio

ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la

libertad municipal.

Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Cadereyta de Jiménez N.L.

desarrolló un Plan Municipal de Desarrollo 2006-2009, en el cuál se mencionan

todas las problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe

mencionar que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia

de la Refinería, y por consiguiente los proyectos nuevos de la construcción de las

plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los rubros social y

económico.

Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que

toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:



Página 89

• Objetivo 4

Estrategia “Impulsar el Mejoramiento Económico de Nuestros Ciudadanos y Sus

Familias”

Haremos la promoción necesaria de las ventajas de nuestro Municipio para la

instalación de nuevas empresas, con el fin de atraer inversiones que aumenten las

oportunidades de empleo.

Promoveremos el aprovechamiento integral y optimo de los programas estatales y

federales de apoyo a las industrias y al campo entre nuestros ciudadanos,

dándoles la asesoría y el apoyo necesario.

Simplificaremos los trámites y apoyaremos a quienes quieran abrir nuevos

negocios en nuestra comunidad.

Daremos asesoría y capacitación para que se inicien nuevas empresas, pequeñas

y medianas, y se fortalezcan las ya existentes.

IV.2 Programa de Desarrollo Urbano Estatal

IV.2.1 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2009

Como parte de las estrategias que persigue el gobierno del estado de Nuevo

León, el plan estatal de desarrollo 2004 – 2009 se rige en 7 grandes temas que

son considerados como fundamentales para el gobierno, los cuales se enuncian a

continuación:

Por un gobierno humanista, democrático, competitivo y con resultados



Página 90

Por un Nuevo León seguro y con justicia para todos

Por un Nuevo León próspero y de oportunidades

Por un Nuevo León justo y solidario con los que menos tienen

Por un desarrollo ordenado y sustentable

Por una finanzas sanas y un auténtico federalismo

Proyectos Estratégicos para el desarrollo económico de Nuevo León

Como es de todos conocido el estado de Nuevo León es uno de los de mayor

impulso económico en el país con una alta generación de empleos y pujante

economía, sin embargo el gobierno del estado preocupado por la generación de

empleos bien remunerados que sostengan el crecimiento económico del estado

plantea las estrategias de desarrollo en el punto por un Nuevo León prospero y

con oportunidades, bajo estas directrices se plantean las siguientes estrategias y

líneas de acción como son la promoción de ventajas que el estado ofrece para el

desarrollo de empresas y oportunidades de negocio. El desarrollo del proyecto

para la instalación y puesta en marcha de las plantas desulfuradoras será un

importante detonador para la generación de empleos y la generación y apertura de

empresas los cuales se generarán desde las mismas etapas de planeación y

diseño hasta las etapas de construcción y puesta en marcha sin olvidar el

mantenimiento de la misma, por este motivo que el objetivo 1 (Generación de

empleos y crecimiento económico) como parte de las estrategias de crecimiento

se ven adecuadamente reflejadas en la construcción del proyecto que nos ocupa.

Por otra parte como estrategia de crecimiento productivo se tiene el lineamiento de

promover las industrias y empresas que cuenten con características de alta

tecnología entre las que se incluya la “tecnología verde y gestión ambiental” como

parte fundamental de sus componentes, en este sentido las plantas



Página 91

desulfuradoras de gasolinas tendrán estas características al reducir de manera

importante el porcentaje de azufre en las gasolinas que se consumirán en los

próximos años en el país.

Otra de las estrategias importantes en el desarrollo del presente plan entre otros

puntos es el de la formación y desarrollo sindical dando impulso a la promoción de

esquemas de apoyo a la capacitación sindical del estado y diseñando y

promoviendo acciones de capacitación, calidad, seguridad e higiene para los

trabajadores, en este sentido el desarrollo del proyecto de las plantas

desulfuradoras de gasolinas catalíticas se encuentra alineado con las estrategias

del desarrollo sindical ya que la construcción y la operación de la planta acarreara

capacitación a los trabajadores sindicalizados y elevará los estándares de calidad

de los productos que en la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa se producen.

Otra de las estrategias importantes es la del objetivo 5 referente a la innovación

tecnológica, conocimiento y competitividad empresarial, como parte de las

estrategias del objetivo antes mencionado es la del fomento de la innovación y

desarrollo tecnológico y la creación de capital intelectual, lo que se alinea a la

nueva tecnología de desulfuración de gasolinas, lo que generará conocimientos

importantes y desarrollo de capital intelectual no solo para el estado sino para todo

el país.

El impulso de nuevas alternativas de comunicación y asociación entre organismos

empresariales, universidades y gobierno para diseñar y operar mecanismos de

apoyo a la competitividad empresarial es otra de las coincidencias del proyectos

con los ordenamientos del Plan estatal de desarrollo ya que se han establecido y



Página 92

se cuenta con los mecanismos para lograr los consensos de grupos entre la

paraestatal en este caso Pemex Refinación y las universidades públicas en este

caso la Universidad Autónoma de Nuevo León, prueba de ello es el desarrollo del

presente proyecto.

• Desarrollo Ordenado y Sustentable

Como parte de las estrategias definidas dentro del tema del desarrollo ordenado y

sustentable, se tiene entre otros objetivos como Objetivo No. 2, la promoción de

un sistema de vialidad y transporte eficiente y competitivo, que tiene como visión

global el lograr un sistema de vialidad y transporte que brinde servicios modernos,

eficientes, seguros y de alta calidad para el traslado de personas y bienes. Como

parte de estos objetivos se tiene la meta de contar con sistemas amigables de

transporte de personas, bienes y mercancías que sea seguro, eficiente, ecológico

y competitivo en sus distintas modalidades, estos objetivos y estrategias se

ajustan de manera concreta al proyecto que nos ocupa debido a la producción de

combustibles con menores porcentajes de azufre en peso lo que incidirá de

manera importante en la reducción de emisiones de este elemento como parte de

las emisiones por la combustión de los vehículos automotores.

Uno de los objetivos más relevantes dentro del rubro de desarrollo ordenado y

sustentable es el objetivo No. 4 que habla del establecimiento de una nueva

cultura para la protección del ambiente y de los recursos naturales, las estrategias

y líneas de acción más importantes de este objetivo en particular es el de la

protección del medio ambiente y los recursos naturales mediante el diseño de

instrumentos jurídicos de vanguardia, en este sentido el proyecto de la



Página 93

construcción y puesta en operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas surge precisamente en respuesta del cumplimiento de la norma NOM-

086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 “Especificaciones de los combustibles para la

protección ambiental” que a pesar de que dicha norma es a nivel federal se alinea

con las estrategias establecidas en este rubro en particular.

Otro de los puntos relevantes es la estrategia del fortalecimiento del control de las

actividades generadoras de contaminantes; en este sentido las plantas

desulfuradoras de gasolinas catalíticas contarán con tecnología de punta en

materia de control de las emisiones a la atmósfera amén de que el producto que

se pretende generar ayudará a la reducción de emisiones de azufre de las fuentes

móviles, adicionalmente de que se contará con todos los permisos y análisis para

un adecuado control durante su etapa de operación.

En referencias a las estrategias del uso racional del agua y de la generación

ordenada de los residuos y del reciclaje, la refinería de Cadereyta cuenta con

sistemas integrados de seguridad y medio ambiente, los que regulan los aspectos

ambientales de sus actividades productos y/o servicios.

IV.2.2 Plan Estatal Ecológico

El estado de Nuevo León cuenta con el Plan Estatal de Medio Ambiente 1995-

2020 debido al amplio proceso de expansión que el estado pero particularmente la

zona conurbada de la Ciudad de Monterrey ha experimentado en los últimos años,

el crecimiento industrial, urbano y en población se ha incrementado de manera tal

que se ha considerado que el área Metropolitana de la Ciudad de Monterrey se

considera como el segundo centro urbano-industrial del país. Para satisfacer las



Página 94

crecientes demandas de consumo se han establecido prácticas técnicamente

avanzadas que, sin un control ambiental adecuado, degradan e incluso afectan de

manera irreversible los recursos naturales del estado.

El Plan Estatal de Medio Ambiente 1995-2020 encuentra su fundamento jurídico

en la Constitución Política Federal (Artículo 115), la Constitución Política del

Estado de Nuevo León (Artículo 85, fracción X), la Ley Orgánica para la

Administración Pública del Estado de Nuevo León (Artículo 8), la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (Artículo 6,fracción II) y la Ley del

Equilibrio Ecológico y de Protección al Ambiente del Estado de Nuevo León

(Artículo 6, fracción II).

Como parte de los Objetivos y metas estratégicas del Plan Estatal de Medio

Ambiente se desprende el objetivo general y los objetivos específicos que son los

que se indican a continuación:

• Objetivo General:

Prevenir y controlar el deterioro del ambiente y conservar los recursos naturales

mediante acciones estratégicamente planeadas y coordinadas para lograr un

desarrollo económico y social sustentable

• Objetivos específicos:

A) Mejorar los niveles de cumplimiento de la legislación ambiental

mediante la ampliación de las acciones de inspección y vigilancia y la

implementación de sistemas de compensación por cumplimiento.

B) Promover regulaciones e incentivos económicos orientados a la

creación y desarrollo de infraestructuras ambientales.



Página 95

C) Hacer del ordenamiento ecológico del estado la pauta del desarrollo

regional y urbano según la vocación natural del suelo.

D) Desarrollar y consolidar la gestión de las áreas naturales protegidas.

E) Iniciar acciones para la conservación de la biodiversidad.

F) Implementar el Programa de Administración de la Calidad del Aire

para el estado.

G) Controlar y prevenir la contaminación del agua, preservando su

calidad y promoviendo su óptimo aprovechamiento y su máximo

reuso.

H) Impulsar la minimización, reutilización, tratamiento y disposición final

adecuada de todo tipo de residuos según la competencia legal

conferida al estado.

I) Reforzar el desarrollo de la investigación científica y tecnológica y su

orientación hacia la solución de los problemas regionales prioritarios

de prevención y control del deterioro ambiental y de conservación de

los recursos naturales.

J) Asegurar la participación ciudadana orientada y objetiva en la

vigilancia, mejoramiento y protección del ambiente.

K) Ampliar la cooperación internacional y promover la obtención de

fuentes de financiamiento en busca del desarrollo sustentable del

estado.

Los objetivos metas y estrategias del Plan Estatal de Medio Ambiente fueron

divididas en varias áreas prioritarias entre los que se encuentran:

Las área naturales protegidas, flora y fauna.



Página 96

Medio físico

• Contaminación del aire

• Contaminación del agua

• Contaminación del suelo

• Contaminación por ruido

Gestión ambiental

• Ordenamiento ecológico

• Impacto y riesgo ambiental

• Marco legal

Estos son los puntos que se consideran como de mayor relación con el proyecto

que nos ocupa y que tienen relación directa con el mismo, se tendrán controles

apegados a las regulaciones federales, estatales y municipales en materia de

protección al ambiente con la finalidad de que el desarrollo de dicho proyecto

impacte en la medida de lo posible de menor magnitud a los ecosistemas y los

alrededores de la zona del proyecto, por otra parte y en materia de prevención se

compartirá la información que se considere conveniente para realizar de a

protección ambiental.

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo

El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y viable

para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas, realistas y,

sobre todo, responsables.

Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:



Página 97

• Estado de derecho y seguridad

• Economía competitiva y generadora de empleos

• Igualdad de oportunidades

• Sustentabilidad ambiental

• Democracia efectiva y política exterior responsable.

Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro del

rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan

Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el

petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a

precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares

de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan elevar la

eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena productiva.

La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante

en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido

significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el país

fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de

oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor

eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable

realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto

ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la

introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos



Página 98

que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y

responsabilidad ambiental.

Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se

mencionan las siguientes:

• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas,

la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento

en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo

de plantas procesadoras de productos derivados y gas.

• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las

medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en

especial de crudos pesados.

Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10 del

Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero. Y como estrategia 10.3:

• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de

emisiones vehiculares.

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer

incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la



Página 99

renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para impulsar

ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen a

incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de

CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas periódicos y sistemáticos

de inspección y mantenimiento vehicular, así como sistemas eficientes de

trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.

Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el

Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de alta

tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir

gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación

ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.

IV.4 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas.

El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería “Ing. Héctor R.

Lara Sosa”, sin alterar o interactuar ninguna área natural protegida.

IV.4.1 Áreas Naturales protegidas de carácter federal

En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por la

federación:

Parques Nacionales 2

Monumentos Naturales 1

Como puede observarse en todo el territorio del estado de Nuevo León, se cuenta

con tres áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las siguientes

categorías:



Página 100



Cumbres de Monterrey Parque Nacional 177,396ha 17-nov-00

El Sabinal Parque Nacional 8 ha 25-ago-38

El Cerro de la Silla Monumento Natural 6,039 ha 26-abr-91

Áreas Naturales Protegidas decretadas por la federación



Página 101

• Parque Nacional Cumbres de Monterrey Con una extensión de 177,395.95 Ha el Parque Nacional Cumbres de Monterrey se

localiza en la zona oeste-centro del Estado de Nuevo León, en colindancia con el Estado

de Coahuila, en la Sierra Madre Oriental, donde las formas predominantes son las

montañosas con algunas zonas planas; dentro de la región se encuentra una

biodiversidad que va desde zonas áridas con especies propias de las regiones desérticas,

pasando por matorrales con diversos tipos de vegetación y asociaciones, hasta bosques

principalmente e pinos y encinos en las partes más altas, así como pastizales y

diversas composiciones florísticas a lo largo de los ríos y cañadas.

• Parque Nacional El Sabinal

Uno de los parques nacionales más pequeños de México, se ubica en el Municipio

de Cerralvo, su ecosistema principal es Bosque de Galería con una superficie de 8

ha, paseo tradicional de las familias de la región; actividades de expresión de

educación ambiental, actualmente administrado por el Patronato Cerralvo, A.C.

• Monumento Natural Cerro de la Silla

Ubicado al sureste de la ciudad de Monterrey y con una superficie de 6039.5 ha,

con ecosistemas de bosque de encino y matorral xerófilo y pastizal El cerro de la

silla es considerado histórica y culturalmente como símbolo representativo de la

entidad. El área se encuentra dentro de la provincia fisiográfica de la Sierra Madre

Oriental y forma parte de la Sierra Cerro de la Silla ubicada al sureste de la ciudad

de Monterrey. Es un ecosistema representativo de las zonas semiáridas del país y

puede ser utilizado para educación ambiental de la población de Monterrey.



Página 102

IV.4.2 Áreas Naturales Protegidas de carácter estatal

Un Área Natural Protegida (ANP) representa una zona del territorio estatal dentro

de la cual, por decreto del gobernador, se llevan a cabo acciones de conservación,

protección y, dado el caso, de recuperación de los valores biológicos, ecológicos y

físicos dentro de la misma, para asegurar de este modo la continuidad de sus

procesos naturales para las generaciones actuales y las futuras. Cada una de

estas áreas cuenta con un valor específico ya sea natural y/o cultural.

En el decreto emitido por el ejecutivo Estatal el 24 de noviembre de 2000, se

determinaron 23 Áreas Naturales Protegidas dentro del Estado de Nuevo León,

creándose el Sistema Estatal de Áreas Naturales Protegidas, el cual se encarga

del manejo y conservación de las mismas; adicionalmente en el decreto publicado

el 14 de enero de 2002 se incluyeron dentro del Sistema 3 áreas más para

proteger poblaciones de perrito de la pradera ( Cynomys mexicanus ) en Galena; y

el día 1 de octubre del 2003 se redelimitó el ANP Cerro Picachos para ampliar su

protección, creándose el ANP Sierra Picachos.

En la siguiente tabla, se enumera las 27 Áreas Naturales Protegidas, los

municipios que abarcan y su superficie:

Áreas Naturales protegidas decretadas por el Estado



Trinidad y Llano Salas Zona sujeta a conservación Ecológica

1,972.28 24-Nov-2000

La trinidad Zona sujeta a conservación Ecológica

132.36 24-Nov-2000



Página 103



San Juan y Puentes Zona sujeta a conservación Ecológica

21.66 24-Nov-2000

Sandia El Grande Zona sujeta a conservación Ecológica

1,902.74 24-Nov-2000

Acuña Zona sujeta a conservación Ecológica

1,228.38 24-Nov-2000

El refugio de Apanaco Zona sujeta a conservación Ecológica

815.31 24-Nov-2000

Cerro El Peñón Zona sujeta a conservación Ecológica

103.39 24-Nov-2000


18.30 24-Nov-2000


844.54 24-Nov-2000

Las Flores Zona sujeta a conservación Ecológica

81.99 24-Nov-2000

San Elías Zona sujeta a conservación Ecológica

653.92 24-Nov-2000

Cañón Pino del Campo Zona sujeta a conservación Ecológica

2,567.21 24-Nov-2000

Vaquerías Zona sujeta a conservación Ecológica

1,121.27 24-Nov-2000

Santa Marta de Abajo Zona sujeta a conservación Ecológica

27.18 24-Nov-2000

Sierra Picachos Zona sujeta a conservación Ecológica

75,852.55 24-Nov-2000

Cerro El Potosí Zona sujeta a conservación Ecológica

989.38 24-Nov-2000



Página 104



Sierra Corral de los Bandidos


1,175.01 24-Nov-2000

Cerro La Mota Zona sujeta a conservación Ecológica

9,432.26 24-Nov-2000

Sierra El Fraile y San Miguel Zona sujeta a conservación Ecológica

23,506.36 24-Nov-2000

Cerro el topo Zona sujeta a conservación Ecológica

1,093.30 24-Nov-2000

Sierra Cerro de la Silla Zona sujeta a conservación Ecológica

10,620.37 24-Nov-2000

Baño de San Ignacio Zona sujeta a conservación Ecológica

4,225.40 24-Nov-2000

La Trinidad Zona sujeta a Conservación Ecológica

3,282.60 14-ene-2002

Llano La Soledad Zona sujeta a Conservación Ecológica

7,607.00 14-ene-2002

La Hediondilla Zona sujeta a Conservación Ecológica

4,381.90 14-ene-2002

Cerro del Obispado Parque Urbano 13 14-jun-2005

Fuente: Gobierno del Estado de Nuevo León.

Con un gran total de Hectáreas protegidas del Estado de Nuevo León de

157,386.88.



Página 105

Áreas Naturales protegidas de carácter estatal.

Fueron seleccionadas áreas que representaran los 19 tipos de vegetación

existentes en nuestra entidad en sitios en los cuales esta vegetación se encontrara

en buen estado de conservación, como resultado de este estudio se describieron

23 áreas susceptibles de conservación en el Estado, las cuáles una vez

reagrupadas por continuidad geográfica derivaron en 18 áreas; paralelamente

surgieron las propuestas de 4 áreas adicionales cuyo criterio de selección fue el



Página 106

de representar y conservar las montañas dentro de nuestra Área Metropolitana;

finalmente se pensó en incluir el único ecosistema de pantano o humedal presente

en el Estado, por lo que se decretó el área conocida como "Baño de San Ignacio".

En decreto posterior se incluyeron 3 áreas dentro del municipio de Galeana para la

protección de los perritos llaneros ( Cynomys mexicanus ) y especies asociadas,

para concluir así con un total de 26 ANP's en el Estado.

Resulta importante mencionar que el Sistema Estatal de Áreas Naturales

Protegidas representa una opción para la conservación de otros sitios que reúnan

las características necesarias y deban ser incluidos en este sistema en un futuro.

INDICE CAPITULO V

V DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ............................................................. 107

V.1 Bases de Diseño ............................................................................. 107

V.1.1 Proyecto Civil ............................................................................. 121

V.1.2 Proyecto mecánico .................................................................... 124

V.1.3 Proyecto eléctrico ...................................................................... 128

V.1.4 Proyecto sistema contra-incendio .............................................. 137

V.1.5 Proyecto instrumentación .......................................................... 138

V.2 Descripción detallada del proceso................................................ 141

V.2.1 Descripción detallada del proceso de Cadereyta 1 (ULSG1)..... 142

V.2.2 Descripción detallada del proceso de la planta Desulfuradora

Cadereyta 2 (ULSG 2).............................................................................. 190

V.2.3 Reacciones del proceso............................................................. 240

V.2.4 Materias primas, productos y subproductos. ............................. 242

V.3 Hojas de Seguridad......................................................................... 245

V.4 Almacenamiento. ............................................................................ 246

V.5 Equipos de proceso y auxiliares ................................................... 246

V.5.1 Sistemas de desfogue ............................................................... 267

V.6 Condiciones de operación ............................................................. 269

V.6.1 Balance de materia y energía .................................................... 269

V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación ..................... 274

V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso ................. 275

V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación. ............ 275

V.6.5 Diagramas de tubería e instrumentación (DTI’s) con base en la

ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente....................... 276

V.7 Cuarto de control. ........................................................................... 279

V.7.1 Especificación del cuarto de control........................................... 279

V.7.2 Sistema de aislamiento.............................................................. 280



Página 107

V DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

V.1 Bases de Diseño

Las plantas Desulfuradoras de gasolina están diseñadas y serán construidas de

acuerdo a las normas, estándares y códigos nacionales e internacionales,

señaladas más adelante en este capítulo. Las bases de diseño empleadas para el

desarrollo del proyecto, se incluyen en el anexo 8.

Dentro de las normas que se utilizan para el diseño y construcción se tienen las

que se listan a continuación:

INGENIERÍA DE PROCESO

Código Nombre de la Norma

ISA Instrumentation, Systems, and Automation Society

ISA-84.00.01 Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1: Framework, Definitions, System, Hardware and Software

ISA-84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries

NFPA National Fire Protection Association

NFPA - 10 Portable Fire Extinguishers

NFPA – 15 Water Spray Fixed Systems for Fire Protection

NFPA – 24 Private Fire Service Mains and their Appurtenances

NFPA - 72 National Fire Alarm Code

INGENIERÍA ELÉCTRICA

Código Nombre de la Norma o Estándar

NOM Normas Oficiales Mexicanas

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización)



Página 108

API American Petroleum Institute

API-RP-540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants

API-RP-2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning and Stray Currents


NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection System

NRF Normas de Referencia

PEMEX 2.251.01 (1991) Transformadores de distribución y potencia

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico

NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales

NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras

NRF-146-PEMEX-2005 Tableros de distribución en Media Tensión

GNT-SSNP-E019-2006 Centro de control de motores en 480 y 220 volts

NMX Normas Mexicanas

NMX-J-511 ANCB Productos eléctricos-sistema de soportes metálicos tipo charola para cables-especificaciones y métodos de prueba

NMX-J-235/1-ANCE-2000 Cabinets/Compartments for use with Electrical Equipment

NMX-J-098-ANCE-1999 Sistemas Eléctricos de Potencia-Suministro-Tensiones Eléctricas Normalizadas

NMX-J-353-ANCE-1999 Centros de control de motores–Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-433-ANCE-2005 Productos Eléctricos – Motores de Inducción, Trifásicos de corriente alterna de tipo jaula que ardilla en potencias mayores de 373 KW, especificaciones y métodos de prueba



Página 109

NMX Normas Mexicanas

NMX-J-534-ANCE-2005 Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios – Especificaciones y métodos de prueba

INGENIERÍA MECÁNICA


ASTM American Society for Testing and Materials

E-10 Standard Test Method for Brinell Hardness Test of Metallic Materials

E-23 Standard Test Method for Notched Bar Impact Testing of Metallic Materials

ASNT American Society for Nondestructive Testing

SNT-TC-1A Recommended Practice

ANSI American Nacional Standards Institute

S1.1 Acoustical Terminology

S1.2 Method for Physical Measurements of Sound, 1962 (reaffirmed 1976)

S1.4 Specification for Sound Level Meters, 1971 (reaffirmed 1976)

S1.6 Preferred Frequencies and Band Numbers for Acoustical Measurement

S1.8 Preferred Reference Quantities for Acoustical Levels

S1.10 Calibration of Microphones

S1.11 Specifications for octave, half-octave and Third octave Band Filter Sets, 1966 (reaffirmed 1976)

S1.13 Methods for Measurement of Sound Power Levels, 1971 (reaffirmed 1976)

S1.21 Methods for the Determination of Sound Power Levels of Small Sources in



Página 110


Reverberation Rooms, 1972

S6.1 Qualifying a Sound Data Acquisition System

AISC American Institute for Steel Construction

Manual of Steel Construction

AMCA Air Moving and Conditioning Association

Publication 201

ANSI American National Standards Institute

B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings

B31.3 Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping

B31.1 Power Piping

ASCE American Society of Civil Engineering

7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures

ASME American Society of Mechanical Engineers

Boiler and Pressure Vessel Code

Section I Power Boilers

Section II Material Specifications

Section IX Welding and Brazing Qualifications

B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose

AWS American Welding Society



Página 111


D1.1 Structural Welding Code


Rev.1 STD 530 Recommended Practice for Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries

RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters

Rev.1 RP 532 Measurement of Thermal Efficiency of Fired Process Heaters

Rev.1 RP 533 Air Preheat Systems for Fired Process Heaters

Rev.1 RP 535 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services

Rev.1 RP 550 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control

Systems, Part III “ Fired Heaters and Inert Gas Generators

STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service

STD 630 Tube and Header Dimensions for Fired Heaters for Refinery Services (Reaffirmed 1979)

SSPC Steel Structures Painting Council

SP2 Hand Cleaning

SP3 Power Tool Cleaning

SP5 Blast Cleaning to “White” Metal

SP6 �omercial Blast Cleaning

SP10 Blast Cleaning to “Near White” Metal

G-204 Lubrication, Shaft-Sealing and Control-Oil Systems for Petroleum, Chemical and Gas Industry Service

K-201 Package Unit Instrumentation

N-261 Package Equipment Electrical Requirement

O-201 Coating-based Corrosion Protection for Surface Facilities



Página 112


SN-252 Equipment Noise Level Requirements

WPS Welding Procedure Specification

PQR Procedure Qualification Record

HAZ Heat Affected Zone

PWHT Post Weld Heat Treatment

DMW Dissimilar Metal Weld

NDE Non Destructive Examination

INGENIERÍA CIVIL


NSC National Safety Council

A10.9 Safety Requirements for Construction and Demolitions Operations – Concrete and Masonry Work

ASTM American Society for Testing and Materials

A36/A36M Standard Specification for Structural Steel

A82 Standard Specification for Cold-Drawn Steel Wire for Concrete Reinforcement

A123 Specification for Zinc Hot-Dip Galvanized Coating on Products

A153 Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware

A307 Standard Specification for Carbon Steel Externally Threaded Standard Fasteners

A325 Standard Specification for High-Strength Bolts for Structural Steel Joints

A500 Standard Specification for Cold-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing in Rounds and Shapes



Página 113

INGENIERÍA CIVIL

A501 Standard Specification for Hot-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing

A569 Standard Specification for Steel, Carbon (0.15 Maximum Percent), Hot-Rolled Sheet and Strip Commercial Quality

A572 Standard Specification for High-Strength Low-Alloy Columbium-Vanadium Steels of Structural Quality

A780 Standard Specification for Repair of and Uncoated Areas of Damaged Hot-Dip Galvanized Coatings

A185 Standard Specification for Welded Steel Wire Fabric, Plain for Concrete Reinforcement

A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength

A615(S1) Standard Specification for Deformed and Plain Billet -Steel Bars for Concrete Reinforcement

B695 Specification for Coatings of Zinc Mechanically deposited on Iron and Steel

C31 Standard Method for Making and Curing Concrete Test Specimens in the Field

C33 Standard Specification for Concrete Aggregates

C39 Standard Test Method for Compressive Strength of Cylindrical Concrete Specimens

C42 Standard Test Method for Obtaining and Testing Drilled Cores and Sawed Beams of Concrete

C94 Standard Specification for Ready - Mixed Concrete

C109 Standard Test Method for Compressive Strength of Hydraulic Cement Mortars (using two-inch [50-mm] Cube Specimens

C138 Standard Test Method for Unit Weight, Yield and Air Content (Gravimetric) of Concrete

C143 Standard Test Method for Slump of Hydraulic Cement Concrete

C150 Standard Specification for Portland Cement



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INGENIERÍA CIVIL

C156 Standard Test Method for Water Retention by Concrete Curing Materials

C171 Standard Specification for Sheet Materials for Curing Concrete

C191 Standard Test Method for Time of Setting of Hydraulic Cement by Vicat Needle

C531 Standard Test Method for Linear Shrinkage and Coefficient of Thermal Expansion of Chemical Resistant Mortars, Grouts and Monolithic Surfacings

C579 Standard Test Methods for Compressive Strength of Chemical Resistant Mortars and Monolithic Surfacings and Polymer Concretes

C827 Standard Test Method for Changes in Height at Early Ages of Cylindrical Specimens from Cementitious Mixtures

C1107 Standard Specification for Packaged Dry, Hydraulic Cement Grout (Nonshrink)

C1181 Standard Test Methods for Compressive Creep of Chemical Resistant Polymer Machinery Grouts

E329 Standard Practice for Use in Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in Construction

C172 Standard Practice for Sampling Freshly Mixed Concrete

C173 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Volumetric Method

C231 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Pressure Method

C260 Standard Specification for Air-Entraining Admixtures for Concrete

C309 Standard Specification for Liquid Membrane – Forming Compounds for Curing Concrete

C494 Standard Specification for Chemical Admixtures for Concrete

C618 Standard Specification for Fly Ash and Raw or Calcined Natural Pozzolan for Use as a Mineral Admixture in Portland Cement Concrete

C685 Standard Specification for Concrete Made by Volumetric Batching and Continuous Mixing



Página 115

INGENIERÍA CIVIL

D226 Standard Specification for Asphalt-Saturated Organic Felt Used in Roofing and Waterproofing

D422 Standard Test Method for Particle-Size Analysis of Soils

D698 Test Method for Laboratory Compaction Characteristics of Soil Using Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m])

D994 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete (Bituminous Type)

D1751 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete Paving and Structural Construction (Nonextruding and Resilient Bituminous Types)

E96 Standard Test Methods for Water Vapor Transmission of Materials

E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in Construction

F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers

OSHA Occupational Safety and Health Administration

Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction

Subpart C General Safety and Health Provisions

Subpart D Occupational Health and Environmental Controls

Subpart E Personal Protective and Life Saving Equipment

Subpart H Materials Handling, Storage, Use and Disposal

Subpart I Tools – Hand and Power

Subpart K Electrical

Subpart L Scaffolds

Subpart N Cranes, Derricks, Hoists, Elevators and Conveyors

Subpart P Excavations

Subpart Q Concrete and Masonry Construction



Página 116

INGENIERÍA CIVIL

ACI American Concrete Institute

211.1 Standard Practice for Selecting Proportions for Normal, Heavyweight and Mass Concrete

301 Specifications for Structural Concrete

302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction

304R Guide for Measuring, Mixing, Transporting and Placing Concrete

305R Hot Weather Concreting

306R Cold Weather Concreting

307 Standard Practice for the Design and Construction of Cast-In-Place Reinforced Concrete Chimneys

308 Standard Practice for Curing Concrete

313 Recommended Practice for Design and Construction of Concrete Bins, Silos and Bunkers for Storing Granular Materials

315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement

318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and Commentary

347 Guide to Formwork for Concrete

350 / 350R Code Requirements for Environmental Engineering Concrete

Structures and Commentary Federal Specification

SS-S 200E Sealants, Joints, Two-Component, Jet-Blast-Resistant, Cold-Applied, for Portland for Portland Cement Concrete Pavement

CRD Corps of Engineers

C 621 Specification for Nonshrink Grout

AISC American Institute of Steel Construction



Página 117

INGENIERÍA CIVIL

316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition


30 Flammable and Combustible Liquids Code Handbook

OSHA Occupational Safety and Health Administration

Part 1910 Occupational Safety and Health Standards

Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction

ASCE American Society of Civil Engineers

Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures

Guidelines for Wind Loads and Anchor Bolt Design for Petroleum Facilities

Manual of Civil Work Design of the Federal Commission of Electricity, 993 Edition (Sections C.1.3 and C.1.4)

PCA Portland Cement Association

IS195.01D Slab Thickness Design for Industrial Concrete Floors on Grade

AASHTO American Association of State Highway and Transportation Officials

M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil

Aggregate Mixtures for Highway Construction Purposes

INGENIERÍA DE INSTRUMENTACIÓN





Página 118


API RP520 Sizing Selection Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries Part I, Sizing and Selection - Fifth edition

API RP520 Sizing Selection and installation of Pressure Relieving Devices in Refineries, Part II Installation Third Edition

API RP521 Guides for Pressure Relief and Depressuring Systems – Third edition

API MPMS 5.3 Manual of Petroleum Measurement Standard Chapter 5 - Liquid Metering Section 3 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters

API MPMS 5.2 Manual of Petroleum Measurement Chapter 5 - Liquid Metering Section 2 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters

API MPMS 14.3 Manual of Petroleum Measurement standards Chapter 14 Natural Gas Fluid Measurements Section 3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids

ASME American Society of Mechanical Engineers

ASME / ANSI B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose (Inch)

ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings

ASME B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay)

ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges (Series B)

ASME SEC VIII-DI Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Construction of Pressure Vessels, Division I

ASME PTC 19.3 Performance Test Code: Temperature Measurement, Instruments and Apparatus

ASME PTC 25.3 Performance Test Code: Terminology for Pressure Relief Devices

IEC Internacional Electrotechnical Commission

IEC 60079 Electrical Apparatus for Explosive Gas Atmospheres

IEC 60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)



Página 119


ISA Instrumentation, Systems and Automation Society

ISA-5.1 Instrumentation Symbols and Identification

ISA-5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

ISA-5.3 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer Systems

ISA-5.4 Instrument Loop Diagra

ISA-5.5 Graphic Symbols for Process Display

ISA/ANSI-7.0.01 Quality Standard for Instrument Air

ISA-12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Apparatus inHazardous (Classified) Locations

ISA-RP12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings

ISA-RP12.4 Pressurized Enclosures

ISA-RP12.06.01 Recommended Practices for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instrumentation Part 1: Intrinsic Safety

ISA-12.10 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations

ISA-12.12.01 Nonincendive Electrical Equipment for Use in Class I & II, Division 2 and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations

ISA-S12.13.01 Performance Requirement for Combustible Gas Detectors

ISA-RP16.1,2,3 Terminology, Dimensions and Safety Practices for Indicating Variable Meters (Rotameters) RP16.1 Glass Tube, RP16.2 Metal Tube, RP16.3 Extension Type Glass Tube Recommended Practice

ISA-RP16.4 Recommended Practice Nomenclature and Terminology for Extension Type Variable Area (Rotameters)

ISA RP16.5 Recommended Practice Installation, Operation, Maintenance Instructions for Glass Tube Variable Area Meters (Rotameters)

ISA-RP16.6 Recommended Practice Methods and Equipment for Calibration of Variable Area Meter (Rotameters)



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ISA-18.1 Annunciator Sequences and Specifications

ISA-20 Specification Forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements and Control Valves

ISA-RP31.1 Specification, Installation and Calibration of Turbine Flowmeters

ISA-RP42.00.01 Nomenclature for Instrument Tube Fittings

ISA-51 Process Instrumentation Terminology

ISA-RP60.1 Control Center Facilities

ISA-RP60.2 Control Center Design Guide and Terminology

ISA-RP60.3 Human Engineering for Control Centers

ISA-RP60.6 Nameplates, Labels and Tags for Control Centers

ISA-RP60.8 Electrical Guide for Control Centers

ISA-RP60.9 Piping Guide for Control Centers

ISA-71.01 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: �emperatura and Humidity

ISA-71.02 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Power

ISA-71.03 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Mechanical Influences

ISA-71.04 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Airborne Contaminants

ISA-RP74.01 Application and Installation of Continuous-Belt Weighbridge Scales

ISA RP75.06 Recommended Practice Control Valve Manifold Designs

ISO International Organization for Standardization

ISO 5167-1 Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Part 1: Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes inserted in circular cross-section conduits running full



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ISO15156 Parts 1, 2and 3 Petroleum and Natural Gas Industries Materials for use in H2S containing Environments in Oil and Gas Production, Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons, Part 3: Cracking-resistant CRA’s (corrosion-resistant alloys and other alloys)

NFPA National Fire Protection Agency

NFPA 70 National Electrical Code

NFPA 85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code

V.1.1 Proyecto Civil

A) Criterios globales para diseño por sismo.

Para el diseño sísmico es necesario considerar esencialmente dos conceptos: el

espectro de diseño sísmico y la ductilidad o factor de comportamiento sísmico de

cada construcción (edificio, cimentación reactores, cimentación columnas,

cimentación tanques de almacenamiento, entre otros).

De acuerdo a la regionalización del manual CFE (MDOC), la zona de la planta

Desulfuradoras, en la Refinería de Cadereyta N.L. corresponde el tipo A., por lo

que se puede decir que esta en zona asísmica.

Independientemente de lo anterior las estructuras industriales estarán cimentadas

con zapatas de concreto reforzado y ocasionalmente con losas del mismo

material. Los recipientes, las chimeneas y los reactores se desplantan sobre una



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retícula octagonal de trabes, en planta. Estas trabes se apoyan a su vez sobre

zapatas o sobre losas. La ampliación de torre de enfriamiento se cimentará con

losas de concreto armado. Las columnas de los racks se apoyaran sobre zapatas

aisladas de concreto reforzado.

B) Criterios globales para diseño por viento.

La clasificación de estructuras actual es la zona B, período de retorno de 50 años

y velocidades regionales que oscilan entre los 107 y 150 km/h y los tipos 2 y 3

para respuesta ante la acción del viento. Estos criterios fueron los que se

consideraron para el diseño.

Considerando los criterios globales anteriores, el Proyecto Civil incluye la

ingeniería estructural, procura y construcción de cimentaciones, fosas, estructuras

de apoyo de equipos y de tuberías, edificaciones, etc., de las diversas

instalaciones que conforman las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y

2, y sus instalaciones complementarias, las obras de acondicionamiento de carga

a la Depentanizadora en la planta de TAME y sus integraciones, que en términos

generales incluyen los siguientes trabajos:

A) Demoliciones, excavaciones, rellenos y retiro de materiales.

B) Cimentaciones para estructuras, equipos, torres, calentadores, tanques y

recipientes.

C) Estructuras para soporte de equipo.

D) Cobertizo para compresores de aire de instrumentos y de plantas.

E) Casas de compresores de proceso.

F) Cuartos de analizadores.

G) Soportes elevados y puentes para tubería.



Página 123

H) Cimentación del tanque de almacenamiento para amina y su dique.

I) Cimentación y estructura para la ampliación en celda de la Torre de

Enfriamiento CT-201 existente.

J) Cimentación y estructura del quemador elevado, y un cobertizo para el

encendido remoto.

K) Ductos y registros eléctricos y de instrumentación.

L) Cimentaciones para postes de alumbrado

M) Registros para drenaje

N) Plataformas de operación y acceso.

O) Pasos inferiores y trincheras para tubería

P) Adecuación de carga a TAME en la Planta Catalítica FCC-2, existente.

Q) Separador API (fosa local dentro del predio de las plantas para

recuperación previa de hidrocarburos, antes de descargas el agua a los

sistemas de tratamiento existentes de aguas residuales.

R) Subestación eléctrica

S) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de

Hidros 1

T) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de

Hidros 2

U) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Primaria 2

V) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Combinada

El listado anterior es enunciativo no limitativo, por lo que se incluirá como parte del

alcance, los levantamientos topográficos de las áreas que integran el proyecto, el

Estudio Geotécnico de las áreas que integran el proyecto, el Estudio de

Resistividad Eléctrica del Terreno, la localización de las diferentes áreas que



Página 124

componen el proyecto con objeto de establecer los criterios de diseño para la

cimentación de equipos, soportes elevados, pasos inferiores y trincheras para

tubería, que estén localizadas fuera de las áreas consideradas en el Estudio

Geotécnico, la elaboración de la ingeniería de detalle, procura y construcción de

todas las cimentaciones, estructuras y edificaciones, necesarias.

Las cargas en el diseño de un recipiente son: la presión de diseño, cargas de

impacto, peso del recipiente y su contenido, cargas sobrepuestas, cargas por

viento y sismo, etc.

Debe resaltarse que los códigos, normas y estándares aplicados superan

ampliamente las consideraciones que resultaren de los datos de fenómenos

climáticos adversos, extremos y habituales. Como es evidente, los fenómenos

naturales también son considerados, en particular el aspecto sísmico

característico de la República Mexicana

Para mayor información, en el anexo No. 9 se incluyen las especificaciones

técnicas en materia del proyecto civil que fueron realizadas por el licenciador de la

ingeniería.

V.1.2 Proyecto mecánico

El alcance de la especialidad incluye el diseño, fabricación control de calidad,

suministro, transporte, instalación pruebas e inspecciones necesarias

(hidrostáticas, radiografiado, etc.), recubrimiento (pintura), aislamiento térmico,

preparativos de arranque, arranque y pruebas de comportamiento, puesta en

operación y todos los trabajos requeridos para los equipos dinámicos y estáticos,

que operarán en la planta.



Página 125

El proyecto contempla las dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2,

ULSG-1 y ULSG-2. Las Unidades regeneradoras de Amina y las instalaciones

complementarias, edificaciones y la integración de los sistemas.

Como parte del alcance, se considerarán las modificaciones e integraciones que

se requieran a los equipos e instalaciones de las plantas de proceso, servicios

principales, tanques de almacenamiento, edificios y casas de bombas aportadoras

de corriente y servicios a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, e instalaciones

complementarias requeridas por el proceso.

El equipo estático incluye: Torres de proceso, reactores, filtros, intercambiadores

de calor, tanques de almacenamiento, aeroenfriadores, calentadores a fuego

directo, turbinas generadores y todos los recipientes a presión en general,

requeridos para las plantas e instalaciones.

Para los sistemas de enfriamiento, se dispondrá en forma limitada de agua, por lo

que deberá optimizarse este servicio utilizando aeroenfriadores.

El alcance para el equipo dinámico incluye: bombas, compresores de proceso,

compresores para aire, y turbinas par las plantas e instalaciones.

Se contará también con un paquete de tres compresores para aire de

instrumentos, y aire de plantas para las plantas ULSG-1, ULSG-2.

Los compresores deben ser preferentemente enfriados por aire, en caso de que

sean enfriados con agua, serán integrados al circuito cerrado de enfriamiento con

condensado.



Página 126

Se contará como parte del sistema con bombas para gasolina catalítica amarga,

para enviar carga a las plantas, estas bombas se ubicaran en la casa de bombas

No. 2.

Se contará además con bombas para el manejo de gasolinas “parásitas”, para

enviarlas a las plantas HDS de destilados intermedios.

En el anexo no. 10 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del

proyecto mecánico que fueron realizadas por el licenciador de la ingeniería.

A) Criterios globales para diseño.

Las tuberías se rigen por los siguientes criterios genéricos:

La presión de diseño no será menor a la que resulte de considerar en el diseño

las condiciones más severas de presión (interna o externa) y temperatura

resultante de la operación normal.

Las condiciones más severas, de presión y temperatura coincidentes, son

combinaciones de mayor espesor y rangos de trabajo.

Cualquier sistema de tuberías que pueda bloquearse al aislarlo de su válvula de

alivio, está diseñada, para la máxima presión que desarrolle para esta condición.

La temperatura de diseño es tal que representa la condición más severa.



Página 127

El diseño de las tuberías contempla los efectos de proceso y ambientales por

enfriamiento, expansión de los fluidos y congelamiento.

También se incluyeron los efectos dinámicos (impacto, viento, sismos, vibración,

reacciones por descarga, efectos de cargas, cargas vivas, cargas muertas).

Incluye los efectos de contracción y expansión térmica (restricción de movimiento,

gradientes de temperatura, expansión, soportes, anclajes y movimientos en los

extremos).

La variación de la presión en ningún caso excederá la presión de prueba del

sistema de tubería.

Para la condición de operación más crítica, es permitido exceder el límite de la

presión o el esfuerzo permisible a su temperatura existente hasta 33% como

máximo.

Los recipientes a presión que serán instalados en las plantas Desulfuradoras

deberán cumplir con lo indicado por ASME y API-650, que indica que:

El espesor de toda placa sujeta a presión, después de conformada, no es menor

que el espesor mínimo indicado por los planos de fabricación.

Las cabezas conformadas para recipientes a presión son de una sola pieza.

La temperatura usada en el diseño, es como mínimo, la temperatura media del

metal a través del espesor, a las condiciones de operación esperadas del proceso.

En ningún caso deberán excederse las temperaturas máximas de la superficie del

metal (tablas de esfuerzos de materiales).



Página 128

Cuando puedan ocurrir cambios cíclicos de temperatura, con cambios menores en

la presión, el diseño se basa en la más alta temperatura probable.

Los recipientes se diseñan como mínimo, para la condición más severa de presión

y temperatura esperada en operación normal.

V.1.3 Proyecto eléctrico

Con el fin de alimentar todos los servicios de energía eléctrica que se requieren

para esta obra, se desarrollara la Ingeniería de Detalle Complementaria del

sistema eléctrico, suministrar los equipos, materiales y accesorios requeridos,

construir, instalar, realizar pruebas a todos los elementos del sistema eléctrico,

proporcionar al personal de PEMEX Refinación cursos de capacitación para la

operación y mantenimiento de equipos, arrancar equipos y poner en operación las

instalaciones eléctricas de fuerza, control, alumbrado normal, alumbrado de

emergencia, luces de obstrucción, contactos, red de puesta a tierra, y sistema de

pararrayos de las plantas desulfuradoras de gasolina ULSG-1 y ULSG-2, sus

sistemas complementarios, la subestación eléctrica nueva, cuarto de control

satélite, casa de cambio, casetas de operadores, quemador elevado, la ampliación

e integración en instalaciones existentes como casas de bombas, torre de

enfriamiento, cuarto de control central (Bunker), tableros de distribución en planta

termoeléctrica, planta catalítica FCC2, plantas Hidros 1 y plantas Hidros 2.

El diseño del sistema eléctrico, la capacidad y características de los equipos,

accesorios y materiales, la construcción y pruebas de las instalaciones eléctricas

deben cumplir los requisitos establecidos en la norma NOM-001-SEDE-2005, la

norma NRF-048-PEMEX-2007, los lineamientos de ingeniería.



Página 129

En el diseño de las instalaciones y equipos se incluirá todo lo necesarios para que

cada planta ULSG opere en forma independiente; en la subestación eléctrica los

equipos deben ser independientes para cada planta excepto los equipos para aire

acondicionado y presión positiva de la misma.

El proyecto incluirá los siguientes conceptos:

• Lista de motores.

• Lista de cargas eléctricas.

• Diagramas unifilares.

• Localización y arreglos de equipo eléctrico en subestación (plantas,

elevaciones, cortes transversales y longitudinales, y detalles).

• Distribución y arreglo de soporte tipo charola en cuarto de cables (plantas,

elevaciones, detalles y cortes).

• Distribución de fuerza en área de subestación.

• Distribución de fuerza, alumbrado y control en áreas de proceso.

• Cédula de conductores y tubos conduit.

• Cortes de ductos eléctricos.

• Receptáculos, alumbrado normal y de emergencia en edificios y cobertizos.

• Receptáculos en áreas de proceso, luces de obstrucción, alumbrado normal

y de emergencia en áreas de proceso.

• Alumbrado exterior y de vialidades.

• Cuadros de cargas de tableros para alumbrado y contactos.

• Sistemas de puesta a tierra para subestación, plantas de proceso y

sistemas complementarios.



Página 130

• Sistema de puesta a tierra para equipo electrónico.

• Sistema de pararrayos.

• Diagramas de control eléctrico para media y baja tensión.

• Clasificación de áreas peligrosas en plantas, elevaciones y cortes

longitudinales y transversales

• Detalles de instalación y montaje (alumbrado, fuerza, tierras, instrumentos,

etc.).

• Estudios de corto circuito, caídas de tensión, calidad de la energía,

coordinación y ajuste de protecciones.

• Corrección del factor de potencia y bancos automáticos de capacitores en

media tensión.

• Trazado eléctrico

• Protección catódica

La representación gráfica de la Ingeniería se elaborará por medio de paquetes de

diseño y dibujo asistido por computadora.

La ingeniería estará soportada por memorias de cálculo para todos los elementos

del sistema eléctrico. Los cálculos técnicos serán hechos con software de cálculo

de reconocido uso y prestigio dentro del ámbito de la ingeniería. Dentro de la

memoria de cálculo se incluirá la impresión de los datos de entrada y los reportes

de salida del software utilizado.

Una vez concluida la obra, recibirá el libro de documentos finales que incluirá los

manuales de instalación y mantenimiento de equipos del sistema eléctrico;

incluyendo además todas las licencias para el uso de los derechos de propiedad

industrial e intelectual, el uso de los derechos de patente y el uso de la información

técnica de software y de tecnología para equipos e instrumentos



Página 131

El proyecto cumplirá con la norma NOM-001-SEDE-2005, para verificar este

requisito se contratarán los servicios de una Unidad Verificadora de Instalaciones

Eléctricas (UVIE) con acreditación vigente para obtener la certificación

correspondiente.

Las secciones (calibre) de los conductores, diámetro de las tuberías conduit de los

circuitos en 13.8 kV, 4.16 kV, 480 V, 220/127 V, así como la capacidad de equipos

eléctricos y materiales para la subestación, las plantas de proceso y en general

para el sistema eléctrico, serán definidas tomando como base la ingeniería del

licenciador de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 y la ingeniería de detalle desarrollada

por el propio Licitante, cumpliendo los requisitos de las normas, especificaciones y

lineamientos aplicables.

Se realizará como parte del alcance de sus trabajos el desarrollo de los estudios

de corto circuito y coordinación de protecciones, de las Plantas ULSG’s desde los

puntos de integración en los tableros TDG-1 y TDG-3, así mismo realizará la

calibración de protecciones.

En los documentos técnicos del proyecto se utilizará el sistema de medidas de

acuerdo a la NOM-008-SCFI-2002.

Como parte del proyecto IPC (Ingeniería, Procura y Construcción), se desarrollara

la ingeniería de detalle, procura de equipos y materiales, construcción, pruebas y

puesta en operación de la subestación eléctrica que dará servicio a las cargas de

las plantas ULSG-1, ULSG-2, a las Unidades de Regeneración de Amina, a los



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sistemas complementarios de las plantas; el diseño de la subestación, sus

dimensiones, la capacidad y características de los equipos eléctricos que serán

ubicados en las áreas de la misma, cumplirán los requisitos establecidos en la

norma NRF-048-PEMEX-2007, en los ”Lineamientos de ingeniería” y las demás

normas y especificaciones técnicas vigentes para PEMEX-REFINACIÓN.

Esta subestación tendrá las dimensiones necesarias para alojar los equipos

eléctricos correspondientes para alimentación a las dos plantas y los sistemas

complementarios; partiendo de la ingeniería suministrada por el licenciador para

cada una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, también se determinará la capacidad

y dimensiones de los transformadores, centros de control de motores, tableros de

distribución, bancos de capacitores, bancos de baterías, sistemas de fuerza

ininterrumpible (UPS´s), tableros para alumbrado y contactos, gabinetes de

interfase, y en general los equipos que serán instalados en la subestación,

además incluirá espacios para operación y mantenimiento alrededor de los

equipos, de acuerdo a lo establecido en los “Lineamientos de ingeniería” y en la

norma y NOM-001-SEDE-2005. El arreglo del sistema eléctrico, será un sistema

radial con doble alimentador en arreglo de secundario selectivo en los niveles de

tensión de 4,160/480/220-127 VCA. La alimentación a la subestación será en

13,800 volts desde la casa de fuerza No. 1, los tableros de distribución en 4,160 V,

transformadores, centros de control de motores, tableros de distribución de baja

tensión, bancos de baterías, sistemas de fuerza ininterrumpible, bancos de

capacitores, independientes para cada Planta y sistemas complementarios.

Como servicio común para ambas plantas se considerará: Un paquete de

compresión y filtrado para aire de instrumentos y de plantas, bombas del sistema



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preseparador de aceite, bombas del sistema de recuperación de condensado,

bombas del sistema de vaciado de equipos, sistema de nitrógeno equipo para aire

acondicionado de la subestación, equipo para aire acondicionado del cuarto de

control satélite, cuarto de cambió.

La nueva subestación eléctrica, estará ubicada fuera del Límite de Baterías (LB)

de las plantas, la localización y orientación, será de acuerdo a la Norma NRF-048-

PEMEX y la Norma de Referencia NRF-010-PEMEX.

Los equipos principales del sistema eléctrico en la subestación en los niveles de

13,800/4,160/480/220-127 VCA y 125 VCD, son los que se indican a continuación:

• Interruptores de acometida en 13,800 V.

• Transformadores de potencia relación 13800/4160 V.

• Resistencias de puesta a tierra.

• Tableros de distribución/CCM en media tensión para cada planta.

• Transformadores de potencia relación 4160/480 V, para cada planta.

• Bancos automáticos de capacitores en media tensión para cada planta.

• Centros de Control de Motores en 480 V y 220 V para cada planta.

• Banco de baterías, cargador de baterías y tablero de corriente directa para

cada planta.

• Sistemas de fuerza ininterrumpible y tablero de distribución para cada

planta.

• Tableros de distribución en baja tensión para cada planta.

• Tableros de transferencia para cada planta.

• Tableros de alumbrado y contactos para cada planta.



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La subestación eléctrica estará constituida por las siguientes áreas:

A) Cuarto de control eléctrico en dos niveles con uso común para las dos

plantas y servicios complementarios: en planta alta el cuarto para tableros y

en planta baja cuarto para charolas y conductores.

B) Cuarto de baterías común para las dos plantas para alojar las baterías de

los sistemas de corriente directa para mando y control de interruptores de

potencia (independientes para cada planta), y para alojar las baterías de

los sistemas de fuerza ininterrumpible para alumbrado de emergencia

(independientes para cada planta).

C) Cuarto de máquinas para aire acondicionado y presurización del cuarto de

control eléctrico.

D) Cobertizo para transformadores, común para las dos plantas y servicios

complementarios.

Los tableros de distribución de media tensión y baja tensión, centro de control de

motores, cargador de baterías, gabinetes de UPS (sin baterías), bancos

automáticos de capacitores, gabinete de interfase al Sistema de Control

Operacional Avanzado (SCOA) también identificado como Sistema de

administración y control de la energía (SCAE), y gabinete de interfase con el SCD,

estarán localizados en el cuarto de tableros y contarán con envolventes en

gabinete tipo interior.

Los tableros de distribución, centro de control de motores y tableros de control

tendrán un bus mímico al frente de ellos, el ancho del dibujo de barras principales

serán de 19 mm, y las derivadas de 6 mm, rotulado a todo lo largo del tablero con



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esmalte alquidálico, en color contrastante con el del tablero, indicando el servicio,

nombre del equipo y clave.

En un muro del cuarto de tableros, se colocará el diagrama unifilar simplificado,

visible, dibujado en un tablero acrílico o pintado, susceptible de modificaciones,

con identificaciones homologadas de tableros y motores.

Sobre el piso al frente de los tableros, se instalará un tapete aislante tipo

antiderrapante, con la finalidad de tener condiciones de operación seguras. El

tapete tendrá una resistencia dieléctrica de 25 KV como mínimo. El tapete será de

un metro de ancho y extenderse 0.60 m adicional, en los extremos del tablero o

CCM.

La alimentación eléctrica a la subestación, será en 13.8 KV desde la casa de

fuerza No. 1, desde los tableros TDG-1 (marca Siemens con interruptores en

pequeño volumen de aceite) y TDG-3.

Como parte de estos sistemas se incluirá la instalación eléctrica de una caseta de

campo de operadores para cada planta ULSG, la cual contará con alumbrado,

contactos, aire acondicionado y puesta a tierra; la alimentación eléctrica será

desde la subestación de las plantas, por ducto eléctrico subterráneo.

También se contempla la instalación eléctrica del cuarto de control satélite,

incluyendo: alumbrado normal, alumbrado de emergencia, sistema de puesta a

tierra eléctrica, sistema de puesta a tierra electrónica, clasificación de áreas,

alimentadores a tableros de alumbrado y contactos, alimentadores a equipo de



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aire acondicionado y presión positiva, alimentador a cargador de baterías para el

sistema telefónico, alimentador de línea normal y alimentador de línea alternativa

para cada una de las UPS indicadas a continuación:

A) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-1.

B) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-1.

C) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la ULSG-1.

D) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-2.

E) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-2.

F) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la ULSG-2.

G) UPS común para el Sistema de Intercomunicación y Voceo y el Circuito

Cerrado de Televisión.

H) UPS para el Sistema de Transmisión de Datos

I) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-1, la URA y


J) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-2, la URA y


El diseño, instalación del sistema de tierras y la puesta a tierra de bombas,

ventiladores, gabinetes, etc., suministrando cable, conectores, electrodos y todo lo

necesario para la operación eficiente de la ampliación de la Torre de enfriamiento.

En el anexo No. 11 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del

proyecto eléctrico de las plantas que fueron realizados por el licenciador de la

ingeniería.



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V.1.4 Proyecto sistema contra-incendio

En función a las características, dimensiones y distribución de los equipos en las

plantas desulfuradoras ULSG 1 y 2, y considerando la necesidad de proporcionar

la protección adecuada a dichas instalaciones, de acuerdo a la normatividad

vigente en PEMEX-REFINACION, como primer punto se realizó el análisis

hidráulico a las instalaciones existentes en la refinería, que contempla verificar la

capacidad de bombeo, de almacenamiento de agua, así como las características

de la red de contraincendio existente, de la cual se llevarán a cabo las

interconexiones para la alimentación de la red de tuberías que integrará el sistema

de protección para las plantas, determinándose las particularidades del sistema de

contraincendio a instalar para la protección de las instalaciones de las plantas

ULSG 1 y 2.

La red de contra incendio será a base de tubería enterrada y/o alojada en

trincheras, en caso de ser superficial esta será instalada sobre mochetas, para

suministrar agua a los equipos fijos y móviles, con una presión de descarga

minina de 7 Kg/cm2 al punto o equipo más remoto de la planta. La velocidad del

flujo en tuberías no será mayor a 5 m/seg. El diseño estará de acuerdo al NFPA-

24. Los monitores tendrán boquillas de 2 1/2” con tubería de alimentación de 4”,

estarán distribuidos a distancia no mayor de 33 metros. La cobertura de los

monitores será de 33 metros. La operación de los monitores podrá ser manual o

automática cuando se detecte fuego en alguno de los equipos de proceso. Los

soportes y estructuras contarán con protección contra fuego a base de material

retardante. Los sistemas de protección contraincendio portátiles serán con

extinguidores de 20 lb y 150 lb, de bicarbonato de sodio, localizados entre ellos a

una distancia máxima de 15 metros. El número de extinguidores que se instalarán

será el suficiente para cubrir los requerimientos de seguridad de las plantas.



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Por lo que respecta a los sistemas preventivos, se instalarán dispositivos de

detección y alarma, para detectar y señalizar en forma oportuna la existencia de

alguna fuga de hidrocarburos, humo y fuego, activándose en forma automática los

sistemas de enfriamiento y/o extinción.

Como parte de los sistemas contraincendio y de acuerdo a lo señalado en la

norma de referencia NRF-019-PEMEX-2001, los cuartos de control contarán con

sistemas de detección, señalización y alarma; así como, con un sistema de

extinción de fuego a base de CO2.

Como medida preventiva y de apoyo se instalarán conos de viento, para indicar la

dirección de los vientos durante las diferentes épocas del año.

En el anexo No. 12 se incluyen las especificaciones técnicas en materia de

Seguridad y Protección Contraincendio que fueron realizados por el licenciador de

la ingeniería, así como los planos correspondientes al área de seguridad.

V.1.5 Proyecto instrumentación

Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG-1 y ULSG-2, y las

instalaciones complementarias serán monitoreadas y controladas a través de un

Sistema de Control Distribuido (SCD), un Sistema de Paro de Emergencia (ESD) y

un Sistema de Extinción, Fuego y Gas (F&G).

Las señales de la instrumentación de campo serán cableadas hasta el cuarto de

control satélite común localizado dentro del límite de batería de las plantas, en el



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que se instalarán los gabinetes de los diferentes sistemas, excepto los sistemas

de control de equipos paquete que se localicen en campo (junto al propio equipo).

Las consolas de operación e ingeniería de estos sistemas estarán ubicadas dentro

del Cuarto de Control Central Norte (Bunker) existente y se enlazarán con el

Cuarto de Control Satélite mediante fibra óptica físicamente redundante, tendidas

por trayectorias subterráneas geográficamente diferentes. Para lo anterior, se

construirán los registros y ductos subterráneos suficientes para conducir la fibra

óptica y el cableado de comunicación y demás señales entre el cuarto de control

central norte y el cuarto satélite, incluyendo el suministro de la fibra óptica, su

instalación, interconexión y pruebas. Se efectuarán todos los trabajos necesarios

para lograr la óptima interconectividad e interoperabilidad entre el Cuarto de

Control Central y el Cuarto de Control Satélite, así como la comunicación con los

equipos paquete de las instalaciones complementarias.

Para los sistemas de control de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica

ULSG-1 y ULSG-2, y como parte de los sistemas propios de seguridad, se

desarrollará la ingeniería de detalle complementaria, que garantice el control

adecuado de la planta y la operación segura de esta apoyada en los sistemas de

protección diseñados para tal efecto.

La arquitectura del sistema de control distribuido, cumplirá con los requerimientos,

características y filosofía indicada en la especificación ESP-P-6720.

Se desarrollará la ingeniería de detalle requerida para determinar la

instrumentación necesaria que garantice el monitoreo y control adecuado de la



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planta, incluyendo la relación final de señales de entrada y salida para cada uno

de los sistemas de control distribuido, emergencia y fuego y gas.

El proyecto incluye elaborar las hojas de datos de toda la instrumentación de

campo para los Sistemas de Control Distribuido, Paro de Emergencia y Fuego y

Gas indicada en los DTI´s desarrollados por CDTECH, además de lo que resulte

del desarrollo de la ingeniería de detalle complementaria para las Plantas

Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG-1 y ULSG-2, y la ingeniería básica y

de detalle para las Instalaciones Complementarias.

En lo referente a los Sistema: SCD, ESD, F&G, se suministrará dentro del alcance

del contratista del IPC, la ingeniería, procura y suministro de materiales de

instalación, como son tubo conduit, condulets, fibra óptica, cable eléctrico,

charolas, accesorios eléctricos en general, soportes y herrajes necesarios, así

como los trabajos de construcción para la instalación y montaje del total de la

Instrumentación de Campo, incluyendo los planos de rutas y señales para la

canalización, conducción y soportería requerida de acuerdo al proyecto, para el

cableado de la señalización y alimentación eléctrica desde los instrumentos de

campo hasta el cuarto de control satélite de las plantas ULSG-1, ULSG-2, y de ahí

hasta el cuarto de control central (Búnker). La Instrumentación de campo debe ser

especificada, suministrada e instalada de acuerdo a normas, incluyendo su

calibración, pruebas y puesta en operación.

La instrumentación de campo, para el sistema instrumentado de seguridad

(sistema de paro de emergencia) será totalmente independiente (incluyendo tomas



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independientes al proceso) a la instrumentación utilizada para el control del

proceso de la planta.

La estructura del sistema de extinción, fuego y gas, será de las mismas

características del sistema de paro de emergencia de la unidad y cumplirá con la

norma NRF-011-PEMEX-2002.

Como ya se mencionó anteriormente, se suministrará un sistema de supresión

contra fuego, a base de detección automática de humo, señalización de alarma e

inundación total con bióxido de carbono para el cuarto satélite y en la subestación

eléctrica y en el cuarto de charolas de acuerdo con la NRF-019-PEMEX-2001, y la

especificación del sistema de extinción de fuego y gas (F&G)

Se contará también con un Sistema Básico de Control de Proceso basado en un

Sistema de Control Distribuido (SCD) para el monitoreo y control de las Plantas

Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG-1 y ULSG-2, y las Instalaciones

Complementarias.

V.2 Descripción detallada del proceso

A continuación se hace una descripción detallada del la operación de cada una de

las plantas ULSG 1 y ULSG 2, considerando que aunque el proceso es el mismo,

por ser de distinta capacidad las corrientes y condiciones de operación son

diferentes. La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar la nafta de

craqueo catalítico fluido (FCC) y reducir al mínimo la cantidad de saturación de

olefinas. La siguiente es una descripción del esquema de procesamiento, tal como

se muestra en los diagramas de flujo de proceso (anexo 15) y diagramas de

tubería e instrumentación (anexo 18).



Página 142

V.2.1 Descripción detallada del proceso de Cadereyta 1 (ULSG1)

La nafta (LCN) de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-1, por tubería

de 8”de diámetro P-37001, de esta tubería se puede retornar a los tanques de

almacenamiento de nafta por tubería de 8” de diámetro P-31009, este retorno es

controlado por la válvula LV-31001). El flujo de alimentación cuenta con una

válvula de corte rápido de flujo (XV-31004), para posteriormente llegar a los filtros

de naftas FD-3103/S con una presión de 2.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura. Características del fluido de entrada a los filtros FD-3103/S

Flujo másico kg/hr. 181,331

Peso Molecular 92.97

Temperatura °C 32

Presión Kg/cm2 man. 2.0

Densidad Kg/m3 711.000

Viscosidad cp 0.329

Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.532

Azufre ppm (peso) 1,141

Corriente 1100 fase----liquido

Los filtros son recipientes que tienen una capacidad de 197,700 Kg7 hr, están

diseñados19.0 Kg/cm2 man., de presión y 210 ºC de temperatura, el material es

de acero al carbón. En la entrada de los filtros se encuentran instaladas la válvula

de seguridad PSV-31106 y PSV-31107.

De estos filtros la nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-31065 del mismo

material, al tanque acumulador de carga FA-3101, que es un recipiente horizontal,

de acero al carbón, de 3.3 m. de diámetro interno y altura de 8.4 m. esta diseñado

a las mismas condiciones de presión y temperatura de los filtro. Donde también se

puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador de gas de recirculación



Página 143

al compresor, FA-3104 por tubería de 2” de diámetro P-31055 y por tubería de 2”

de diámetro P-31066 del tambor de alimentación al compresor de hidrogeno FA-

3105.

El tanque FA-3101 opera a 2.0 Kg/cm2 man., de presión y temperatura de 32 ºC.

Este tanque tiene instalada la PSV-31133 de 3” de diámetro que descarga al

quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a quemador de

campo a través de tubería de 3” de diámetro P-31031, controlándose la presión

con la válvula de 2” de diámetro PV-31001A , el agua se descarga por la parte

más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-3305, esta

descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de diámetro

LV-31002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control como, el

nivel óptico LG- 31102. La nafta se envía por tubería de 10” de diámetro P-31003,

donde está instalada una válvula de corte XV-31001, que puede ser operada

desde el cuarto de control de motores, para posteriormente enviarse a la succión

de la bombas GA-3101/S, que descargan a tubería, de 8” de diámetro P-31005.

Estas bombas tienen una capacidad de 255 m3/hr, potencia. Las bombas están

provistas de alarmas por bajo flujo y disparos por alta- baja presión y flujo.

En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 4” de

diámetro al tanque FA- 3101, que es controlado por la válvula de flujo FV-31001.

La descarga tiene instalado el controlador indicador de flujo FIC-31002, cuya

operación está en función del nivel del tanque.

La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 3101 A/B/C, para intercambiar

calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-3202, el cuerpo de

los precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man.,

de presión, y temperatura de 210 ºC,. Los tubos son de acero al carbón,



Página 144

diseñados a 33 Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga

incrementa la temperatura de 32 a 162 ºC.

Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario, por tubería

de 8” de diámetro P-31008 a través de la válvula de control TV-31002. Características del fluido de entrada a la DA-3101



Temperatura °C 144


Densidad Kg/m3 593

Viscosidad cp 0.135



Corriente 1121 fase---liquido

De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-

3101, que es un recipiente que tiene 51.5 m.de altura y un diámetro de 4.9 m., el

material del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable y está

recubierta con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” para

entrada hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión,

así como indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados

directamente en el domo, cuerpo y fondo de la DA-3101.

El domo de la torre opera a una temperatura de 90ºC y 6.5 Kg/cm2 man de

presión. , el fondo a 199 ºC de temperatura y presión de 6.8 Kg/cm2 man. La salida

de nafta se encuentra en el plato 6. La torre está diseñada 10.5 Kg/cm2 man.de

presión y temperatura de 245 °C.



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V.2.1.1 Reflujo del domo

Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 24” de diámetro P-31020

de, donde tiene instalada la válvula de seguridad de 8” de diámetro PSV-31134A,

calibrada a una presión de 10.5 Kg/cm2 man., que descarga al quemador,

adicionalmente cuenta con otra válvula de seguridad de 8” de diámetro PSV-

31134B, que también descargan al quemador, está calibrada a 11.0 Kg/cm2 man

de presión. Salida de vapores del domo de DA-3101


Peso Molecular 57.8

Temperatura °C 90


Densidad Kg/m3 16.4

Viscosidad cp 0.009


Azufre ppm (peso) ------

Corriente 1125 fase-----vapor

El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-3101 que tiene una

capacidad de 17.90 x 10 (6) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2 man

y 245ºC, están construidos de acero carbón. El by-pass de este condensador se

efectúa a través de la tubería de 14” de diámetro P-31082 y la válvula controladora

HV-31002. Del condensador ser envía el fluido por tubería de 16” P-31043, hacia

el tanque acumulador de reflujo FA-3102, que es un recipiente horizontal de acero

al carbón, que opera a 6.2 Kg/cm2 de presión y 66ºC de temperatura, con diámetro

interno de 2.6 m. y 7.5 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de

0.6 m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man. y



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210ºC, el tanque tiene instalada la PSV-31113 que descarga al sistema de

desfogues a quemador. El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde

se localiza también la salida de gases que no fueron condensados que se envían

por tubería de 8” de diámetro P-31040 hacia el enfriador de gases EA-3102. Características del fluido de entrada al enfriador EA-3102



Temperatura °C 66


Densidad Kg/m3 11.1

Viscosidad cp 0.01



Corriente 1116 fase--------vapor

En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque

condensados por tubería de de 3” de diámetro P-37101. Características del fluido condensado al FA-3102



Temperatura °C 38


Densidad Kg/m3 639

Viscosidad cp 0.164



Corriente 1117 fase--------liquido



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La corriente de gases no condensados se envía por tubería de 6” de diámetro P-

31051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-3104. El tanque, es un

recipiente cilíndrico vertical de 0.5 m. de diámetro interno y altura de 2.70m. Esta

diseñado a presión man, de 10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, está construido

de acero al carbón.

Del fondo del tanque acumulador FA-3104., que opera a 5.7 K7cm2 man de

presión y 38 °C de temperatura, se envían los líquidos por tubería de 2” de

diámetro P-31055, hacia el tanque acumulador de carga FA-3101.

Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 6” de diámetro P-

31053 al compresor GB- 3101, que tiene en instalados en la llegada sensores de

flujo y la válvula de retención check SP-3101. Características del fluido al GB-3101



Temperatura °C 38


Densidad Kg/m3 6.31

Viscosidad cp 0.011




El compresor esta diseñado para operar 347 m3/hr y AP de 2.7 Kg/cm2 man de

presión, la descarga del compresor se retorna como vapores a la torre DA-3101 a



Página 148

través de una válvula de control de flujo FV-31017 por tubería de 4” de diámetro P-

31054. Características de los vapores a la torre DA-3101


Peso Molecular 24.2

Temperatura °C 71


Densidad Kg/m3 8.05

Viscosidad cp 0.012




Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 11/2” de diámetro

P-31001, para suministro de hidrogeno fresco del FA-3105. La mezcla de gases se

alimenta en el plato 21. Características del hidrogeno fresco a la DA-3101

Flujo másico kg/hr. 35

Peso Molecular 2.97

Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.009






Página 149

En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-31136, que descarga al

sistema de gases al quemador.

Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador

por medio de la tubería de 8” de diámetro P-37121 controlando salida la válvula de

presión PV-31025 A.

También se puede enviar la corriente de vapores al sistema de gas de venteo por

la tubería de 11/2” de diámetro P-31056 con la válvula de control de presión PV-

31025B. Características del venteo de gases a DA-3301


Peso Molecular 24.2

Temperatura °C 70


Densidad Kg/m3 7.44

Viscosidad cp 0.0119




Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1”

de diámetro P-37130.

Los fondos del FA-3102, se envían por tubería de 12” de diámetro P-31044 a la

succión de las bombas GA-3102/S, que tienen una capacidad de 325 m3/hr, de

donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-3101/S.



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Características del fluido a las bombas GA-3102



Temperatura °C 66


Densidad Kg/m3 609

Viscosidad cp 0.134




Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una

presión de 19 Kg/cm2 man y temperatura de 210 ºC, previo a los filtros se cuenta

con un retorno al FA-3102, este flujo es controlado por la válvula FV-31004. En la

entrada de estos filtros están instaladas las válvulas de seguridad PSV-31111 y

31112.

De los filtros por tubería de 8” de diámetro P-31050, el fluido se retorna al domo de

la torre hidrodesulfuradora DA-3101.

V.2.1.2 Producto LCN

Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-

31022, que se reduce a 6” de diámetro antes de la entrada al enfriador de aire EC-

3102. Que está diseñado para una capacidad de enfriamiento de 1.35 millones de

Kcal/hr., con una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,y 150 °C de temperatura.



Página 151

Características del fluido al EC-3102



Temperatura °C 105


Densidad Kg/m3 577

Viscosidad cp 0.117



Corriente 1127 fase------ liquido

Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-3105. El cuerpo de este enfriador

está construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,

y 150 ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a una

presión de 10 Kg/cm2 y 75 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por

tubería de 6” de diámetro P-31059 al límite de batería.

También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta

fuera de especificación.

V.2.1.3 Reboilers del fondo de la DA-3101.

Esta corriente sale de la torre por tubería de 30” de diámetro P-31025, con una

temperatura de 191 ºC, entrando al EA-3103, por lado del cuerpo para incrementar

su calor, regresando a la torre a una temperatura de 199 ºC. el reboiler es un

recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5

Kg/cm2 man., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos



Página 152

son de acero al carbón, con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man., y temperatura

de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de 13.59 millones de Kcal/hr.

Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura de 166 a

170 ºC, al pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-3104, esta corriente sale en

plato 29, y regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal

diseñado el lado cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm2 man., y temperatura de

245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo

304L, con presión de diseño de 24.6 Kg/cm2 man., y temperatura de 343 ºC, tiene

una capacidad de intercambio de 8 millones de Kcal/hr.

V.2.1.4 Fondo de la DA-3101.

Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 10”de diámetro P-

31023, hacia las bombas GA-3103/S, que tienen una capacidad de 220 m3/hr.

Características del fluido de salida de fondos de la DA-3101



Temperatura °C 199


Densidad Kg/m3 566.

Viscosidad cp 0.121






Página 153

De las GA-3103/S es fluido es bombeado por tubería de 8” de diámetro P-31034 a

los filtros FD-3102/S, estos filtros tienen una capacidad de 244 m3/hr., diseñados

con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de

construcción es de acero al carbón.

Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre

por una tubería de 4” de diámetro P-31012, controlándose el flujo de esta corriente

a través de la válvula de control FV-31003.

Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo de los filtros, se encuentra

instalada una válvula de retención check y la válvula de control automático de

flujo FV-31013.

Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de

seguridad, PSV-31116 y PSV-31117, calibradas a 39 Kg/cm2 man. cuya descarga

es al quemador.

La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente

están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del

domo por tubería de 6” de diámetro P-31061, o bien enviar a la entrada del

reboiler EA-3103, y de este regresar a la torre DA-3101.

Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-3101,

como carga al FA-3102.

La otra corriente de nafta (HCN), se recibe en el acumulador FA-3103, que opera

a 2.0 Kg/cm2 de presión y temperatura de 32°C. Este recipiente es cilíndrico



Página 154

horizontal, tiene un diámetro de 1.7 m. y longitud de 4.7, está diseñado a 210°C de

temperatura y presión de 6.0Kg/cm2 man.

Características del flujo de nafta HCN a FA-3103



Temperatura °C 32


Densidad Kg/m3 850

Viscosidad cp 0.942




Del FA-3103 el fluido se envía por tubería de 4” de diámetro P-31073 a la succión

de las bombas GA-3104/S, que tienen una capacidad de 32 m3/hr., de donde se

transporta al cambiador de calor EA-3107, que está diseñado por el lado cuerpo a

210 °C, de temperatura y presión de 39 Kg/cm2 man., los tubos están diseñados a

una temperatura de 330 °C y presión de 33Kg/cm2. Man el material de

construcción de estos recipientes es de acero al carbón. En la salida de este

cambiador se encuentra instalada la válvula de seguridad PSV-31170.

Del cambiador EA-3107 se envía a los filtros FD-3102/S.



Página 155

Características del flujo de nafta HCN a salida de los cambiadores EA-3107



Temperatura °C 75


Densidad Kg/m3 821

Viscosidad cp 0.583




Después de los filtros la corriente combinada de nafta ligera y pesada, se envía

por tubería de 8” de diámetro P-31038, a los cambiadores de calor EA-3201

A/B/C.

Características del flujo de corriente combinada a los EA-3201



Temperatura °C 183


Densidad Kg/m3 617

Viscosidad cp 0.156






Página 156

Los EA-3201 son recipientes cilíndricos horizontales, el cuerpo es de acero al

carbón con cubierta interna de acero inoxidable tipo 304L, para una presión de

diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los tubos son de acero inoxidable

tipo 304L diseñados a 30 Kg/cm2 man. y 343 ºC. Antes de los cambiadores de

calor la corriente recibe la aportación de hidrogeno del GB-3102. Los cambiadores

cuentan con by-pass a través de la tubería P-32102.

Características del fluido de entrada de los cambiadores EA-3201 A/B/C

Flujo másico kg/hr. 151,939 (vapor 3,201 liquido 148,738)

Peso Molecular 108.11 (vapor 27.90 liquido

Temperatura °C 180


Densidad Kg/m3 vapor 15.68 liquido 612

Viscosidad cp vapor 0.016 liquido 0.147

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.690 liquido 0.649

Azufre ppm (peso) -----

Corriente 1142 fase------mezcla

De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-3201, por tubería de12”


Las corrientes de hidrogeno que se unen antes de los cambiadores EA-3201

A/B/C, se recibe del límite de batería y de tanques de almacenamiento de

hidrogeno fresco, entrando al límite de batería por la tubería de 6” de diámetro P-

37001 que cuenta con una válvula controladora HV-31005, a esta tubería se une

el hidrógeno proveniente del EA-3108, para entrar por una sola línea en el tanque

acumulador de hidrogeno para compresión FA-3105. Este es un recipiente



Página 157

cilíndrico vertical construido de acero al carbón, tiene una altura de 2.7 m. y

diámetro interno de 0.7 m., está diseñado a 22.0 Kg/cm2 man., de presión y

temperatura de 150 ºC., cuenta con nivel óptico e indicador transmisor de nivel a

tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la válvula de seguridad PSV-31138

calibrada a 10.0 Kg/cm2 man. de presión que descarga al quemador.

Este recipiente en caso requerido puede descargar al quemador a través de la

válvula controladora de presión PV-31002 y tubería de 4” de diámetro P-37136.

Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería de 2” de

diámetro P-31066, controlándose el flujo a través de la válvula de nivel del tanque

LV-31015, al tanque acumulador de carga FA-3101 de la torre CDHYDRO.

Por el domo del acumulador FA-3105, la corriente de hidrogeno sale por tubería

de 6” de diámetro P-31004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-3101 por

tuberías de 11/2” de diámetro P-31001 y 31002, así como por tubería de 2” de

diámetro P-31002 al acumulador de carga FA-3101, también opcionalmente se

puede enviar a la DA-3301 por tubería de 11/2” de diámetro.

La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 6” de diámetro, se envía a

la succión de los compresores GB-3102/S (compresores de hidrogeno), que tienen

una capacidad de 531 m3/hr con una AP de 8.1 Kg/cm2 y potencia al freno de 254

KW, los compresores cuentan con las válvulas de seguridad PSV- 31140.



Página 158

Características del fluido de entrada a los GB-3102/S


Peso Molecular 2.97

Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.009



Corriente 1110 fase------ vapor

La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 4” de

diámetro P-31006, aumentando el diámetro a 6” para unirse a la descarga del

compresor GB-3102S, para finalmente por tubería de 4” de diámetro P-3108 se

envían a la descarga del compresor GB-3201 para enviarse por tubería de 8”de

diámetro P-32046 al calentador a fuego directo BA-3201.

La descarga de los compresores GB-3102/S se envían también a los cambiadores

de calor EA-3201 A/B/C por tubería de 2” de diámetro P-31006 y por tubería de 3”

de diámetro P-31011 a los cambiadores de calor EA-3301 A/B.

Características de la corriente de hidrogeno al BA-3201


Peso Molecular 3.0

Temperatura °C 98





Página 159

Viscosidad cp 0.010




La corriente de hidrogeno que viene de los compresores se mezcla con la

corriente de nafta proveniente de las bombas GA-3202/S, EA-3103, EA-3304, EA-

3302, y EA-3205 la mezcla se hace por medio de tuberías de 4” de diámetro, a

tuberías de 8”, controlando el flujo de cada entrada por medio de las válvulas

controladoras FV-32001 A/B/C/D, para entrar por tubería de 8” de diámetro a cada

serpentín del calentador.

Los compresores GB-3102/s puede by-pasear por tubería de 4” de diámetro P-

31013.

Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3”

de diámetro que se envía a los enfriadores EA-3108, que son recipientes

cilíndricos verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de

entrada del acumulador FA-3105. El flujo de la corriente hacia el enfriador es

controlado por la válvula controladora PV-31014.

La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de

carga a la columna DA-3201, se une antes de los cambiadores EA-3201 A/B/C, a

través de una tubería de 3” de diámetro P-32107.

Características del fluido de entrada a los EA-3201 A/B/C

Flujo másico kg/hr. 151,939 (liq. 148,738 vap. 3,201)

Peso Molecular Mezcla 108.11 (vapor 27.90)



Página 160

Temperatura °C Mezcla 180

Presión Kg/cm2 man. Mezcla 20.3

Densidad Kg/m3 Vapor 15.680 liquido 612.000

Viscosidad cp Vapor 0.016 liquido. 0.147



Corriente 1142 fase------ mezcla

La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.

V.2.1.5 Columna DA-3201

La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 4.8 m., de diámetro interno y 70,4

m., de altura, está construida de acero al carbón con recubrimiento interno de

acero inoxidable, la operación del domo es 17.6 Kg/cm2 man., de presión y 263

ºC de temperatura, el fondo del recipiente opera a 17.9 Kg/cm2 de presión man y

temperatura de 334 ºC,

V.2.1.6 Reflujo del domo de la DA-3201

Por el domo de la columna DA-3201, los vapores salen por tubería de 14” de

diámetro P-32001, donde se encuentran instaladas las tres válvulas de seguridad

PSV-32107 A/B/C, calibradas a 24.6 y 25.8 y 25.8 Kg/cm2 de presión man

respectivamente, mismas que desfogan al quemador.

Características de los vapores de salida de la DA-3201



Temperatura °C 205




Página 161


Viscosidad cp 0.013




De esta tubería de 14” de diámetro, se envía una corriente al cambiador de calor

EA-3104, a través de la tubería de 12” de diámetro P-32003, esta corriente es

controlada por la válvula de flujo FV-32026, en el cambiador señalado la corriente

de vapores cede calor a la corriente del reboiler de fondos de la torre DA-3101,

disminuyendo su calor de 262 ºC a 176 ºC de temperatura, de donde se envía al

enfriador de aire EC-3203 que tiene una capacidad de transferencia de calor de

7.66 x 10(6) Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de acero al carbón, diseñados

a 24.6 Kg/cm2 de presión man y 343ºC de temperatura, la temperatura de salida

de los gases es contralada a través de indicador controlador TIC-32045, mismo

que regula la operación de los ventiladores del enfriador.

Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido

proveniente del cambiador de calor del generador de vapor EA-3202, al calentador

BA-3102 y de los cambiadores de calor EA-3201, de la entrada de carga a la

columna DA-3201.

Características del fluido de entrada al EC-3203

Flujo másico kg/hr. 249,314 (VAP. 48,266 y LIQ 201,048)

Peso Molecular Mezcla 92.65 vap. 54.90

Temperatura °C 208




Página 162

Densidad Kg/m3 Vap. 25.210 liq. 565.000

Viscosidad cp Vap. 0.14 b liq. 0.112

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.626 liq. 0.716



Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-3201, que es

un recipiente cilíndrico horizontal de 3.4 m. de diámetro interno y 10.7 m. de

longitud, tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-32111 calibrada a 24.6

Kg/cm2 man., la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2 y

temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque

opera a 15.9 Kg/cm2 de presión man y 204ºC de temperatura.

De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 12” de diámetro

P-32027, a la succión de las bombas GA-3201/S, de esta tubería parte del flujo se

envía a la torre DA-3203 por la tubería de 8” de diámetro P-32026. Características del fluido a la DA-3203

Flujo másico kg/hr. 81,023 (vapor 5,775. liquido 75,248)

Peso Molecular 110.86 (vapor 85.20 liquido ---)

Temperatura °C 199



Viscosidad cp Vapor 0.011 liquido 0.129

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0,582 líquido 0.700





Página 163

Las bombas tienen una capacidad de 216 m3/hr., diferencial de altura 149 m y

potencia al freno de 93.1 kw, la tubería de descarga es de 8” de diámetro, de

donde se puede retornar al tanque a través de la tubería de 4” de diámetro P-

32090 a través de válvula FV-32051. En la línea de 8”, está instalada una válvula

de control de flujo FV-32034, cuya operación está en función del nivel del tanque

acumulador FA-3201., posterior a esta válvula, se encuentran los filtros FD-

3201/S, diseñados para un flujo de 216 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man.,

y temperatura de 343ºC, el material de construcción de estos filtros es de acero al

carbón, previo a los filtros señalados, se tienen instaladas dos válvulas de

seguridad PSV 32123 y 32124, el fluido filtrado se envía como reflujo a la columna

DA-3201. Características del fluido de reflujo al domo de la DA-3201



Temperatura °C 205



Viscosidad cp 0.115




Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro,

se pueden enviar al quemador a través de la tubería de 6” de diámetro donde está

instalada la válvula HIC-32002.



Página 164

Estos vapores fluyen también por la salida por tubería de 14” de diámetro P-

32002, a través de la válvula de control de presión diferencial PDV-32015, a la

caldereta EA-3202, que está diseñada por lado tubos para una presión de 24.6

Kg/cm2 man., y temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo

304L, por el lado cuerpo está diseñado a 32 KG/cm2 de presión man., temperatura

de 375ºC y material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304. La

temperatura de operación es de 227ºC.

Del EA-3202 los gases son enviados por tubería de 10” de diámetro P-32023, al

enfriador de aire EC- 3203 junto con la corriente proveniente de los EA-3104.

Existe otra salida de gases del domo de la columna DA-3201 que se realiza por

tubería de 14” de diámetro P-32001, que ceden calor en los cambiadores EA-3201

A/B/C, a la corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 263

a 216 ºC., para integrarse a la corriente de entrada del enfriador de aire EC-3203.

Del EC-3203 la corriente es enviada por tubería de 24” de diámetro P-32024, al

acumulador de reflujo FA-3201.

V.2.1.7 Circuito del fondo DA-3201.

Del fondo de la columna DA-3201, la corriente sale por tubería de 24” de diámetro

P-32006, a una temperatura de 334 ºC. y 17.9 Kg/cm2 de presión man., en dicha

tubería se tiene un derivación de 6” de diámetro P-32007, cuyo flujo se controla a

través de la válvula controladora de flujo FV-32029, de esta válvula la corriente

entra al fondo de la torre DA-3203 (torre separadora de sulfhídrico).



Página 165

Características del fluido al fondo de la DA-3203

Flujo másico kg/hr. 28,764 .(vapor 12,529 liquido 16,235)

Peso Molecular 153.29 (vapor 148.70 .liquido ---)

Temperatura °C 306


Densidad Kg/m3 Vapor 31.140 líquido 572.00

Viscosidad cp Vapor 0.012 líquido 0.112

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.626 líquido 0.751



Por la tubería de 24” de diámetro P-32006 llega a la succión de las bombas GA-

3202/S, que están diseñadas con una capacidad de 1207 m3/hr, con una

diferencial de altura de 171 m. y potencia al freno de 460 kw.

Características del fluido a la succión de las bombas GA-3202/S



Temperatura °C 334



Viscosidad cp 0.079






Página 166

La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 16” de diámetro P-

32013, esta descarga tiene varias opciones: la primera es que puede ser enviada

a la columna DA-3201 por tubería de 8” de diámetro P-32085, controlándose este

flujo por medio de la válvula FV-32002.

La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-32017 al

reboiler EA-3103, donde cede calor al flujo de alimentación de carga de la torre

DA-3101, para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-3202/S,

por la tubería de 8” de diámetro P-31028, que incrementa el diámetro a 16” de

diámetro, para recibir los flujos de los cambiadores EA-3302, EA-3304 y EA-3205.

El flujo de estos recipientes se controla por medio de la válvula TV-32044, de

donde finalmente se integran a la tubería de descarga de de las bombas.

Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por la tubería

de 8” de diámetro P-32014 al cambiador EA-3302, tubería de 8” de diámetro P-

32016 al cambiador EA-3304 y tubería de 6” de diámetro P-32015 al cambiador

EA-3205.

Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente

del equipo PA-3202 por una línea de 1” de diámetro 32104.

Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-3201.

Características del fluido en la descarga de las bombas GA-3202/S



Temperatura °C 335




Página 167


Viscosidad cp 0.079




La carga al calentador BA-3201 se ingresa en 4 serpentines cada uno por tubería

independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las

válvulas FV-32011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada

serpentín reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-3102/S Y GB-

3201.

V.2.1.8 Calentador BA-3201

Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de

calor de 46.39 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo.

El combustible que se utiliza es gas que se recibe por la tubería de 8” de diámetro

P-37001 en el límite de batería de la planta, la entrada a los quemadores del

calentador es a través de la tubería de 8” de diámetro P-37002. El nitrógeno de

inyección al gas combustible se recibe en límite de batería por la línea de 2” de

diámetro P-37015.

El gas a pilotos se suministra por la línea de 3” de diámetro PG-37012, la presión

es controlada por medio de la válvula PCV-32103, cuya operación está en función

de la presión de entrada al calentador.

Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas

nitrógeno.



Página 168

El calentador cuenta como una medida de protección con líneas de vapor de 2” de

diámetro (de 1 ¼ Cr ½ Mo) que se utiliza como vapor de apagado, teniéndose las

descargas localizadas en el cabezal de los serpentines.

Los gases calientes que se emiten por la chimenea del calentador, se utilizan para

sobrecalentar los vapores del EA-3202 enviándose fuera del límite de baterías de

las plantas, el material de la tubería del serpentín empleado para sobrecalentar los

vapores es de 1 ½ Cr y ½ Mo. La presión de este vapor está controlada por la

válvula PV-32035, la tubería cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-32118

calibrada a una presión de 22.5 Kg/cm2 man.

La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte

baja del calentador (zona de radiación) a través de cuatro tuberías de 16” de

diámetro P-32019-22 de aleación 5Cr. 1 ½ Mo, uniéndose en un cabezal de 30”

de diámetro P-32019 del mismo material que las de los serpentines. Por esta

tubería la nafta se envía a la Columna CDHDS. Características del fluido del calentador al fondo de la DA-3201



Temperatura °C 336









Página 169

V.2.1.9 Separador de gases ácidos DA-3203

La corriente del fondo de la DA-3201, que se envía por tubería de 6” de diámetro

P-32007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-3203, donde se recibe con una

temperatura de 306ºC.

Esta torre está construida de acero al carbón con internos de acero inoxidable tipo

410, tiene una altura de 27.1 m., diámetro interno de 3.0 m., presión manométrica

de 9.0 y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo se encuentra instalada la

PSV-32138 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.

La torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión. Características del fluido del DA-3201 al separador DA-3203


Peso Molecular 153 (vapor 148 liquido ---)

Temperatura °C 306







En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-3201 al

domo de la Columna DA-3201.



Página 170

Características del fluido del FA-3201 al separador DA-3203



Temperatura °C 199







Antes de entrar al separador esta corriente recibe la aportación del fluido

proveniente del tanque separador de CDHDS frio FA-3203 por tubería de 2” de

diámetro P-32040.

En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-3202 por

tubería de 6” de diámetro P-32034 Características del fluido de FA-3202 al separador DA-3203

Flujo másico kg/hr. 42,343 (vapor 50 liquido 42,293)


Temperatura °C 66









Página 171

V.2.1.10 Reflujo al domo de la torre DA-3203

El domo de la DA-3203 opera a 159 ºC, y 7.0 Kg/cm2, man. y el fondo a 7.2

Kg/cm2 man., y 221 °C. El cuerpo es de acero al carbón los internos son de acero

inoxidable 410, está diseñada 9.0 Kg/cm2, man., y temperatura de 330 ºC, Tiene

una altura de 27.1 m., y 3.0 m. de diámetro interno. La torre en el domo tiene

instalada la válvula PSV-32138 de 6” de diámetro calibrada a 9.0 Kg/cm2. man.

Del domo de la DA-3203 el flujo se envía por tubería de 10” de diámetro P-32051,

los gases ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-3202, el

cual tiene una capacidad de enfriamiento de 2.03 millones Kcal/hr, la presión de

diseño es de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al

carbón. Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del

controlador HIC y la válvula HV-32004. La tubería del by-pass es de 6” de

diámetro P-32100. Características del fluido de entrada al enfriador EC-3202.



Temperatura °C 160



Viscosidad cp 0.011






Página 172

La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador

la aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-3201 que es

transportada por la tubería de 2” de diámetro P-32001,

El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 6” de diámetro P-

32053, al tanque acumulador de reflujo de acido FA-3205 que opera a 6.7Kg/cm2,

man. y 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal tiene 1.5 m. de

diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man.de presión,

y 200 ºC de temperatura, el material de construcción es acero al carbón.

Los gases en acumulador de reflujo FA-3205 se envían por tubería de 4” de

diámetro P-32065, junto con la corriente de vapores del acumulador FA-3303, al

condensador EA-3204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para

intercambiar .59 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una

presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man, y temperatura de 200 ºC. el lado tubos

también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man, y

temperatura de 75 ºC de temperatura. Características del fluido de entrada al cambiador EA-3204.



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.013






Página 173

El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se

envían al absorbedor de amina DA-3302. Características del fluido condensado de retorno del EC-3204.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.265




De este acumulador FA-3205 el liquido se envía por tubería de 6” de diámetro P-

32060, a la succión de bambas GA-3203/S. estas bombas tienen una capacidad

de 25 m3/hr, con una diferencial de altura de 65 m., y potencia al freno de 9.6 kw. Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-3203/S.



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.230






Página 174

La descarga de estas bombas es por la tubería de 4” de diámetro P-32062, por

donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-3203. El flujo de está

tubería se controla por la válvula FV-32049, previo a esta válvula se encuentra el

reflujo al tanque acumulador FA-3205, está corriente fluye por la tubería de 2” de

diámetro P-32064, el flujo se controla con la válvula FV-32048.

La purga del acumulador FA-3205 se manda por tubería de 2” de diámetro P-

32003 al acumulador de agua amarga 3305.

V.2.1.11 Fondo de la torre DA-3203

El fondo de la torre opera a 211 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.

Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 18” de

diámetro P-32049, al reboiler EA-3205 que es un recipiente cilíndrico horizontal

absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-3202/S,

incrementando la temperatura de 210 ºC a 221 ºC, para ser reintegrado a la torre

DA-3203. La otra salida, que es por la tubería de 10” de diámetro P-32050, la

corriente se va a la succión de las bombas GA-3204/S, que tienen una capacidad

de 263 m3/hr., una diferencial de altura de 321 m. y potencia al freno de 223 kw. Características del fluido a la succión de las bombas GA-3204/S.



Temperatura °C 210



Viscosidad cp 0.122






Página 175

De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 8” de diámetro P-32058

controlado por la válvula FV-32046, hasta los cambiadores de calor EA-3301 A/B

donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-3301.

Incrementando la temperatura de 210 °C a 247 °C, de la descarga de las bombas

existe la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-3203, por la tubería de 4” de

diámetro P-32084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-32054, esta

línea normalmente se encuentra fuera de operación.

Después de la válvula de control FV-32046, la corriente se puede enviar al EA-

3101C por la tubería de 8” de diámetro P-32059, sin embargo normalmente se

encuentra fuera de operación.

Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores

EA-3301 A/B por la tubería de 8” de diámetro P-32058, esta tubería antes de los

cambiadores incrementa el diámetro a 16” de diámetro, para recibir la aportación

de hidrogeno proveniente de los compresores GB-3102/S y la de nafta

estabilizada de la bomba GA-3303/S, estos cambiadores son recipientes

cilíndricos horizontales que tienen una capacidad de intercambio de calor de 14.06

millones de Kcal/hr. Están construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado

a 33 Kg/cm2 man., de presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se

envía por tubería de 18” de diámetro P-33001 al cambiador de carga del reactor

de pulido EA-3302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una capacidad de

intercambio de calor de 7.71 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de acero al carbón,

está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man, y temperatura de 343 °C, los

tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man de presión y



Página 176

temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 18”

de diámetro P-33002, para llegar al reactor de pulido DC-3301, antes de entrar al

reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la

bomba GA-3202/S, que normalmente está fuera de operación. En esta tubería se

encuentra instalada la válvula de seguridad PSV-33160, calibrada a 33.0 Kg/cm2

man. de presión y la PSV-33104 A calibrada a 24.6 Kg/cm2 man de presión que

descargan al quemador. También están instaladas dos válvulas de seguridad

calibradas a 25.83 Kg/cm2 man de presión (PSV-33104 B/C). Características del fluido de entrada al rector DC-3301



Temperatura °C 263





Azufre ppm (peso) -----65


V.2.1.12 Reactor DC-3301

Es un recipiente cilíndrico vertical de 3.4 m., de diámetro interior y altura de 7.75

m., está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man., de presión,

y 343 °C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 15.1 Kg/cm2

man y temperatura de 263 °C, está empacado de catalizador para la reacción de



Página 177

separación del azufre de la nafta, este catalizador es patente de CATALYTIC

DISTILLATION TECHNOLOGIES, el fondo del reactor opera a 266 °C de

temperatura y 14.4 Kg/cm2 man., de presión.

El reactor cuenta con 3 indicadores transmisores de temperatura en la parte

superior, 3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un

sistema de medición de la caída de presión del recipiente.

El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía

por la tubería de 18” de diámetro P-33003, al cambiador de efluentes del reactor

EA-3301 A/B. Características del fluido de salida del rector DC-3301



Temperatura °C 266





Azufre ppm (peso) ---


Del reactor la corriente se envía por la tubería de 18” de diámetro P-33003, al

cambiador de efluente EA-3301 A/B, de donde se envía por tubería de 18” de

diámetro P-33005 al acumulador de efluente calientes del reactor FA-3301, que

es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.3 m., de diámetro interno y 9.2 de

longitud, tiene instaladas las válvulas de seguridad PSV-33123 A/B de 6” de



Página 178

diámetro, calibradas a 22.0 y 23.1 Kg/cm2 man de presión respectivamente, el

recipiente está diseñado a 24.6 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 343 °C,

está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera

235 °C de temperatura y 13.4 Kg/cm2 man de presión, los vapores de este

recipiente salen por tubería de 12” de diámetro P-33007.

Características de los gases de salida del acumulador FA-3301.



Temperatura °C 234



Viscosidad cp 0.013




Está corriente se envía al condensador de aire EC-3301, que tiene una capacidad

de enfriamiento de 14.93 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2

man.de presión y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero

al carbón con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a

través de la línea de 8” de diámetro P-33045 controlándose el flujo con la válvula

HV-33002.

La corriente se envía por tubería de 10” de diámetro P-33008, hacia el acumulador

de efluentes fríos del reactor de pulido FA-3302, que es un recipiente cilíndrico

horizontal de 1.8 m de diámetro interno y longitud 5.4 m, está diseñado a 24.6



Página 179

Kg/cm2 man. de presión y 270°C de temperatura, el cuerpo del recipiente es de

acero al carbón relevado de esfuerzo.

Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-33126 de 2” de diámetro

calibrada a 24.6 Kg/m2 man. de presión, que descarga al quemador. Además

cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.

Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 6” de

diámetro P-33010, hacia el enfriador EA-3306.

Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-3302


Peso Molecular 5.42

Temperatura °C 65


Densidad Kg/m3 2.64

Viscosidad cp 0.012




El enfriador de vapores del reactor EA-3306, es un recipiente horizontal con una

capacidad de intercambio de 0.009 millones de Kcal/hr. el lado cuerpo está

diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y 270 °C de temperatura. Está construido

de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al carbón

diseñados a 19.0 Kg/cm2 man. de presión, y 75 °C de temperatura.

De este enfriador los condensados se regresan al acumulador.



Página 180

Características de la corriente de condensados del EA-3306 al FA-3302.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.326




La corriente de vapores se envía por tubería de 6” de diámetro P-33057, para

unirse al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-3203. Características de la corriente de vapores de salida del FA-3302


Peso Molecular 4.23

Temperatura °C 38


Densidad Kg/m3 2.11

Viscosidad cp 0.010




Los fondos de los tanques acumuladores FA-3301 y FA-3302 se envían por

tubería de 12” de diámetro P-33006 y de 8” de diámetro P-33009, los flujos de

estas corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas controladoras



Página 181

de los niveles de los tanques acumuladores FV-33004 y FV-33005, para

finalmente la corriente descargue a la torre estabilizadora de naftas DA-3301.

Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro, al

acumulador de aguas FA-3305.

V.2.1.13 Torre estabilizadora DA-3301.

La torre estabilizadora de naftas DA-3301, es un recipiente cilíndrico vertical de

4.0 m., de diámetro interno y 27.0 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man

de presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón

relevado de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man.,de presión y

temperatura 167 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man., de presión y 210 °C, de

temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes:

Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-3302.

Características del fluido del acumulador FA-3302 a DA-3301



Temperatura °C 66


Densidad Kg/m3 Vapor 2.18 liquido 704



Azufre ppm (peso) ----


Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-3301.



Página 182

Características del fluido del acumulador FA-3301 a DA-3301


Peso Molecular 118.97 (vapor 101 liquido ---)

Temperatura °C 223






Corriente 1182 fase --------mezcla

También se recibe en esta torre la corriente de gases del compresor GB-3101.

Características del fluido del compresor GB-3101 a la DA-3301



Temperatura °C 70


Densidad Kg/m3 7.44





La torre cuente con la válvula de seguridad, la PSV-33128 A de 6” calibrada a 9.0

Kg/cm2 man. que se encuentra localizadas en la tubería de salida del domo, esta



Página 183

torre tiene instalados en el cuerpo indicadores transmisores de presión y

temperatura.

V.2.1.14 Reflujo del domo DA-3301.

Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 14” de diámetro P-33019,

para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-3302, con las siguientes

características:

Características de la corriente que entra al condensador de nafta EC-3302


Peso Molecular 80.6

Temperatura °C 167



Viscosidad cp 0.011




El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 4.4 millones de Kcal/hr,

esta diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man., de presión y 330 °C de temperatura, es de

acero al carbón relevado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a

través de la tubería de 6” de diámetro P-33056, y la válvula controladora HV-

33003. El condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del

TIC-33022.



Página 184

La salida de este condensador se descarga por tubería de 6” de diámetro P-

33021, al acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-3303. El acumulador es

un recipiente cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.5

m., esta diseñado a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero al

carbón relevado de esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg7cm2 man., de

presión y 66 °C de temperatura, por el domo salen los vapores ácidos por tubería

de 4” de diámetro P-33027, para unirse a la corriente del fluido de vapores del

acumulador FA-3205. Características de la corriente de vapores del FA-3303.



Temperatura °C 66


Densidad Kg/m3 4.39

Viscosidad cp 0.013




Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 6” de diámetro P-33022 a la

succión de las bombas GA-3301/S

Características de la corriente de fondos del FA-3303 a las bombas GA-3301/S.



Temperatura °C 66





Página 185

Viscosidad cp 0.234



Corriente 1186 fase--------líquido

De estas bombas la fase liquida es bombeada por tubería de 3” de diámetro P-

33024, como reflujo al domo de la torre DA-3301. De esta corriente una parte del

flujo se envía como reflujo al acumulador a través de la tubería de 3” de diámetro

P-33026, controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-33011,

De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro P-

33005, al acumulador de aguas amargas FA-3305.

V.2.1.15 Fondos de la torre DA-3301

Del fondo de la torre DA-3301 se envía la corriente al reboiler EA-3304, donde

incrementa el calor de 210 a 222°C.

La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de

diámetro P-33013 a la succión de las bombas GA-3302/S, que tienen una

capacidad de 263 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 321

m., y potencia al freno de 201 kw.

Características de la corriente de fondos de la DA-3301 a las bombas GA-3302/S.



Temperatura °C 210




Página 186


Viscosidad cp 0.122




De estas bombas el producto se envía por tubería de 8” de diámetro P-33034, a

los EA-3101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-

3101, donde se tiene instalada la válvula de seguridad PSV-31176 y

posteriormente está corriente se envía por tubería de 8” de diámetro P-31011 al

cambiador de calor EA-3107, previó al cambiador se encuentra instalada la válvula

de seguridad PSV-31177. Ésta corriente sale al condensador de aire EC-3303 por

tubería de 8” de diámetro P-31078, el condensador está diseñado con una

capacidad de intercambio de calor de 1.29 millones de Kcal/hr., presión de 33

Kg/cm2 man. y 250 °C de temperatura. El material de construcción de este

condensador es acero al carbón.

La nafta sale de este condensador por tubería de 8” de diámetro P-33031 y entra

al enfriador de producto estabilizado EA-3305 que está construido el lado cuerpo

de acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 2.27 Kcal/hr., para una

presión de 33 Kg/cm2 man.. y temperatura de 220°C, el lado de tubos esta

diseñado a una presión de 25.4 Kg/cm2 y temperatura de 75°C, también es de

acero al carbón, de donde se envía como producto junto con la corriente de la

nafta ligera estabilizada al límite de batería controlándose el flujo por medio de la

válvula FV-33015.



Página 187

Características de la corriente de nafta estabilizada de EA-3305 al límite de batería.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.481


Azufre ppm (peso)


Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las

características, se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-

33037.

V.2.1.16 Aguas amargas.

El tanque acumulador de aguas amargas FA-3305, recibe las corrientes de los

tanques FA- 3101, 3102, 3103, 3202, 3205, 3203, 3301, 3302, 3305 y 3203, que

opera a 100°C de temperatura y 1.0 Kg/ cm2 man. de presión. Este tanque está

construido acero al carbón relevado de esfuerzo, a una presión de diseño de 6.0

Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las dimensiones del tanque son 1.8 de

diámetro interno y 3.6 m., de longitud, cuenta con la válvula de seguridad PSV-

33118.

De esta tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de

diámetro P-37311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-



Página 188

3304/S para ser bombeada por la tubería de 2” de diámetro P-33010 (tubería de

salida al límite de batería a tratamiento).

V.2.1.17 Circuito de amina DA-3302

Los vapores del EA-3204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-32067 en la

torre absorbedora de amina DA- 3302, la torre está construida de acero al carbón

relevado de esfuerzo, diseñada a 9.0 Kg/cm2 man de presión y temperatura de

150°C, este recipiente tiene 0.7 m., de diámetro interno y altura 20.2 m.

Características del fluido de salida del EA-3204 a la DA-3302.



Temperatura °C 38


Densidad Kg/m3 4.4

Viscosidad cp 0.012




Está torre recibe la corriente de amina de limite de batería por tubería de 3” de

diámetro P-37004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-33013.

Los gases salen de la torre DA-3302 por la parte superior del recipiente por la

línea de 4” de diámetro P-33030, y la presión es controlado por la válvula PV-

33012. Estos gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-

3304



Página 189

Características de los gases de salida de la DA-3302 al FA-3204



Temperatura °C 46


Densidad Kg/m3 3.59

Viscosidad cp 0.012




El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6

m., de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad

calibrada a 9.0 Kg/cm2 man de presión, que descarga es al quemador.

El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo,

está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man, de presión y 150 °C de temperatura, las

condiciones de operación son 6.1 Kg/cm2 man. y 46°C.

La salida de los gases del FA-3304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-

33050, al enfriador EA-3303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 70 mil

Kcal/hr, el cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo

diseñado a 9.0 Kg/cm2 man, de presión y 150 °C de temperatura, los tubos son de

acero al carbón diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 55°C de temperatura.

Este cambiador recibe el medio de enfriamiento por lado tubos y en la salida de

está instalada la válvula de seguridad PSV-33117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.



Página 190

Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6”

de diámetro P-33052 a 38°C de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man de presión con flujo

másico de diseño de 1954 Kg/hr.

Los fondos del tanque acumulador absorbedor FA-3304, la corriente de amina rica

sale por la tubería de 2” de diámetro AM-37304 para unirse a la tubería de 3” de

diámetro AM-37301 de descarga de la corriente de amina rica del DA-3302. El

flujo másico de las dos descargas es de 9,511 Kg/hr. A una temperatura de 46 °C

y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al límite de batería.

V.2.2 Descripción detallada del proceso de la planta Desulfuradora

Cadereyta 2 (ULSG 2)

La nafta (LCN) de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-2, por tubería

de 6”de diámetro P-47001, de esta tubería se puede retornar a los tanques de

almacenamiento de nafta por tubería de 6” de diámetro P-41009, este retorno es

controlado por la válvula LV-41001). El flujo de alimentación cuenta con una

válvula de corte rápido de flujo (XV-41004), para posteriormente llegar a los filtros

de naftas FD-4103/S con una presión de 2.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura.

Características del fluido de entrada a los filtros FD-4103/S



Temperatura °C 32





Página 191

Viscosidad cp 0.329



Corriente 1100 fase----liquido

Los filtros son recipientes que tienen una capacidad de 135 m3/hr, están

diseñados 6.0 Kg/cm2 man.,de presión y 210 ºC de temperatura, el material es de

acero al carbón. En la entrada de los filtros se encuentran instaladas la válvula de

seguridad PSV-41106 y PSV-41107.

De estos filtros la nafta se envía por tubería de 6” de diámetro P-41065 del mismo

material, al tanque acumulador de carga FA-4101, que es un recipiente horizontal,

de acero al carbón, de 2.6 m. de diámetro interno y longitud de 7.4 m. esta

diseñado a las mismas condiciones de presión y temperatura de los filtro. Donde

también se puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador de gas de

recirculación al compresor, FA-4104 por tubería de 2” de diámetro P-41055 y por

tubería de 2” de diámetro P-41066 del tambor de alimentación al compresor de

hidrogeno FA-4105.

El tanque FA-4101 opera a 2.0 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 32 ºC.

Este tanque tiene instalada la PSV-41133 de 3” de diámetro que descarga al

quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a quemador de

campo a través de tubería de 3” de diámetro P-41031, controlándose la presión

con la válvula de 1 1/2” de diámetro PV-41001A , el agua se descarga por la

parte más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-4305,

esta descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de



Página 192

diámetro LV-41002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control

como, el nivel óptico LG- 41102. La nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-

41003, donde está instalada una válvula de corte XV-41001, que puede ser

operada desde el cuarto de control de motores, para posteriormente enviarse a la

succión de la bombas GA-4101/S, que descargan a tubería, de 6” de diámetro P-

31005. Estas bombas tienen una capacidad de 135 m3/hr. Las bombas están

provistas de alarmas por bajo flujo y disparos por alta- baja presión y flujo.

En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 3” de

diámetro al tanque FA- 4101, que es controlado por la válvula de flujo FV-41001.

La descarga tiene instalado el controlador indicador de flujo FIC-41002, cuya

operación está en función del nivel del tanque.

La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 4101 A/B, para intercambiar

calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-4202, el cuerpo de

los precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man.

de presión, y temperatura de 210 ºC,. Los tubos son de acero al carbón,

diseñados a 33 Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga

incrementa la temperatura de 32 a 144 ºC.

Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario, por tubería

de 8” de diámetro P-41008 a través de la válvula de control TV-41002.



Página 193

Características del fluido de entrada a la DA-4101



Temperatura °C 144



Viscosidad cp 0.135



Corriente 1121 fase---liquido

De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-

4101, que es un recipiente que tiene 46.4 m.de altura y un diámetro de 3.3 m., el

material del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable y está

recubierta con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” para

entrada hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión,

así como indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados

directamente en el domo, cuerpo y fondo de la DA-4101.

El domo de la torre opera a una temperatura de 90ºC y 6.5 Kg/cm2 man de

presión. , el fondo a 199 ºC de temperatura y presión de 6.8 Kg/cm2 man. La salida

de nafta se encuentra en el plato 6. La torre está diseñada 10.5 Kg/cm2 man.de

presión y temperatura de 245 °C.

V.2.2.1 Reflujo del domo DA-4101.

Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 18” de diámetro P-41020

de, donde tiene instalada la válvula de seguridad de 6” de diámetro PSV-41134A,



Página 194

calibrada a una presión de 10.5 Kg/cm2 man., que descarga al quemador,

adicionalmente cuenta con otra válvula de seguridad de 8” de diámetro PSV-

41134B, que también descargan al quemador, está calibrada a 11.0 Kg/cm2 man

de presión. Salida de vapores del domo de DA-4101



Temperatura °C 90


Densidad Kg/m3 16.4

Viscosidad cp 0.009



Corriente 1125 fase-----vapor

El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-4101 que tiene una

capacidad de 8.39 x 10 (6) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2 man

de presión y temperatura de 245ºC, están construidos de acero carbón. El by-pass

de este condensador se efectúa a través de la tubería de 10” de diámetro P-41082

y la válvula controladora HV-41002.

Del condensador ser envía el fluido por tubería de 12” de diámetro P-41043, hacia

el tanque acumulador de reflujo FA-4102, que es un recipiente horizontal de acero

al carbón, que opera a 6.2 Kg/cm2 de presión y 66ºC de temperatura, con diámetro

interno de 2.0 m. y 6.4 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de

0.6 m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man de



Página 195

presión. y temperatura de 210ºC, el tanque tiene instalada la PSV-41113 que

descarga al sistema de desfogues a quemador.

El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde se localiza también la

salida de gases que no fueron condensados que se envían por tubería de 6” P-

41040 hacia el enfriador de gases EA-4102.

Características del fluido de entrada al enfriador EA-4102



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.01




En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque

condensados por tubería de de 3” de diámetro P-41039.

Características del fluido condensado al FA-4102



Temperatura °C 38





Página 196

Viscosidad cp 0.164




La corriente de gases no condensados se envía por tubería de 4” de diámetro P-

41051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-4104. El tanque, es un

recipiente cilíndrico vertical de 0.6 m. de diámetro interno y altura de 2.70m. Esta

diseñado a presión man. de 10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, está construido

de acero al carbón.

Del fondo del tanque acumulador FA-4104., que opera a 5.7 K7cm2 man de

presión y 38 °C de temperatura, se envían los líquidos por tubería de 2” de

diámetro P-41055, hacia el tanque acumulador de carga FA-4101.

Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 4” de diámetro P-

41053 al compresor GB- 4101, que tiene en instalados en la llegada sensores de

flujo y la válvula de retención check SP-4101. Características del fluido al GB-4101



Temperatura °C 38









Página 197

El compresor esta diseñado para operar 198 m3/hr y AP de 2.7 Kg/cm2 man de

presión, la descarga del compresor se retorna como vapores a la torre DA-4101 a

través de una válvula de control de flujo FV-41017 por tubería de 3” de diámetro P-

41054. Características de los vapores a la torre DA-4101



Temperatura °C 71







Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 2” de diámetro P-

41001, para suministro de hidrogeno fresco del FA-4105. La mezcla de gases se

alimenta en el plato 21.

Características del hidrogeno fresco a la DA-4101


Peso Molecular 2.97

Temperatura °C 38






Página 198




En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-41136, que descarga al

sistema de gases al quemador.

Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador

por medio de la tubería de 6” de diámetro P-47121 controlando salida la válvula de

presión PV-41025 B.

También se puede enviar la corriente de vapores al sistema de gas de venteo por

la tubería de 11/2” de diámetro P-41056 con la válvula de control de presión PV-

41025A.

Características del venteo de gases a DA-4301



Temperatura °C 70









Página 199

Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1”


Los fondos del FA-4102, se envían por tubería de 8” de diámetro P-41044 a la

succión de las bombas GA-4102/S, que tienen una capacidad de 155 m3/hr, de

donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-4101/S.

Características del fluido a las bombas GA-4102



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.134




Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una

presión de 19 Kg/cm2 man y temperatura de 210 ºC,. previo a los filtros se cuenta

con un retorno al FA-3102, este flujo es controlado por la válvula FV-41004. En la

entrada de estos filtros están instaladas las válvulas de seguridad PSV-41111 y

41112.

De los filtros por tubería de 6” de diámetro P-41050, el fluido se retorna al domo de

la torre hidrodesulfuradora DA-4101.



Página 200

V.2.2.2 Producto LCN

Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-

41022, que se reduce a 6” de diámetro antes de la entrada al enfriador de aire EC-

4102. Que está diseñado para una capacidad de enfriamiento de 0.61 millones de

Kcal/hr., con una presión de 12.5 Kg/cm2 man., y 150 °C de temperatura.

Características del fluido al EC-4102



Temperatura °C 105



Viscosidad cp 0.117




Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-4105. El cuerpo de este enfriador

está construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,

y 150 ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a una

presión de 10 Kg/cm2 y 75 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por

tubería de 4” de diámetro P-41059 al límite de batería.

También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta

fuera de especificación.



Página 201

V.2.2.3 Reboilers del fondo de la DA-4101.

Esta corriente sale de la torre por tubería de 30” de diámetro P-41025, con una

temperatura de 191 ºC, entrando al EA-4103, por lado del cuerpo para incrementar

su calor, regresando a la torre a una temperatura de 199 ºC. el reboiler es un

recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5

Kg/cm2 man., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos

son de acero al carbón, con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man., y temperatura

de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de 6.73 millones de Kcal/hr.

Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura de 166 a

170 ºC, al pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-4104, esta corriente sale en

plato 29, y regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal

diseñado el lado cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm2 man., y temperatura de

245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo

304L, con presión de diseño de 24.6 Kg/cm2 man., y temperatura de 343 ºC, tiene

una capacidad de intercambio de 3.95 millones de Kcal/hr.

V.2.2.4 Fondo de la DA-4101.

Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 8” de diámetro P-

41023, hacia las bombas GA-4103/S, que tienen una capacidad de 122 m3/hr.

Características del fluido de salida de fondos de la DA-4101



Temperatura °C 199





Página 202

Viscosidad cp 0.121




De las GA-4103/S es fluido es bombeado por tubería de 6” de diámetro P-41034 a

los filtros FD-4102/S, estos filtros tienen una capacidad de 122 m3/hr., diseñados

con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de

construcción es de acero al carbón.

Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre

por una tubería de 3” de diámetro P-41012, controlándose el flujo de esta corriente

a través de la válvula de control FV-41003.

Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo de los filtros, se encuentra

instalada una válvula de retención check y la válvula de control automático de

flujo FV-41013.

Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de

seguridad, PSV-41116 y PSV-41117, calibradas a 39 Kg/cm2 man., cuya descarga

es al quemador.

La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente

están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del

domo por tubería de 4” de diámetro P-41061, o bien enviar a la entrada del

reboiler EA-4103, y de este regresar a la torre DA-4101.



Página 203

Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-4101,

como carga al FA-4102.

La otra corriente de nafta (HCN), se recibe en el acumulador FA-4103, que opera

a 2.0 Kg/cm2 de presión y temperatura de 32°C. Este recipiente es cilíndrico

horizontal, tiene un diámetro de 1.4 m. y longitud de 3.4, está diseñado a 210°C de

temperatura y presión de 6.0Kg/cm2 man. Características del flujo de nafta HCN a FA-4103



Temperatura °C 32



Viscosidad cp 0.942




Del FA-4103 el fluido se envía por tubería de 3” de diámetro P-41073 a la succión

de las bombas GA-4104/S, que tienen una capacidad de 15 m3/hr., de donde se

transporta al cambiador de calor EA-4107, que está diseñado por el lado cuerpo a

210 °C, de temperatura y presión de 39 Kg/cm2 man., los tubos están diseñados a

una temperatura de 330 °C y presión de 33 Kg/cm2. Man el material de

construcción de estos recipientes es de acero al carbón. Del cambiador EA-4107

se envía a la salida de los filtros FD-4102/S.



Página 204

Características del flujo de nafta HCN a salida de los cambiadores EA-4107



Temperatura °C 75



Viscosidad cp 0.583




Después de los filtros la corriente combinada de nafta ligera y pesada, se envía

por tubería de 6” de diámetro P-41038, a los cambiadores de calor EA-4201

A/B/C.

Características del flujo de corriente combinada a los EA-4201 A/B/C



Temperatura °C 183



Viscosidad cp 0.156






Página 205

Los EA-4201 son recipientes cilíndricos horizontales, el cuerpo es de acero al

carbón con cubierta interna de acero inoxidable tipo 304L, para una presión de

diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los tubos son de acero inoxidable

tipo 304L diseñados a 30 Kg/cm2 man. y 343 ºC.

Antes de los cambiadores de calor la corriente recibe la aportación de hidrogeno

del GB-4102. Los cambiadores cuentan con by-pass a través de la tubería P-

42102. Características del fluido de entrada de los cambiadores EA-4201 A/B/C



Temperatura °C 180


Densidad Kg/m3 vapor 15.678 liquido 611.54





De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-4201, por tubería de 8”


Las corrientes de hidrogeno de los compresores GB-4201 y GB-4102/S, que se

unen antes de los cambiadores EA-4201 A/B/C, se recibe de las reformadoras y

de tanques de almacenamiento de hidrogeno fresco, entrando al límite de batería

por la tubería de 6” de diámetro P-47001 que cuenta con una válvula controladora



Página 206

HV-41005, a esta tubería se une el hidrogeno proveniente del EA-4108, para

entrar por una sola línea en el tanque acumulador de hidrogeno para compresión

FA-4105. Este es un recipiente cilíndrico vertical construido de acero al carbón,

tiene una altura de 2.7 m. y diámetro interno de 0.7 m., está diseñado a 22.0

Kg/cm2 man., de presión y temperatura de 150 ºC., cuenta con nivel óptico e

indicador transmisor de nivel a tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la

válvula de seguridad PSV-41138 calibrada a 22.0 Kg/cm2 man. de presión que

descarga al quemador.

Este recipiente en caso requerido puede descargar al quemador a través de la

válvula controladora de presión PV-41012 y tubería de 4” de diámetro P-47136.

Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería de 2” de

diámetro P-41066, controlándose el flujo a través de la válvula de nivel del tanque

LV-41015, al tanque acumulador de carga FA-4101 de la torre CDHYDRO.

Por el domo del acumulador FA-4105, la corriente de hidrogeno sale por tubería

de 6” de diámetro P-41004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-4101 por

tuberías de 2” de diámetro P-41001, así como por tubería de 1 1/2” de diámetro

P-41002 al acumulador de carga FA-4101, también opcionalmente se puede

enviar a la DA-4301 por tubería de 11/2” de diámetro.

La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 6” de diámetro, se envía a

la succión de los compresores GB-4102/S (compresores de hidrogeno), que tienen

una capacidad de 250 m3/hr con una AP de 8.1 Kg/cm2 y potencia al freno de 89

KW, los compresores cuentan con las válvulas de seguridad PSV- 41137 y 41140.



Página 207

Características del fluido de entrada a los GB-4102/S


Peso Molecular 2.97

Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.009




La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 2” de

diámetro P-41006, aumentando el diámetro a 6” para unirse a la descarga del

compresor GB-4102S, para finalmente por tubería de 4” de diámetro P-41008 se

envían a la descarga del compresor GB-4201 para enviarse por tubería de 6” de

diámetro P-42046 al calentador a fuego directo BA-4201.

La descarga de los compresores GB-4102/S se envían también a los cambiadores

de calor EA-4201 A/B/C por tubería de 2” de diámetro P-41006 y por tubería de 3”

de diámetro P-41011 a los cambiadores de calor EA-4301 A/B.

Características de la corriente de hidrogeno al BA-4201


Peso Molecular 2.97

Temperatura °C 98





Página 208

Viscosidad cp 0.010




La corriente de hidrogeno hacia el calentador, que viene de los compresores se

mezcla con la corriente de nafta proveniente de las bombas GA-4202/S, EA-4103,

EA-4304, EA-4302, y EA-4205 la mezcla se hace por medio de tuberías de 6” de

diámetro, a tuberías de 8” de diámetro, controlando el flujo de cada entrada por

medio de las válvulas controladoras FV-42001 A/B/C/D, para entrar por tubería de

8” de diámetro a cada serpentín del calentador.

Los compresores GB-3102/s puede by-pasear por tubería de 6” de diámetro P-

41013.

Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3”

de diámetro que se envía a los enfriadores EA-4108, que son recipientes

cilíndricos verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de

entrada de hidrogeno del límite de batería P-47001, al acumulador FA-4105. el

flujo de la corriente hacia el enfriador es controlado por la válvula controladora PV-

41014.

La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de

carga a la columna DA-4201, se une antes de los cambiadores EA-4201 A/B/C, a

través de una tubería de 2” de diámetro P-42107.



Página 209

Características del fluido de entrada de los cambiadores EA-4201 A/B/C



Temperatura °C 180


Densidad Kg/m3 vapor 15.678 liquido 611.54





La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.

V.2.2.5 Columna DA-4201

La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 3.4 m., de diámetro interno y 71.3

m., de altura, está construida de acero al carbón con recubrimiento interno de

acero inoxidable tipo 304 L, la operación del domo es 17.6 Kg/cm2 man. de

presión y 263 ºC de temperatura, el fondo del recipiente opera a 17.9 Kg/cm2 de

presión man y temperatura de 334 ºC.

V.2.2.6 Reflujo del domo de la DA-4201

Por el domo de la columna DA-4201, los vapores salen por tubería de 10” de

diámetro P-42001, donde se encuentran instaladas las tres válvulas de seguridad



Página 210

PSV-42107 A/B/C, calibradas a 24.6, 25.8 y 25.8 Kg/cm2 de presión man

respectivamente, mismas que desfogan al quemador. Características de los vapores de salida de la DA-4201



Temperatura °C 263



Viscosidad cp 0.013




De esta tubería de 10” de diámetro, se envía una corriente al cambiador de calor

EA-4104, a través de la tubería de 10” de diámetro P-42003, esta corriente es

controlada por la válvula de flujo FV-42026, en el cambiador señalado la corriente

de vapores cede calor a la corriente del reboiler de fondos de la torre DA-4101,

disminuyendo su calor de 262 ºC a 176 ºC de temperatura, de donde se envía al

enfriador de aire EC-4203 que tiene una capacidad de transferencia de calor de

0.55 x 106 Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de acero al carbón, diseñados

a 24.6 Kg/cm2 de presión man y 343ºC . de temperatura, la temperatura de salida

de los gases es contralada a través de indicador controlador TIC-42045, mismo

que regula la operación de los ventiladores del enfriador.

Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido

proveniente del cambiador de calor del generador de vapor EA-4202, al calentador



Página 211

BA-4102 y de los cambiadores de calor EA-4201, de la entrada de carga a la

columna DA-4201.

Características del fluido de entrada al EC-4203

Flujo másico kg/hr. 117,324 (vap. 22,713 y liq. 94,611)

Peso Molecular 92.65 (vap. 54.90

Temperatura °C 208


Densidad Kg/m3 Vap. 25.210 liq. 565.150

Viscosidad cp Vap. 0.014 b liq. 0.112

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.626 liq. 0.716



Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-4201, que es

un recipiente cilíndrico horizontal de 2.6 m. de diámetro interno y 8.9 m. de

longitud, tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-42111 calibrada a 24.6

Kg/cm2 man. de presión, la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2

y temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque

opera a 15.9 Kg/cm2 de presión man y 204ºC de temperatura.

De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 8” de diámetro

P-42027, a la succión de las bombas GA-4201/S, de esta tubería parte del flujo se

envía a la torre DA-4203 por la tubería de 6” de diámetro P-42026.



Página 212

Características del fluido a la DA-4203



Temperatura °C 199




Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0,582 líquido 0.700



Las bombas tienen una capacidad de 216 m3/hr., diferencial de altura 149 m y

potencia al freno de 41.1 kw, la tubería de descarga es de 6” de diámetro, de

donde se puede retornar al tanque a través de la tubería de 3” de diámetro P-

42090 a través de válvula FV-42051. En la línea de 6”, está instalada una válvula

de control de flujo FV-42034, cuya operación está en función del nivel del tanque

acumulador FA-4201., posterior a esta válvula, se encuentran los filtros FD-

4201/S, diseñados para un flujo de 102 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man.,

y temperatura de 343ºC, el material de construcción de estos filtros es de acero al

carbón, previo a los filtros señalados, se tienen instaladas dos válvulas de

seguridad PSV-42123 y 42124; el fluido filtrado se envía como reflujo a la columna

DA-4201. Características del fluido de reflujo al domo de la DA-4201



Temperatura °C 205




Página 213


Viscosidad cp 0.115




Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro,

se pueden enviar al quemador a través de la tubería de 6” de diámetro donde está

instalada la válvula HIC-42002.

Estos vapores fluyen también por tubería de 10” de diámetro P-42002, a través de

la válvula de control de presión diferencial PDV-42015, a la caldereta EA-4202,

que está diseñada por lado tubos para una presión de 24.6 Kg/cm2 man., y

temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo 304L, por el

lado cuerpo está diseñado a 24 kg/cm2 de presión man., temperatura de 375ºC y

material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304.

Del EA-4202 los gases son enviados por tubería de 10” de diámetro P-42023, al

enfriador de aire EC- 4203 junto con la corriente proveniente de los EA-4104.

Existe otra salida de gases del domo de la columna DA-4201 que se realiza por

tubería de 10” de diámetro P-42001, que ceden calor en los cambiadores EA-4201

A/B/C, a la corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 263

a 216 ºC., para integrarse a la corriente de entrada del enfriador de aire EC-4203.

Del EC-4203 la corriente es enviada por tubería de 12” de diámetro P-42024, al

acumulador de reflujo FA-4201.



Página 214

V.2.2.7 Circuito del fondo de la columna DA-4201.

Del fondo de la columna DA-4201, la corriente sale por tubería de 20-16” de

diámetro P-42006, a una temperatura de 334 ºC. y 17.9 Kg/cm2 de presión man.,

en dicha tubería se tiene un derivación de 4” de diámetro P-42007, cuyo flujo se

controla a través de la válvula controladora FV-42029, de esta válvula la corriente

entra al fondo de la torre DA-4203 (torre separadora de sulfhídrico). Características del fluido al fondo de DA-4201 a DA-4203


Peso Molecular 153.29 (vapor 148.70 .liquido ---)

Temperatura °C 306


Densidad Kg/m3 Vapor 31.145 líquido 571.53

Viscosidad cp Vapor 0.011 líquido 0.112

Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.626 líquido 0.751



Por la tubería de 16” de diámetro P-42006 llega a la succión de las bombas GA-

4202/S, que están diseñadas con una capacidad de 546 m3/hr, con una diferencial

de altura de 179 m. y potencia al freno de 233 kw.

Características del fluido a la succión de las bombas GA-4202/S



Temperatura °C 334





Página 215

Viscosidad cp 0.079




La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 10” de diámetro P-

42013, esta descarga tiene varias opciones la primera es que puede ser enviada a

la columna DA-4201 por tubería de 6” de diámetro P-42085, controlándose este

flujo por medio de la válvula FV-42002.

La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-42017 al

reboiler EA-4103, donde cede calor al flujo de alimentación de carga de la torre

DA-4101, para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-4202/S,

por la tubería de 8” de diámetro P-41028, que incrementa el diámetro a 10” de

diámetro, para recibir los flujos de los cambiadores EA-4302, EA-4304 y EA-4205.

El flujo de estos recipientes se controla por medio de la válvula TV-42044, de

donde finalmente se integran a la tubería de descarga de de las bombas.

Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por la tubería

de 6” de diámetro P-42014 al cambiador EA-4302, tubería de 6” de diámetro P-

42016 al cambiador EA-4304 y tubería de 4” de diámetro P-42015 al cambiador

EA-4205.

Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente

del equipo PA-3202 por una línea de 1” de diámetro 42104.



Página 216

Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-4201. Características del fluido en la descarga de las bombas GA-4202/S



Temperatura °C 335



Viscosidad cp 0.079




La carga al calentador BA-4201 se ingresa en 4 serpentines cada uno por tubería

independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las

válvulas FV-42011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada

serpentín reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-4102/S y GB-

4201.

V.2.2.8 Calentador BA-4201

Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de

calor de 22.72 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo.

El combustible que se utiliza es gas que se recibe por la tubería de 8” de diámetro

P-37001 en el límite de batería de la planta, la entrada a los quemadores del

calentador es a través de la tubería de 4” de diámetro P-47002. El nitrógeno de



Página 217

inyección al gas combustible se recibe en límite de batería por la línea de 1” de

diámetro P-47015.

El gas a pilotos se suministra por la línea de 2” de diámetro PG-47012, la presión

es controlada por medio de la válvula PCV-42103, cuya operación está en función

de la presión de entrada al calentador.

Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas

nitrógeno.

El calentador cuenta como una medida de protección con líneas de vapor de 2” de

diámetro (de 1 ¼ Cr ½ Mo) que se utiliza como vapor de apagado, teniéndose las

descargas localizadas en el cabezal de los serpentines.

Los gases calientes que se emiten por la chimenea del calentador, se utilizan para

sobrecalentar los vapores del EA-4202 enviándose fuera del límite de baterías de

las plantas, el material de la tubería del serpentín empleado para sobrecalentar los

vapores es de 1 ½ Cr y ½ Mo. La presión de este vapor está controlada por la

válvula PV-42035, la tubería cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-42118

calibrada a una presión de 22.5 Kg/cm2 man.

La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte

baja del calentador (zona de radiación) a través de cuatro tuberías de 10” de

diámetro P-42019-22 de aleación 5Cr. 1 ½ Mo, uniéndose en un cabezal de 20”

de diámetro P-42019 del mismo material que las de los serpentines. Por esta

tubería la nafta se envía a la Columna CDHDS.



Página 218

Características del fluido del calentador al fondo de la DA-4201



Temperatura °C 336







V.2.2.9 Separador de gases ácidos DA-4203

La corriente del fondo de la DA-4201, que se envía por tubería de 6” de diámetro

P-42007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-4203, donde se recibe con una

temperatura de 306ºC. Esta torre está construida de acero al carbón con internos

de acero inoxidable tipo 410, tiene una altura de 27.6 m., diámetro interno de 1.9

m., presión manométrica de 9.0 y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo

se encuentra instalada la PSV-42138 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man de presión. La

torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión.

Características del fluido del DA-4201 al separador DA-4203



Temperatura °C 306





Página 219





En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-4201 al

domo de la Columna DA-4201. Características del fluido del FA-4201 a DA-4203

Flujo másico kg/hr. 38,129 (vapor2,718 liquido 35,411)


Temperatura °C 199







En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-4202 por

tubería de 6” P-42034. Antes de entrar al separador esta corriente recibe la

aportación del fluido proveniente del tanque separador de CDHDS frio FA-4203

por tubería de 2” P-42040.

Características del fluido de FA-4202 al separador DA-4203



Temperatura °C 66



Página 220







V.2.2.10 Reflujo al domo de la torre DA-4203

El domo de la DA-4203 opera a 160 ºC, y 7.0 Kg/cm2, man. y el fondo a 7.2

Kg/cm2 man., y 210 °C. El cuerpo es de acero al carbón los internos son de acero

inoxidable 410, está diseñada 9.0 Kg/cm2, man. de presión y temperatura de 330

ºC, Tiene una altura de 27.6 m., y 1.9 m. de diámetro interno. La torre en el domo

tiene instalada la válvula PSV-42138 de 3” de diámetro calibrada a 9.0 Kg/cm2,

man.

Del domo de la DA-4203 el flujo se envía por tubería de 8” P-42051, los gases

ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-4202, el cual tiene

una capacidad de enfriamiento de 0.92 millones Kcal/hr, la presión de diseño es

de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al carbón.

Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del controlador

HIC y la válvula HV-42004. La tubería del by-pass es de 4” P-42100.

Características del fluido de entrada al enfriador EC-4202.



Temperatura °C 160



Página 221







La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador

la aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-4201 que es

transportada por la tubería de 2” de diámetro AW-4001,

El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 6” de diámetro P-

42053, al tanque acumulador de reflujo de acido FA-4205 que opera a 6.7Kg/cm2,

man. y 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal tiene 1.5 m. de

diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man.de presión,

y 200 ºC de temperatura, el material de construcción es acero al carbón.

Los gases en acumulador de reflujo FA-4205 se envían por tubería de 4” de

diámetro P-42065, junto con la corriente de vapores del acumulador FA-4303, al

condensador EA-4204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para

intercambiar .44 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una

presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 200 ºC. el lado tubos

también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man., y

temperatura de 75 ºC de temperatura.



Página 222

Características del fluido de entrada al cambiador EA-4204.



Temperatura °C 66







El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se

envían al absorbedor de amina DA-4302. Características del fluido condensado de retorno del EC-4204.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.265




De este acumulador FA-4205 el liquido se envía por tubería de 4” de diámetro P-

42060, a la succión de bombas GA-4203/S. estas bombas tienen una capacidad

de 12 m3/hr, con una diferencial de altura de 65 m., y potencia al freno de 6.1 kw.



Página 223

Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-4203/S.



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.230




La descarga de estas bombas es por la tubería de 3” de diámetro P-42062, por

donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-4203. El flujo de está

tubería se controla por la válvula FV-42049, previo a esta válvula se encuentra el

reflujo al tanque acumulador FA-4205, está corriente fluye por la tubería de 2” de

diámetro P-42064, el flujo se controla con la válvula FV-42048.

La purga del acumulador FA-4205 se manda por tubería de 2” de diámetro AW-

42003 al acumulador de agua amarga FA-4305.

V.2.2.11 Fondo de la torre DA-4203

El fondo de la torre opera a 210 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.

Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 14” de

diámetro P-42049, al reboiler EA-4205 que es un recipiente cilíndrico horizontal

absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-4202/S,



Página 224

incrementando la temperatura de 210 ºC a 221 ºC, para ser reintegrado a la torre

DA-4203.

La otra salida, que es por la tubería de 8” de diámetro P-42050, la corriente se va

a la succión de las bombas GA-4204/S, que tienen una capacidad de 123 m3/hr.,

una diferencial de altura de 332 m. y potencia al freno de 106 kw. Características del fluido a la succión de las bombas GA-4204/S.



Temperatura °C 210



Viscosidad cp 0.122




De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 6” de diámetro P-42058

controlado por la válvula FV-42046, hasta los cambiadores de calor EA-4301 A/B

donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-4301.

Incrementando la temperatura de 210 °C a 247 °C. De la descarga de las bombas

existe la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-4203, por la tubería de 3” de

diámetro P-42084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-42054, esta

línea normalmente se encuentra fuera de operación.



Página 225

Después de la válvula de control FV-42046, la corriente se puede enviar al EA-

4101B por la tubería de 6” de diámetro P-42059, sin embargo normalmente se

encuentra fuera de operación.

Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores

EA-4301 A/B por la tubería de 6” de diámetro P-42058, esta tubería antes de los

cambiadores incrementa el diámetro a 14” de diámetro, para recibir la aportación

de hidrogeno proveniente de los compresores GB-4102/S y la de nafta

estabilizada de la bomba GA-4303/S, estos cambiadores son recipientes

cilíndricos horizontales que tienen una capacidad de intercambio de calor de 6.81

millones de Kcal/hr. Están construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado

a 33 Kg/cm2 man., de presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se

envía por tubería de 14” de diámetro P-43001 al cambiador de carga del reactor

de pulido EA-4302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una capacidad de

intercambio de calor de 3.77 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de acero al carbón,

está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man., y temperatura de 343 °C, los

tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man. de presión y

temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 14”

de diámetro P-43002, para llegar al reactor de pulido DC-4301, antes de entrar al

reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la

bomba GA-4202/S, que normalmente está fuera de operación. En esta tubería se

encuentra instalada la válvula de seguridad PSV-43160, calibrada a 33.0 Kg/cm2

man. de presión y la PSV-43104 A calibrada a 24.6 Kg/cm2 man. de presión que

descargan al quemador. También está instalada la válvula de seguridad calibrada

a 25.83 Kg/cm2 man. de presión ( PSV-43104 B).



Página 226

El reactor cuenta con indicadores de presión diferencial PDT-43013.

Características del fluido de entrada al reactor DC-4301

Flujo másico kg/hr. 143,013 (vapor 92,640 liquido 50,373 )


Temperatura °C 263







V.2.2.12 Reactor DC-4301

Es un recipiente cilíndrico vertical de 2.3 m., de diámetro interior y altura de 8.1 m.,

está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión, y

343 °C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 15.1 Kg/cm2

man. de presión y temperatura de 263 °C, está empacado de catalizador para la

reacción de separación del azufre de la nafta, este catalizador es patente de

CATALYTIC DISTILLATION TECHNOLOGIES, el fondo del reactor opera a 266

°C de temperatura y 14.4 Kg/cm2 man. de presión.

El reactor cuenta con 3 indicadores transmisores de temperatura en la parte

superior, 3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un

sistema de medición de la caída de presión del recipiente.



Página 227

El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía

por la tubería de 14” de diámetro P-43003, al cambiador de efluentes del reactor

EA-4301 A/B. Características del fluido de salida del rector DC-4301



Temperatura °C 266





Azufre ppm (peso) ---


Del reactor la corriente se envía por la tubería de 14” de diámetro P-43003, al

cambiador de efluente EA-4301 A/B, de donde se envía por tubería de 14” de

diámetro P-43005 al acumulador de efluente calientes del reactor FA-4301, que

es un recipiente cilíndrico horizontal de 2.4 m., de diámetro interno y 7.7 de

longitud, tiene instaladas las válvulas de seguridad PSV-43123 A/B de 4” de

diámetro, calibradas a 22.0 y 23.1 Kg/cm2 man. de presión respectivamente, el

recipiente está diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 343 °C,

está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera

234 °C de temperatura y 13.4 Kg/cm2 man. de presión, los vapores de este

recipiente salen por tubería de 10” de diámetro P-43007.



Página 228

Características de los gases de salida del acumulador FA-4301.



Temperatura °C 234



Viscosidad cp 0.013




Está corriente se envía al condensador de aire EC-4301, que tiene una capacidad

de enfriamiento de 7.37 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2 man.de

presión y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero al carbón

con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a través de la

línea de 6” de diámetro P-43045 controlándose el flujo con la válvula HV-43002.

La corriente se envía por tubería de 8” de diámetro P-43008, hacia el acumulador

de efluentes fríos del reactor de pulido FA-4302, que es un recipiente cilíndrico

horizontal de 1.5 m de diámetro interno y longitud 4.5 m, está diseñado a 24.6

Kg/cm2 man. de presión y 270°C de temperatura, el cuerpo del recipiente es de

acero al carbón relevado de esfuerzo.

Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-43126 de 1.5” de diámetro

calibrada a 24.6 Kg/m2 man., de presión, que descarga al quemador. Además

cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.



Página 229

Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 4” de

diámetro P-43010, hacia el enfriador EA-4306.

Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-4306


Peso Molecular 5.42

Temperatura °C 65


Densidad Kg/m3 2.64

Viscosidad cp 0.012




El enfriador de vapores del reactor EA-4306, es un recipiente horizontal con una

capacidad de intercambio de 0.05 millones de Kcal/hr. el lado cuerpo está

diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y 270 °C de temperatura. Está construido

de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al carbón

diseñados a 19.0 Kg/cm2 man. de presión, y 75 °C de temperatura.

De este enfriador los condensados se regresan al acumulador. Características de la corriente de condensados del EA-4306 al FA-4302.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.326



Página 230




La corriente de vapores se envía por tubería de 4” de diámetro P-43057, para

unirse al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-4203.

Características de la corriente de vapores de salida del EA-4306


Peso Molecular 4.23

Temperatura °C 38


Densidad Kg/m3 2.11

Viscosidad cp 0.010




La corriente de fondo del tanque acumulador FA-4302 se envía por tubería de 6”

de diámetro P-43006 y por 10” de diámetro P-43006, del fondo del FA-4301. Los

flujos de estas corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas

controladoras de los niveles de los tanques acumuladores FV-43004 y FV-43005,

para finalmente las corrientes descarguen a la torre estabilizadora de naftas DA-

4301.

Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro, al

acumulador de aguas FA-4305.



Página 231

V.2.2.13 Torre estabilizadora DA-4301.

La torre estabilizadora de naftas DA-4301, es un recipiente cilíndrico vertical de

2.6 m., de diámetro interno y 27.95 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man

de presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón

relevado de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man.,de presión y

temperatura 167 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man., de presión y 210 °C, de

temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes:

Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-4302 Características del fluido del acumulador FA-4302 a DA-4301

Flujo másico kg/hr. 41,791 (vapor14 liquido 41,777)


Temperatura °C 66







Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-4301. Características del fluido del acumulador FA-4301 a DA-4301


Peso Molecular 118.97 (vapor 101-04 liquido ---)

Temperatura °C 223






Página 232



Corriente 1182 fase --------mezcla

También se recibe en esta torre la corriente de gases del compresor GB-4101.

Características del fluido del compresor GB-4101 a la DA-4301



Temperatura °C 70


Densidad Kg/m3 7.44





La torre cuenta con la válvula de seguridad, la PSV-43128 A de 4” de diámetro

calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de presión que se encuentra localizada en la tubería

de salida del domo, esta torre tiene instalados en el cuerpo indicadores

transmisores de presión y temperatura.

V.2.2.14 Reflujo del domo DA-4301

Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 10” de diámetro P-43019,

para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-4302, con las siguientes

características:



Página 233

Corriente de entrada al condensador de Nafta estabilizada EC-4302


Peso Molecular 80.6

Temperatura °C 167







El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 1.97 millones de Kcal/hr,

está diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man. de presión y 330 °C de temperatura, es de

acero al carbón relevado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a

través de la tubería de 6” de diámetro P-43053, y la válvula controladora HV-

43003. El condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del

TIC-43022.

La salida de este condensador se descarga por tubería de 6” de diámetro P-

43021, al acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-4303. El acumulador es

un recipiente cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.1

m., esta diseñado a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero

al carbón relevado de esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg/cm2 man.,

de presión y 66 °C de temperatura, por el domo salen los vapores ácidos por

tubería de 4” de diámetro P-43027, para unirse a la corriente del fluido de vapores

del acumulador FA-4205.



Página 234

Características de la corriente de vapores del FA-4303.



Temperatura °C 66


Densidad Kg/m3 4.39

Viscosidad cp 0.013




Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 6” de diámetro P-43022 a la

succión de las bombas GA-4301/S. Características de la corriente de fondos del FA-4303 a las bombas GA-4301/S.



Temperatura °C 66



Viscosidad cp 0.234




De estas bombas la fase liquida es bombeada por tubería de 4” de diámetro P-

43024, como reflujo al domo de la torre DA-4301. De esta corriente una parte del



Página 235

flujo se envía como reflujo al acumulador a través de la tubería de 2” de diámetro

P-43026, controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-43011.

De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro

AW-43005, al acumulador de aguas amargas FA-4305

V.2.2.15 Fondos de la torre DA-4301

Del fondo de la torre DA-4301 se envía la corriente al reboiler EA-4304, donde

incrementa el calor de 210 a 222°C de temperatura.

La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de

diámetro P-43013 a la succión de las bombas GA-4302/S, que tienen una

capacidad de 123 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 71 m.,

y potencia al freno de 19.5 kw.

Características de la corriente de fondos de la DA-4301 a las bombas GA-4302/S.



Temperatura °C 210



Viscosidad cp 0.122






Página 236

De estas bombas el producto se envía por tubería de 6” de diámetro P-43034, a

los EA-4101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-

4101, donde se tiene instalada la válvula de seguridad PSV-41176 y

posteriormente está corriente se envía por tubería de 6” de diámetro P-41011 al

cambiador de calor EA-4107, previó al cambiador se encuentra instalada la válvula

de seguridad PSV-41177. Esta corriente sale al condensador de aire EC-4303 por

tubería de 6” de diámetro P-41078, el condensador está diseñado con una

capacidad de intercambio de calor de 0.61 millones de Kcal/hr., presión de 33

Kg/cm2 man. de presión y 250 °C de temperatura. El material de construcción de

este condensador es acero al carbón.

La nafta sale de este condensador por tubería de 6” de diámetro P-43031 y entra

al enfriador de producto estabilizado EA-4305 que está construido el lado cuerpo

de acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 1.06 Kcal/hr., para una

presión de 33 Kg/cm2 man. y temperatura de 220°C, el lado de tubos está

diseñado a una presión de 25.4 Kg/cm2 y temperatura de 75°C, también es de

acero al carbón, de donde se envía para unirse a la corriente de salida de nafta

ligera EA-4105, para finalmente enviarse como producto al límite de batería como

producto.



Página 237

Características de la corriente de nafta estabilizada de EA-4305 al límite de batería.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.339


Azufre ppm (peso)


Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las

características, se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-

41060.

V.2.2.16 Circuito de agua amarga.

El tanque acumulador de aguas amargas FA-4305, recibe las corrientes de los

tanques FA- 4101, 4102, 4103, 4202, 4205, 4203, 4301, 4302, 4305 y 4203, que

opera a 100°C de temperatura y 1.0 Kg/ cm2 man de presión. Este tanque está

construido acero al carbón relevado de esfuerzo, a una presión de diseño de 6.0

Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las dimensiones del tanque son 1.4 de

diámetro interno y 3.0 m., de longitud, cuenta con la válvula de seguridad PSV-

43118.

De este tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de

diámetro NF-47311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-



Página 238

4304/S para ser bombeada por la tubería de 2” de diámetro AW-43010 (tubería de

salida al límite de batería a tratamiento).

V.2.2.17 Circuito de amina DA-4302

Los vapores del EA-4204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-42067 en la

torre absorbedora de amina DA-4302, la torre está construida de acero al carbón

relevado de esfuerzo, diseñada a 9.0 Kg/cm2 man de presión y temperatura de

150°C, este recipiente tiene 0.6 m., de diámetro interno y altura 18.6 m.

Características del fluido de salida del EA-4204 a la DA-4302.



Temperatura °C 38



Viscosidad cp 0.012




Está torre recibe la corriente de amina de limite de batería por tubería de 3” de

diámetro AM-47004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-43013, en

operación normal se reciben 4524 Kg/hr, a 16 Kg/cm2 man de presión, y 46 °C de

temperatura.



Página 239

Los gases salen de la torre DA-4302 por la parte superior del recipiente por la

línea de 4” de diámetro P-43030, y la presión es controlado por la válvula PV-

43012. Estos gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-

4304. Características de los gases de salida de la DA-4302. al FA-4204



Temperatura °C 46


Densidad Kg/m3 3.59

Viscosidad cp 0.012




El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6

m., de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad

PSV-43116 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man de presión, que descarga al quemador.

El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo,

está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man, de presión y 150 °C de temperatura, las

condiciones de operación son 6.1 Kg/cm2 man. de presión y 46°C de temperatura.

La salida de los gases del FA-4304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-

43050, al enfriador EA-4303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 50 mil

Kcal/hr, el cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo

diseñado a 9.0 Kg/cm2 man, de presión y 150 °C de temperatura, los tubos son de

acero al carbón diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 75°C de temperatura.



Página 240

Este cambiador recibe el medio de enfriamiento por lado tubos y en la salida de

está instalada la válvula de seguridad PSV-43117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de

presión.

Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6”

de diámetro P-43052 a 38°C de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man. de presión con

flujo másico de diseño de 451 Kg/hr.

Los fondos del tanque acumulador absorbedor FA-4304, la corriente de amina rica

sale por la tubería de 2” de diámetro AM-47304 para unirse a la tubería de 2” de

diámetro AM-47301 de descarga de la corriente de amina rica del DA-4302. El

flujo másico de las dos descargas es de 4,642 Kg/hr. A una temperatura de 46 °C

y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al límite de batería.

V.2.3 Reacciones del proceso

Como se menciona en la descripción de proceso las plantas Desulfuradoras de

gasolina catalítica, tienen la función de quitar el azufre de gasolina que se produce

en el craqueo catalítico, para lo cual se generan reacciones la columna CDHydro,

que pueden dividirse en tres tipos: hidrogenación selectiva, hidroisomerización y

tioeterificación.

A) Hidrogenación selectiva.

Las diolefiinas como 1,3-pentadieno e isopreno se hidrogenan a 1-penteno y 3-

metil-1-buteno respectivamente.



Página 241

B) Hidroisomerización

Las reacciones de hidroisomerización son reacciones de equilibrio entre isómeros

olefínicos C5 normales e isómeros olefínicos iso-C5



Página 242

C) Tioeterificación

Los mercaptanos reaccionan con material olefínicos para formar sulfuros olefínicos

pesados térmicamente estables.

Los sulfuros olefínicos pesados se destilan en el fondo

V.2.4 Materias primas, productos y subproductos.

V.2.4.1 Materias primas

Corriente del fluido de entrada de carga a cada una de las plantas

Desulfurizadoras.

Nafta proveniente de las plantas catalíticas 1---------------------208,475 Kg/hr.

Nafta proveniente de las plantas catalíticas 2--------------------- 98,106 Kg/hr.

Hidrogeno planta 1------------------------------------------------------- 1,276 Kg/hr.

Hidrogeno planta 2------------------------------------------------------- 600 Kg/hr.

Dietanol Amina planta 1------------------------------------------------- 41,665 Kg/hr.

Dietanol Amina planta 2------------------------------------------------- 24,491 Kg/hr.



Página 243

V.2.4.2 Productos

Gasolina desulfurada planta 1-----------------------------------------208,079 Kg/hr.

Gasolina desulfurada planta 2----------------------------------------- 97,920 Kg/hr.

V.2.4.3 Subproductos

Amina rica planta 1-------------------------------------------------------- 42,378 Kg/hr.

Amina rica planta 2-------------------------------------------------------- 24,590 Kg/hr.

Aguas amargas planta 1 ------------------------------------------------- 16 m3/día

Aguas amargas planta 2 ------------------------------------------------- 9 m3/dia

En las siguientes tablas se resumen las características de peligrosidad de

materias primas, productos y subproductos.

• Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : ULSG 1

A. Líneas de Proceso Alimentación

Des

crip

ción

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Tem

p.

°C

Pres

ión,

K g

/cm2 m

. De

nsid

ad, k

g/m

3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

C R E T I B

Nafta Líquido

208,475

32 2.0 711 0.45 0.49 16,664 X



Página 244

Productos

Des

crip

ción

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg

/hr

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

Azuf

re-

Merc

apta

nos,

ppm

LCN Líquido 56,902 38 5.0 661 0.216 0.540 10 <5

HCN Líquido 157.177 38 5.0 748 0.481 0.536 10

Gas de Purga

Vapor 959 38 6.0 2.910 0.339 0.536

Características C.R.E.T.I.B de los productos, es inflamable.

• Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : ULSG 2

A. Líneas de Proceso Alimentación

Des

crip

ción

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg

/hr

Tem

p. °C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

C R E T I B

Nafta Líquido 98,106 32 3.0 711 0.329 0.532 16,664

X



Página 245

Productos

Des

crip

ción

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg

/hr

T °C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm

(pes

o)

Azuf

re-

Merc

apta

nos,

ppm

(pes

o)

LCN Líquido

26,777 38 5.0 665 0.234 0.536 10 <5

HCN Líquido

71,142 38 5.0 665 0.234 0.536 10

Gas de Purga

Vapor

451 38 6.0 2.91 0.012 0.825

Característica C.R.E.T.I.B de los productos es, inflamable.

V.3 Hojas de Seguridad.

Se anexan hojas de seguridad de las siguientes sustancias involucradas en el

proceso

• Dimetiletanolamina

• Nitrógeno

• Hidrógeno

• Nafta

• Gas combustible

• Acido Sulfhídrico

(Se pueden consultar en el anexo 13)



Página 246

V.4 Almacenamiento.

El almacenamiento de los productos de las plantas Desulfuradoras se hará en los

tanques existentes de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, señalados en la

descripción del proceso y en la integración del mismo a los servicios existentes

indicados en el capítulo II de este estudio.

La materia prima se recibirá por tubería directamente de las plantas catalíticas

(nafta: mezcla de hidrocarburos compuesta de Hidrogeno, metano, C2s, C3s, C4s,

C5s).

Esta nafta una vez desulfurada se enviará por tubería como producto a tanques

de almacenamiento existentes como gasolina desulfurada con un máximo de 10

ppm de compuestos de azufre.

Por lo anterior para este proyecto no será necesario construir nuevos tanques de

almacenamiento, ya que se emplearán los señalados en el capítulo II de este

estudio, mismos que como se indicó son existentes y no son objeto de análisis

como parte de este estudio.

V.5 Equipos de proceso y auxiliares

En la siguientes tablas se mencionan los equipos de las plantas desulfuradoras

ULSG 1 y ULSG 2, donde se indican las características más importantes del

diseño de ellos.



Página 247

Planta ULSG 1: lista de equipos

DFP D-20072-01-01001A

CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO

NOMBRE DEL EQUIP

O

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL EQUIPO

(INGLES)

DESCRIPCION

DEL EQUIPO (ESPAÑ

OL)

Diámetro Interno ID (mm)

Altura de T/T

(mm)

Temperatura de diseño

( ° C)

Presión de diseño (kg/cm2 g)

DA-3101

Torre CDHydro Column

Columna CDHydro

4900 51500

245 10.5

FA-3101

Tanques horizontal

CDHydro Feed Surge Drum

Tanque de alimentación CDHydro

3300 8400 210 6.0

FA-3102

Tanques CDHydro Reflux Drum

Tanque de reflujo CDhydro

2600 7500 210 10.5

FA-3103

Tanques CDHydro Feed Surge Drum


1700 4700 210 6.0

FA-3104

Tanques CDHydro Recycle Gas Compresor K.O. Drum

Tanque compresor de gas de reciclado CDHydro

600 2700 210 10.5



Página 248

DFP D-20072-01-01001A


NOMBRE DEL EQUIP

O

TIPO DE EQUIPO


(INGLES)

DESCRIPCION

DEL EQUIPO (ESPAÑ

OL)


Altura de T/T

(mm)


( ° C)


FD-3101/S

Filtro CDHydro Column Reflux Filtros

Filtros de columna de reflujo CDHydro

- - 210 19.0

FD-3102/S

Filtro CDHDS Column Feed Filtros

Filtros de alimentación de columna CDHDS

- -

245 39.0

FD-3103/S

Filtro Naphtha Feed Filtros

Filtros de alimentación de nafta

- - 210 6.0

EA-3101 A/B

Intercambiador de calor - Cuerpo / tubo

CDHYDRO Feed Preheaters

Precalentadores de alimentación de CDHYDRO

- -

Cuerpo - 210 Tubo - 330

Cuerpo - 25.4 Tubo - 33.0

EA-3102

Intercambiador de calor - Cuerpo /

CDHYDRO Vapor Trim Cooler

Enfriador de vapor del CDHYDR

- -

Cuerpo - 210 Tubo - 75

Cuerpo - 10.5 tubo - 9.0



Página 249

DFP D-20072-01-01001A


NOMBRE DEL EQUIP

O

TIPO DE EQUIPO


(INGLES)

DESCRIPCION

DEL EQUIPO (ESPAÑ

OL)


Altura de T/T

(mm)


( ° C)


tubo O

EA-3103 A/B


CDHYDRO Bottoms Reboiler

Calentador de fondos del CDHYDRO

- -

Cuerpo - 245 tubo: 400


EA-3104

Tube CDHYDRO Side Reboiler

Calentador de lado del CDHYDRO

- -

Cuerpo - 245 tubo - 343

Cuerpo -19.0 tubo: 24.6

EA-3105


LCN Product Trim Cooler

Enfriador de vapor de producto ligero.

- -

Cuepo - 150 tubo: 75

Cuerpo - 12.5 tubo 10.0

EA-3107


HCN Feed PreHeater

Precalentador de alimentación de HCN

- -

Cuerpo 210 tubo: 330

Cuerpo - 39.0 - tubo 33.0

EC- Intercam CDHydro Condens - - tubo:245 Tubo: 10.5



Página 250

DFP D-20072-01-01001A


NOMBRE DEL EQUIP

O

TIPO DE EQUIPO


(INGLES)

DESCRIPCION

DEL EQUIPO (ESPAÑ

OL)


Altura de T/T

(mm)


( ° C)


3101 biador de calor - Enfriador de aire

Condenser ador del CHYydro

EC-3102

Intercambiador de calor - Enfriador de aire

LCN Product Air Cooler

Enfriador de aire para el producto nafta ligera

- -

tubo150 tubo:12.5

EC-3303


Stabilized HCN Product Cooler

Enfriador de nafta pesada estabilizada

- -

tubo: 250 tubo: 33.0

DFP D-20072-01-01001A


BOMBAS Y COMPRESORES COMPRESOR FLUJO (m3/h)

GB-3101

Compresor

CDHydro Recycle Gas Cmpressor

Centrifuga 2630

GA-3101/S

Bomba CDHydro Feed Pumps

Centrifuga 280



Página 251

DFP D-20072-01-01001A


GA-3102/S

Bomba CDHydro Reflux Pumps

Centrifuga 439

GA-3103/S

Bomba CDHydro Bottoms Pumps

Centrifuga 241

GA-3104/S

Bomba CDHDS Feed Pumps

Centrifuga 35

DFP D-20072-01-02001B

CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN

NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO


(INGLES)

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (ESPAÑOL)

Diámetro Interno ID

(mm)

Altura de T/T (mm)

Temperatura de diseño ( ° C)

Presión de diseño

(kg/cm2 g)

DA-3201

Torre CDHDS Column

Columna CDHDS

4800 70400 400 24.6

FA-3105 Tanques Fresh Hydrogen Booster Compressor K.O. Drum

Tanque compresor de hidrogeno fresco

700 2700 150 22.0

EA-3108S


Fresh Hydrogen Spillback Cooler

enfriador de derrame de hidrogeno fresco

Por licenciador

EA-3201 A/B/C


CDHDS Feed / CDHDS Overhead Exchangers

Intercabiador de calor de carga

Cuerpo - 280

tubo 343

Cuerpo - 39.0l tubo : 33.0



Página 252

DFP D-20072-01-02001B


NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO


(INGLES)

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (ESPAÑOL)


(mm)

Altura de T/T (mm)


Presión de diseño

(kg/cm2 g)

BA-3201 Calentador CDHDS Reboiler Furnace

Calentador de carga

Radiación: 400, Convección: 375

Radiación: 37.0, Convección: 24.0

DFP D-20072-01-02001B



GB-3102/S

Compresor Fresh Hydrogen Booster Compressors Recíprocante 1,241 x 1.2

GA-3202/S

Bomba CDHDS Reboiler Circulation Pumps Centrifuga 1509

DFP D-20072-01-02001C

CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD

NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)

DESCRIPCION DEL EQUIPO (ESPAÑOL)


Altura de T/T (mm)



DA-3202 Torre CDHDS Recycle Gas Amine Absorber

Absorbedro de gas amina reciclada CDHDS

1100 18600 150 24.6

FA-3201 Tanques HORIZON

CDHDS Reflux Drum

Tanque de reflujo CDHDS

3400 10700 235 24.6



Página 253

DFP D-20072-01-02001C


NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



Altura de T/T (mm)



TAL

FA-3202 Tanques HORIZONTAL

CDHDS Cold Drum

Tanque frio de CDHDS

1800 6000 235 24.6

FA-3203 Tanques VERTICAL

CDHDS Cold Separator K. O. Drum

Tanque separador frió CDHDS

800 2800 150 24.6


CDHDS Recycle Gas Amine Absorber K.O. Drum

Tanque absorbedor de gas amina de reciclo CDHDS

800 2800 150 24.6


CDHDS Recycle Gas Compressor K. O. Drum

Tanque compresor de gas de reciclo CDHDS

800 2900 150 24.6

EA-3202 Intercambiador de calor - Cuerpo / tubo

MP Steam Generator

Generador de vapor de media presión

- -

Cuerpo - 375

tubo: 343

Cuerpo - 24.0 tubo:

24.6


CDHDS Cold Separator Vent Cooler

Cambiador de gases del separador

- -

Cuerpo - 235

tubo: 75

Cuerpo - 24.6 tubo:

19

EC-3201


CDHDS Net Overhead Vapor Cooler

Enfriador de vapor sobrecalentado

- - tubo: 343

tubo: 24.6 / FV

EC-3203


CDHDS Overhead Cooler

Enfriador de de vapores sobrecalentados

- - tubo: 343

tubo: 24.6 / FV



Página 254

DFP D-20072-01-02001C


NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



Altura de T/T (mm)



FD-3201/S Filtro CDHDS

Reflux Filtros Filtros de reflujo de CDHDS

- - 343 37.0

DFP D-20072-01-02001C



GB-3201/S Compresor CDHDS Recycle Gas Compressor

Reciprocating 3,650 x 1.2

GA-3201/S Bomba CDHDS Reflux Pumps Centrifuga 270

DFP D-20072-01-03001E

CDHYDRO/CDHDS + UNIT EZTABILIZER

NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



(mm)

Altura de T/T

(mm)

Temperatura de diseño (

° C)


DA-3301 Torre Naphtha Stabilizer Column

- 4000 27800 330 9.0

DA-3302 Torre Vent Gas Amine Absorber

Absorbedor de amina de gas de venteo

700 20200 150 9.0

FA-3303 Tanques horizontal

Naphtha Stabilizer Reflux Drum

Tanque de reflujo Estabilizador de

1500 3500 200 9.0



Página 255

DFP D-20072-01-03001E


NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



(mm)

Altura de T/T

(mm)

Temperatura de diseño (

° C)


nafta FA-3304 Tanques

vertical Vent Gas Amine Absorber K.O. Drum

Tanque absorbedor de gas amina de venteo

600 2700 150 9.0


Sour Water Accumulator

Acumulador de agua amarga

1800 3600 150 6.0

EA-3303


Purge Gas Cooler

Enfriador de gas de purga

- - Cuerpo -

150 Tubo: 75

Cuerpo - 9.0 tubo

9.0

EA-3304


Naphtha Stabilizer Reboiler

Calentador estabilizador de nafta - -

Cuerpo - 330

tubo: 400

Cuerpo 28.5 tubo:

37.0

EA-3305


Stabilized HCN Product Trim Cooler

Enfriador de corriente del nafta pesada estabilizada

- - Cuerpo -

220 tubo: 75

Cuerpo 33.0 tubo:

25.4

EC-3302


Naphtha Stabilizer Condenser

Condensador estabilizador de nafta

- - tubo:330 tubo: 9.0

EC-3303




- - l tubo: 250

Tubo: 33.0

DFP D-20072-01-03001E




Página 256

DFP D-20072-01-03001E



GA-3301/S Bomba Stabilizer Reflux Pumps Centrif. 102 GA-3302/S Bomba Stabilizer Bottoms Pumps Centrif. 289

GA-3303/S Bomba Stabilizer Bottoms Recycle Pumps Centrifuga 290

GA-3304/S Bomba Sour Water Pumps Centrifuga 16

DFP D-20072-01-03001D

CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR

NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



(mm)

Altura de T/T (mm)



DA-3203 Torre H2S Stripper Eliminador de H2S

3000 27100 330 9.0

DC-3301 Reactor Polishing Reactor

Reactor de pulido

3400 7750 343 24.6

FA-3205 Tanques H2S Stripper Reflux Drum

Tanque eliminador de H2S de reflujo

1500 3800 200 9.0

FA-3301 Tanques Polishing Reactor Effluent Hot Drum

Tanque de efluente caliente del reactor de pulido

3300 9200 343 24.6

FA-3302 Tanques Polishing Reactor Effluent Cold Drum

Tanque de efluente frio del reactor de pulido

1800 5400 270 24.6


Polishing Reactor Feed Heater

Cambiador de calor del reactor de pulido

- - 343 - cuerpo 400 - tubos

Cuerpo- 33.0 tubo:

37.0

EA-3204 Intercambiador de

Sour Gas Trim

Condensador de vapor de gas

- - Cuerpo 200

Cuerpo - 9.0 tubo:



Página 257

DFP D-20072-01-03001D


NOMBRE DEL

EQUIPO

TIPO DE EQUIPO

DESCRIPCION DEL

EQUIPO (INGLES)



(mm)

Altura de T/T (mm)



calor - Cuerpo / tubo

Condenser amargo tubo: 75 9.0


H2S Stripper Reboiler

Calentador de eliminador de H2S

- -

Cuerpo - 330

tubo 400

Cuerpo - 28.5 tubo:

37.0

EA-3301 A/B


Polishing Reactor Feed / Effluent Exchangers

Intercambiador de efluente del alimentador de reactor de pulido

- -

Cuerpo - 343

del tubo 343

Cuerpo -33.0 tubo:

33.0

EA-3306


Polishing Reactor Vapor Trim Cooler

Enfriador de vapor del reactor de pulido

- - Cuerpo - 270 Del tubo: 75

Cuerpo - 24.6 Tubo

19.0

EC-3202


H2S Stripper Condenser

Condensador del eliminador de H2S

- - tubo:330 tubo: 9.0

EC-3301


Polishing Reactor Hot Vapor Condenser

Condensador de vapor caliente del reactor de pulido

- - tubo: 343 tubo: 24.6

DFP D-20072-01-03001D



GA-3203/S Bomba H2S Stripper Centrifuga 50



Página 258

DFP D-20072-01-03001D


Reflux Pumps

GA-3204/S

Bomba Polishing Reactor Feed Pumps

Centrifuga 290

Planta ULSG 2: lista de equipos

DFP D-20072-01-01001A


Nombre del

equipo

Tipo de equipo

Descripción del equipo

(ingles)

Descripción del equipo (español)

Diámetro interno id (mm)

Altura de t/t (mm)


( ° c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

DA-4101 Torre CDHydro Column

Columna CDHydro

3300 46400 245 10.5


CDHydro Feed Surge Drum


2600 7400 210 6.0

FA-4102 Tanques CDHydro Reflux Drum

Tanque de reflujo CDhydro

2000 6400 210 10.5

FA-4103 Tanques CDHydro Feed Surge Drum


1400 3400 210 6.0

FA-4104 Tanques CDHydro Recycle Gas Compresor K.O. Drum

Tanque compresor de gas de reciclado CDHydro

600 2700 210 10.5

FD-4101/S

Filtro CDHydro Column Reflux Filtros

Filtros de columna de reflujo CDHydro

- -

210 19.0



Página 259

DFP D-20072-01-01001A


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


( ° c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

FD-4102/S

Filtro CDHDS Column Feed Filtros

Filtros de alimentación de columna CDHDS

- -

245 39.0

FD-4103/S

Filtro Naphtha Feed Filtros

Filtros de alimentación de nafta

- - 210 6.0

EA-4101 A/B/C


CDHYDRO Feed Preheaters

Precalentadores de alimentación de CDHYDRO

- - Cuerpo - 210 Tubo - 330

Cuerpo - 25.4 Tubo - 33.0


CDHYDRO Vapor Trim Cooler

Enfriador de vapor del CDHYDRO

- - Cuerpo - 210 Tubo - 75


EA-4103 A/B


CDHYDRO Bottoms Reboiler

Calentador de fondos del CDHYDRO

- - Cuerpo - 245 tubo: 400


EA-4104 Tube CDHYDRO Side Reboiler

Calentador de lado del CDHYDRO

- - Cuerpo - 245 tubo - 343



LCN Product Trim Cooler

Enfriador de vapor de producto ligero

- - Cuerpo - 150 tubo: 75



HCN Feed PreHeater

Precalentador de alimentación de HCN

- - Cuerpo 210 tubo: 330

Cuerpo - 39.0 - tubo 33.0

EC-4101 Intercambiador CDHydro Condensador - - tubo:245 Tubo: 10.5



Página 260

DFP D-20072-01-01001A


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


( ° c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

de calor - Enfriador de aire

Condenser del CHYydro

EC-4102 Intercambiador de calor - Enfriador de aire

LCN Product Air Cooler

Enfriador de aire para el producto nafta ligera

- -

tubo150 tubo:12.5




- -


DFP D-20072-01-01001A


Bbombas y compresores Compresor Flujo m3/h

GB-4101 Compresor CDHydro Recycle Gas Cmpressor Centrif. 1582

GA-4101/S Bomba CDHydro Feed Pumps Centrif. 148

GA-4102/S Bomba CDHydro Reflux Pumps Centrif. 210

GA-4103/S Bomba CDHydro Bottoms Pumps Centrif. 134



Página 261

DFP D-20072-01-02001B


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)

Temperatura de diseño ( °

c)

presión de diseño (kg/cm2

g)

DA-4201 Torre CDHDS Column

Columna CDHDS

3400 71300 400 24.6

FA-4105 Tanques Fresh Hydrogen Booster Compressor K.O. Drum

Tanque compresor de hidrogeno fresco

700 2700 150 22.0

EA-4108S


Fresh Hydrogen Spillback Cooler

enfriador de derrame de hidrogeno fresco

Por licenciador

- - -

EA-4201 A/B/C


CDHDS Feed / CDHDS Overhead Exchangers

Intercabiador de calor de carga

- -

Cuerpo - 280 tubo 343

Cuerpo - 39.0l tubo : 33.0

BA-4201 Calentador CDHDS Reboiler Furnace

Calentador de carga

- -

Radiación: 400, Convección: 375

Radiación: 37.0, Convección: 24.0

DFP D-20072-01-02001B



GB-4102/S Compresor Fresh Hydrogen Booster Compressors

Recíprocante 584 x 1.2

GA-4202/S Bomba CDHDS Reboiler Circulation Pumps

Centrifuga 683



Página 262

DFP D-20072-01-02001C


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


( ° c)

Presión de diseño

(kg/cm2 g)

DA-4202 Torre CDHDS Recycle Gas Amine Absorber

Absorbedro de gas amina reciclada CDHDS

1000 19900 150 24.6


CDHDS Reflux Drum

Tanque de reflujo CDHDS

2600 8900 235 24.6


CDHDS Cold Drum

Tanque frio de CDHDS

1500 5000 235 24.6


CDHDS Cold Separator K. O. Drum

Tanque separador frió CDHDS

600 2700 150 24.6


CDHDS Recycle Gas Amine Absorber K.O. Drum

Tanque absorbedor de gas amina de reciclo CDHDS

600 2700 150 24.6


CDHDS Recycle Gas Compressor K. O. Drum

Tanque compresor de gas de reciclo CDHDS

600 2700 150 24.6


MP Steam Generator

Generador de vapor de media presión

- -


Cuerpo - 24.0 tubo: 24.6


CDHDS Cold Separator Vent Cooler

Cambiador de gases del separador

- -


Cuerpo - 24.6 tubo: 19


CDHDS Net Overhead Vapor Cooler

Enfriador de vapor sobrecalentado

- -

tubo: 343 tubo: 24.6 / FV



Página 263

DFP D-20072-01-02001C


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


( ° c)

Presión de diseño

(kg/cm2 g)


CDHDS Overhead Cooler

Enfriador de de vapores sobrecalentados

- -

tubo: 343 tubo: 24.6 / FV

FD-4201/S

Filtro CDHDS Reflux Filtros

Filtros de reflujo de CDHDS

- - 343 37.0

DFP D-20072-01-02001C



GB-4201/S Compresor CDHDS Recycle Gas Compressor

Reciprocating 2625 x 1.2

GA-4201/S Bomba CDHDS Reflux Pumps

Centrif. 127

DFP D-20072-01-03001E


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

DA-4301 Torre Naphtha Stabilizer Column

2600 27950 330 9.0

DA-4302 Torre Vent Gas Amine Absorber

Absorbedor de amina de gas de venteo

600/1000 18600 150 9.0



Página 264

DFP D-20072-01-03001E


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)


Naphtha Stabilizer Reflux Drum

Tanque de reflujo Estabilizador de nafta

1500 3100 200 9.0

FA-4304 Tanques vertical

Vent Gas Amine Absorber K.O. Drum

Tanque absorbedor de gas amina de venteo

600 2700 150 9.0


Sour Water Accumulator

Acumulador de agua amarga

1400 3000 150 6.0


Purge Gas Cooler

Enfriador de gas de purga - -

Cuerpo - 150 Tubo: 75



Naphtha Stabilizer Reboiler

Calentador estabilizador de nafta

- - Cuerpo - 330

tubo: 400 Cuerpo 28.5

tubo: 37.0


Stabilized HCN Product Trim Cooler

Enfriador de corriente del nafta pesada estabilizada

- - Cuerpo - 220

tubo: 75 Cuerpo 33.0 tubo: 25.4


Naphtha Stabilizer Condenser

Condensador estabilizador de nafta

- -

tubo:330 tubo: 9.0




- -

tubo: 250 Tubo: 33.0

DFP D-20072-01-03001E



GA-4301/S Bomba Stabilizer Reflux Pumps

Centrif. 47



Página 265

DFP D-20072-01-03001E


GA-4302/S Bomba Stabilizer Bottoms Pumps

Centrif. 135

GA-4303/S Bomba Stabilizer Bottoms Recycle Pumps

Centrif. 135

GA-4304/S Bomba Sour Water Pumps Centrif. 9

DFP D-20072-01-03001D


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

DA-4203 Torre H2S Stripper Eliminador de H2S

1900 27600 330 9.0

DC-4301 Reactor Polishing Reactor

Reactor de pulido

2300 8100 343 24.6

FA-4205 Tanques H2S Stripper Reflux Drum

Tanque eliminador de H2S de reflujo

1500 3800 200 9.0

FA-4301 Tanques Polishing Reactor Effluent Hot Drum

Tanque de efluente caliente del reactor de pulido

2400 7700 343 24.6

FA-4302 Tanques Polishing Reactor Effluent Cold Drum

Tanque de efluente frio del reactor de pulido

1500 4500 270 24.6


Polishing Reactor Feed Heater

Cambiador de calor del reactor de pulido

- - 343 - cuerpo 400 - tubos

Cuerpo- 33.0 tubo: 37.0


Sour Gas Trim Condenser

Condensador de vapor de gas amargo

- - Cuerpo 200

tubo: 75 Cuerpo - 9.0

tubo: 9.0


H2S Stripper Reboiler

Calentador de eliminador de

- - Cuerpo - 330

tubo 400 Cuerpo - 28.5

tubo: 37.0



Página 266

DFP D-20072-01-03001D


Nombre del

equipo

Tipo de equipo


(ingles)



Altura de t/t (mm)


c)

presión de diseño

(kg/cm2 g)

H2S

EA-4301 A/B


Polishing Reactor Feed / Effluent Exchangers

Intercambiador de efluente del alimentador de reactor de pulido

- -

Cuerpo - 343 del tubo 343



Polishing Reactor Vapor Trim Cooler

Enfriador de vapor del reactor de pulido

- -

Cuerpo - 270 Del tubo: 75

Cuerpo - 24.6 Tubo 19.0


H2S Stripper Condenser

Condensador del eliminador de H2S

- -

tubo:330 tubo: 9.0


Polishing Reactor Hot Vapor Condenser

Condensador de vapor caliente del reactor de pulido

- -


DFP D-20072-01-03001D



GA-4203/S Bomba H2S Stripper Reflux Pumps

Centrifuga 23

GA-4204/S Bomba Polishing Reactor Centrifuga 136



Página 267

DFP D-20072-01-03001D


Feed Pumps

En el anexo 14 se incluyen los diagramas y especificación de los equipos y en el

anexo 18 se incluyen los Diagramas de Tubería e Instrumentación donde se

puede apreciar la ubicación de cada equipo descrito en la lista anterior.

Todos los equipos que compondrán las plantas desulfuradoras tienen una vida útil

20 años; sin embargo, en función al mantenimiento que se dé al equipo puede

prolongar su vida.

Los sistemas de seguridad de cada equipo se señalan en los diagramas y

especificaciones incluidos en el anexo 14, además todos los equipos están

protegidos por el sistema de protección contraincendio de la plantas.

V.5.1 Sistemas de desfogue

Se contará con un sistema de desfogue como medida de seguridad.

Las líneas de Desfogue de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, tienen su origen fuera

del límite de batería de cada una de las plantas, estas líneas de proyecto se

integrarán en un solo cabezal que se interconectará al tanque separador nuevo

con sus bombas de recuperado, ubicado en el área de tanques separadores de la

refinería, para que posteriormente se integre a un tanque de sello nuevo y de ahí

pase al quemador elevado nuevo. Para tener flexibilidad de operación y de

mantenimiento la línea de entrada del tanque de sello nuevo se integrará a la línea



Página 268

existente 58” de diámetro DB-274221-A6A a la entrada del tanque de sellos

existente, y posteriormente pasará a los quemadores existentes B-001, B-002 y B-

003.

• Desfogue ácido

Las líneas de Desfogue ácido de las Plantas URA-1 y URA-2, se manejaran en un

solo cabezal y se integrarán a un tanque de separación nuevo con su sistema de

bombeo de aceite recuperado localizado en el área de tanques separadores de la

refinería, después de esto la línea de desfogue se integrarán al tanque de sellos

nuevo con su sistema de bombeo para el manejo de agua amarga, la línea de

desfogue se integrará al quemador elevado nuevo; la línea de entrada del tanque

de sello nuevo (para tener flexibilidad con el sistema existente) se integrará a la

línea existente 48” de diámetro DC-27441D-A14A, a la entrada del tanque de

sellos existente, y posteriormente pasará a los quemadores elevados existentes B-

001, B-002 y B-003.

Se instalarán las válvulas de seguridad requeridas para fluidos entrampados

donde sea necesario, debido a la expansión térmica causada por fuego externo,

variación de las condiciones ambientales, falla de energía eléctrica, falla de agua

de enfriamiento, etc., de acuerdo a lo indicado en los DTI´s del Licenciador

CDTECH, se incluirán válvulas de bloqueo y by-pass directo con válvulas de

globo, las válvulas de bloqueo tendrán un arreglo tal que podrán ser aseguradas

con candado o sellos de plomo, ya sea en posición abierta o cerrada, lo anterior

de acuerdo con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994.

Todas las válvulas de seguridad que integrarán al cabezal de desfogues serán del

tipo de fuelle balanceado y tendrán el estampado ASME.



Página 269

V.6 Condiciones de operación

V.6.1 Balance de materia y energía

Las siguientes tablas muestran el balance de materia y energía para cada una de

las plantas, en ellas se indican las corrientes más importantes que fueron incluidas

en la descripción detallada del proceso.

Balance de materia y energía ULSG 1

Capacidad: 42,500 BPD Cadereyta 1

Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

1100 ** Líquido 181,331 92.97 32 2.0 711.000 0.329 0.532 1,411

1101 ** Líquido 27,144 144.14 32 2.0 850.000 0.942 0.474 15,253

1110 ** Vapor 1,241 2.97 38 20.0 2.330 0.009 2.387

1112** Vapor 35 2.97 38 20.0 2.330 0.009 2.387

1114 ** Vapor 60 3.00 98 28.1 2.710 0.010 2.425

1116 ** Vapor 7,743 41.11 66 6.2 11.100 0.009 0.475

1117 ** Líquido 5,520 56.69 38 6.2 639.000 0.164 0.547

1118 ** Vapor 1,972 24.24 71 8.4 8.050 0.012 0.575

1119 ** Vapor 2,192 24.24 38 5.7 6.310 0.011 0.541

1121 ** Líquido 181,331 92.97 144 6.7 593.000 0.135 0.648 1,411

1123** Líquido 27,144 144.14 75 20.4 821.000 0.583 0.492

1124 ** Líquido 124,246 112.91 199 6.8 566.000 0.121 0.704

1125 ** Vapor 199,971 57.78 90 6.5 16.400 0.009 0.470

1126** Líquido 197,747 58.68 66 6.2 609.000 0.134 0.586

1127 ** Líquido 56,902 67.19 105 6.6 577.000 0.117 0.641

1130 ** Vapor 219 24.24 70 7.7 7.440 0.019 0.574

1131 ** Líquido 145,686 153.29 335 24.1 530.000 0.079 0.796



Página 270


Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

1135 ** Mezcla 28,764 153.29 306 7.3

Vapor 12,529 148.70 31.140 0.012 0.626

Líquido 16,235 572.000 0.112 0.751

1141** Líquido 151,390 117.47 183 20.3 617.000 0.156 0.646 4,421

1142** Mezcla 151,939 108.11 180 20.3

Vapor 3,201 27.90 15.680 0.016 0.690

Líquido 148,738 612.000 0.147 0.649

1144 ** Líquido 633,805 153.29 334 17.9 525.000 0.079 0.812

1145 ** Vapor 249,314 92.65 205 17.6 48.380 0.013 0.665

1146 ** Líquido 122,867 110.86 205 17.6 570.000 0.115 0.710

1147 ** Mezcla 637,077 134.55 336 18.2

Vapor 254,825 113.30 52.230 0.015 0.674

Líquido 382,252 524.000 0.078 0.813

1152** Mezcla 249,314 92.65 208 16.2

Vapor 48,266 54.90 25.210 0.014 0.626

Líquido 201,048 565.000 0.112 0.716

1161 ** Mezcla 81,023 110.86 199 7.2

Vapor 5,775 85.20 19.740 0.011 0.582

Líquido 75,248 583.000 0.129 0.700

1162 ** Mezcla 42,343 98.47 66 7.1

Vapor 50 13.40 3.800 0.013 0.716

Líquido 42,293 694.000 0.285 0.566

1164 ** Líquido 151,657 115.31 210 7.2 576.000 0.122 0.710

1165 ** Vapor 16,886 75.78 160 7.0 18.940 0.011 0.537

1166 ** Líquido 16,465 85.17 66 6.7 666.000 0.230 0.567

1167 ** Vapor 887 23.01 66 6.7 6.260 0.013 0.506



Página 271


Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

1168 ** Líquido 415 81.11 38 6.7 684.000 0.265 0.542

1169 ** Vapor 1,076 15.30 38 6.5 4.400 0.012 0.621

1170** Vapor 825 13.10 46 6.4 3.590 0.012 0.741

1173** Mezcla 303,903 101.63 263 16.0

Vapor 196,860 92.60 42.900 0.013 0.658

Líquido 107,043 531.000 0.089 0.781 65

1175** Mezcla 303,903 103.60 266 14.4

Vapor 240,248 98.90 41.940 0.013 0.657

Líquido 63,655 535.000 0.091 0.780

1178** Vapor 89,971 79.30 234 13.4 30.870 0.013 0.633

1181 ** Mezcla 88,806 103.28 66 7.1

Vapor 29 7.80 2.180 0.013 1.133

Líquido 88,776 704.000 0.308 0.564

1182 ** Mezcla 213,933 118.97 223 7.2

Vapor 30,980 101.00 23.170 0.011 0.602

Líquido 182,953 581.000 0.125 0.711

1183 ** Vapor 1,514 5.42 65 13.1 2.640 0.012 1.482

1184 ** Líquido 151,177 114.94 210 7.2 576.000 0.122 0.713

1185** Vapor 34,451 80.60 167 7.0 20.160 0.011 0.553

1186 ** Líquido 33,877 85.87 66 6.7 666.000 0.234 0.569

1188 ** Líquido 151,177 114.98 38 5.0 748.000 0.481 0.536

1189 ** Vapor 603 16.34 66 6.7 4.390 0.013 0.694

1193** Vapor 1,165 4.23 38 12.2 2.110 0.010 1.773

1194 ** Líquido 349 91.24 38 12.9 704.000 0.326 0.552

1300** Líquido 208,079 96.25 38 5.0 722.000 0.339 0.536 10

** Corrientes señaladas en la descripción del proceso.



Página 272

Balance de materia y energía ULSG 2

Capacidad 20,000 BLS Cadereyta 2

Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

1100** Líquido 85,332 92.97 32 2.0 711.360 0.3290 0.532

1101** Líquido 12,774 144.14 32 2.0 849.660 0.9420 0.474

1110** Vapor 584 2.97 38 20.0 2.334 0.0092 2.387

1112** Vapor 17 2.97 38 20.0 2.334 0.0092 2.387

1116** Vapor 3,644 41.11 66 6.2 11.096 0.0100 0.475

1117** Líquido 2,598 56.69 38 6.2 638.7 0.1640 0.547

1118** Vapor 928 24.24 71 8.4 8.045 0.0119 0.575

1119** Vapor 1,031 24.24 38 5.7 6.311 0.0109 0.541

1121** Líquido 85,332 92.97 144 6.7 592.61 0.1350 0.648

1123** Líquido 12,774 144.14 75 20.4 820.990 0.583 0.492

1124** Líquido 58,469 112.91 199 6.8 565.960 0.121 0.704

1125** Vapor 94,104 57.78 90 6.5 16.402 0.0093 0.470

1126** Líquido 93,057 58.68 66 6.2 608.580 0.134 0.586

1127** Líquido 26,777 67.19 105 6.6 576.810 0.117 0.641

1130** Vapor 103 24.24 70 7.7 7.440 0.0119 0.574

1131** Líquido 68,558 153.29 335 24.1 530.160 0.079 0.796

1135** Mezcla 13,536 153.29 306 7.3

Vapor 5,896 148.70 31.145 0.0118 0.626

Líquido 7,640 571.53 0.112 0.751

1141** Líquido 71,242 117.47 183 20.3 617.050 0.156 0.649

1142** Mezcla 71,501 108.11 180 20.3

Vapor 1,506 27.90 15.678 0.0163 0.690

Líquido 69,995 611.54 0.147 0.649

1144** Líquido 298,261 153.29 334 17.9 525.180 0.079 0.812



Página 273


Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

1145** Vapor 117,324 92.65 263 17.6 48.376 0.0133 0.665

1146** Líquido 57,820 110.86 205 17.6 569.530 0.115 0.710

1147** Mezcla 299,801 134.55 336 18.2

Vapor 119,918 113.30 52.235 0.0150 0.674

Líquido 179,883 524.35 0.078 0.813

1152** Mezcla 117,324 92.65 208 16.2

Vapor 22,713 54.90 25.210 0.0142 0.626

Líquido 96,611 565.150 0.112 0.716

1161** Mezcla 38,129 98.47 199 7.2

Vapor 2,718 85.22 19.744 0.0113 0.582

Líquido 35,411 582.790 0.129 0.700

1162** Mezcla 19,926 98.47 66 7.1

Vapor 23 13.40 3.796 0.0132 0.716

Líquido 19,903 693.52 0.285 0.566

1164** Liquido 71,368 115.31 210 7.2 575.75 0.122 0.710

1165** Vapor 7,947 75.78 160 7.0 18.944 0.0107 0.537

1166** Líquido 7,748 85.17 66 6.7 665.660 0.230 0.567

1167** Vapor 417 23.07 66 6.7 6.264 0.0128 0.506

1168** Líquido 195 81.11 38 6.7 683.910 0.265 0.542

1169** Vapor 506 15.31 38 6.5 4.402 0.0123 0.621

1170** Vapor 388 13.10 46 6.4 3.594 0.0123 0.741

1173** Mezcla 143,013 101.63 263 16.0

Vapor 92,640 92.60 42.897 0.0132 0.658

Líquido 50,373 531.26 0.089 0.781

1175** Mezcla 143,013 103.60 266 14.4



Página 274


Corri

ente

Fase

Fluj

o M

ásico

, kg/

hr

Peso

Mol

ecul

ar

Tem

p.

°C

Pres

ión,

Kg

/cm2 m

.

Dens

idad

, kg/

m3

Visc

osid

ad, c

p

Cap.

Calo

rífica

, kc

al/kg

°C

Azuf

re, p

pm (p

eso)

Vapor 113,058 98.90 41.942 0.0128 0.657

Líquido 29,955 535.18 0.091 0.780

1178** Vapor 42,339 79.30 234 13.4 30.868 0.0130 0.633

1181** Mezcla 41,791 103.28 66 7.1

Vapor 14 7.76 2.182 0.0126 1.133

Líquido 41,777 703.69 0.308 0.564

1182** Mezcla 100,675 118.97 223 7.2

Vapor 14,579 101.04 23.166 0.0110 0.602

Líquido 86,096 581.14 0.125 0.711

1183** Vapor 712 5.42 65 13.1 2.640 0.0117 1.482

1184** Líquido 71,142 114.96 210 7.2 575.770 0.122 0.713

1185** Vapor 16,212 80.60 167 7.0 20.159 0.0105 0.553

1186** Líquido 15,942 85.87 66 6.7 665.980 0.234 0.569

1188** Líquido 71,142 114.96 38 5.0 747.590 0.481 0.536

1189** Vapor 284 16.34 66 6.7 4.390 0.0129 0.694

1193** Vapor 548 4.23 38 12.2 2.108 0.0103 1.773

1194** Líquido 164 91.24 38 12.9 703.810 0.326 0.552

1300** Líquido 97,920 96.25 38 5.0 721.800 0.339 0.536

** Corrientes señaladas en la descripción del proceso

En el anexo 16, se incluyen los balances de materia y energía de todas las

corrientes de proceso de las plantas proporcionada por el licenciador.

V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación

Diagramas de flujo de las plantas Desulfuradoras



Página 275

Nomenclatura ULSG 1

Nomenclatura ULSG 2

Nombre del diagrama (CDTECH)

D-20072-03-01001A

D-20072-04-01001A

D-20072-03-02001B

D-20072-04-02001B

D-20072-03-02001C

D-20072-04-02001C

D-20072-03-03001D

D-20072-04-03001D

D-20072-03-03001E

D-20072-04-03001E

CADEREYTA ULSG 1 (U-3000) PROCESS FLOW DIAGRAM CDHYDRO/CDHDS+UNIT CDHYDRO COLUMN

CADEREYTA ULSG 2 (U-4000) PROCESS FLOW DIAGRAM CDHYDRO/CDHDS+UNIT CDHYDRO COLUMN

En estos planos que se incluyen en el anexo 15, se indican las presiones y

temperaturas a las que operan los equipos principales y las corrientes del proceso,

cuyos datos de operación y estado físico se mencionan en las tablas anteriores de

Balance de Materia y Energía (punto V.6.1). Así mismo en el punto V.5 de este

capítulo (Lista de Equipos), se encuentran los datos de diseño de los equipos.

V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso

El estado físico de las diferentes corrientes en el proceso se indica en la columna

de fase de los listados de tuberías incluidos en el anexo 17 así como en las tablas

de balance de materia y energía incluidas en el punto V.6.1 de este estudio.

Cabe mencionar que solamente se manejan tres fases.

Liquida.

Vapor.

Mezcla.

V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación.

El régimen operativo de las Plantas Desulfuradoras es continuo los 365 días del

año, las 24 horas del día en tres turnos.



Página 276

V.6.5 Diagramas de tubería e instrumentación (DTI’s) con base en

la ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente.

Los planos de tubería e instrumentación para el proyecto son:

Listado de diagramas de tubería e instrumentación para las plantas ULSG 1 Y ULSG 2.

Nomenclatura ULSG 1

Nomenclatura ULSG 2

Nombre del Diagrama de Tubería e Instrumentación DTI´s (CDTECH)

D-20072-03-00004A D-20072-04-00004A PIPING SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

D-20072-03-00004B D-20072-04-00004B INSTRUMENT SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

D-20072-03-00004C D-20072-04-00004C EQUIPMENT SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

D-20072-03-00005 D-20072-04-00005 DRAWING REFERENCE LIST

D-20072-03-01005A

D-20072-04-01005A. CDHYDRO FEED SURGE DRUM & PUMPS

D-20072-03-01005B D-20072-04-01005B. CDHYDRO FEED PREHEATERS

D-20072-03-01005C D-20072-04-01005C. CDHDS FEED SURGE DRUM, PUMPS AND PREHEATER

D-20072-03-01005D D-20072-04-01005D. CDHYDRO/CDHDS+ UNIT CDHYDRO COLUMN

D-20072-03-01005E D-20072-04-01005E. CDHYDRO BOTTOMS SIDE REBOILERS

D-20072-03-01005F D-20072-04-01005F. CDHYDRO BOTTOMS PUMPS

D-20072-03-01005G D-20072-04-01005G. CDHYDRO CONDENSER

D-20072-03-01005H D-20072-04-01005H. CDHYDRO REFLUX DRUM & PUMPS

D-20072-03-01005J D-20072-04-01005J. CDHYDRO TRIM COOLER & COMPRESSOR KO DRUM

D-20072-03-01005K

D-20072-04-01005K. CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR

D-20072-03-01005L D-20072-04-01005L. LCN PRODUCT COOLERS

D-20072-03-01005M D-20072-04-01005M. FRESH HYDROGEN COMPRESSOR KO DRUM

D-20072-03-01005N D-20072-04-01005N. FRESH HYDROGEN BOOSTER COMP & COOLER

D-20072-03-02005P D-20072-04-01005P. CDHYDRO FRESH HYDROGEN BOOSTER SPARE COMP &



Página 277

Nomenclatura ULSG 1

Nomenclatura ULSG 2


COOLER

D-20072-03-02005A

D-20072-04-02005A. CDHDS REBOILER FURNACE

D-20072-03-02005B D-20072-04-02005B. CDHDS REBOILER FURNACE FUEL GAS FIRING CONTROLS

D-20072-03-02005C D-20072-04-02005C. CDHDS FEED/OVERHEAD EXCHANGERS

D-20072-03-02005D D-20072-04-02005D. CDHDS COLUMN

D-20072-03-02005E D-20072-04-02005E. CDHDS REBOILER CIRCULATION PUMPS

D-20072-03-02005F D-20072-04-02005F. MP STEAM GENERATOR

D-20072-03-02005G D-20072-04-02005G. CDHDS OVERHEAD COOLER

D-20072-03-02005H D-20072-04-02005H. CDHDS REFLUX DRUM & PUMPS

D-20072-03-02005J D-20072-04-02005J. CDHDS NET OVHD VAPOR COOLER

D-20072-03-02005K

D-20072-04-02005K. DRUM, VENT COOLER & KO DRUM

D-20072-03-02005L D-20072-04-02005L. CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER

D-20072-03-02005M D-20072-04-02005M. AMINE ABSORBER KO DRUM

D-20072-03-02005N D-20072-04-02005N. CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR

D-20072-03-02005P D-20072-04-02005P. H2S STRIPPER & CONDENSER

D-20072-03-02005Q D-20072-04-02005Q. H2S STRIPPER REBOILER & REACTOR FEED PUMPS

D-20072-03-02005R D-20072-04-02005R. H2S STRIPPER REFLUX DRUM, PUMPS& TRIM CONDENSER

D-20072-03-02005S D-20072-04-02005S. CDHDS RECYCLE GAS COMP. K.O. DRUM

D-20072-03-03005A D-20072-04-03005A. POLISHING REACTOR FEED/EFFLUENT EXCH.

D-20072-03-03005B D-20072-04-03005B. POLISHING REACTOR & FEED HEATER

D-20072-03-03005C D-20072-04-03005C. POLI. REACTOR EFFL. HOT DRUM & CONDENSER

D-20072-03-03005D D-20072-04-03005D. POLI. REACTOR EFFL. COLD DRUM & TRIM CLR.

D-20072-03-03005E D-20072-04-03005E NAPHTHA STABILIZER COLUMN

D-20072-03-03005F D-20072-04-03005F. NAPHTHA STABILIZER REBOILER/BTMS PUMPS



Página 278

Nomenclatura ULSG 1

Nomenclatura ULSG 2


D-20072-03-03005G D-20072-04-03005G. STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS

D-20072-03-03005H D-20072-04-03005H. NAPHTHA STABILIZER CONDENSER

D-20072-03-03005J D-20072-04-03005J. NAPHTHA STABILIZER RFLX DRM AND PMPS

D-20072-03-03005K D-20072-04-03005K. LOW PRESSURE AMINE ABSORBER

D-20072-03-03005L D-20072-04-03005L. STABILIZED HCN PRODUCT COOLERS

D-20072-03-03005M D-20072-04-03005M. CDHDS VENT GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM

D-20072-03-03005N D-20072-04-03005N. SOUR WATER ACCUMULATOR DRUM &PUMPS

D-20072-03-07013A D-20072-04-07013A. MP STM., LP STM. DISTRIBUTION

D-20072-03-07013B D-20072-04-07013B. BFW & LP STM. DISTRIBUTION

D-20072-03-07018A D-20072-04-07018A. IA, PA & NITROGEN DISTRIBUTION

D-20072-03-07020A D-20072-04-07020A. FUEL GAS DISTRIBUTION

D-20072-03-07022A D-20072-04-07022A. FLARE HEADER

D-20072-03-07022B D-20072-04-07022B. PUMP & FILTER DRAIN COLLECTION

D-20072-03-07024A D-20072-04-07024A. LEAN/RICH AMINE DISTRIBUTION

D-20072-03-07024B D-20072-04-07024B. OILY DRAIN COLLECTIN CLOSED SYSTEM

D-20072-03-07030A D-20072-04-07030A. TIE-INS AND BATTERY LIMITS (1/2)

En el anexo18, se incluyen los diagramas de tubería e instrumentación de las

plantas Desulfuradoras ULSG 1 y ULSG 2.



Página 279

V.7 Cuarto de control.

V.7.1 Especificación del cuarto de control.

El cuarto de control satélite, cuya función es la de recibir las señales de

instrumentos localizados en campo, controlar el proceso y detectar los cambios en

las variables a controlar, contará con sistema de presurización y aire

acondicionado, con sistema de compresión redundante, control de temperatura

para detectar variaciones mayores de 4 °C por hora. Dicho cuarto será construido

a prueba de explosión y estará dotado con los dispositivos de seguridad para que

el personal en turno pueda detectar y controlar cualquier acción causada por fuga

y/o derrame de productos que eventualmente pudieran ser causa de incendio o

explosión.

El cuarto de control satélite, contará con un medidor de corrosión, temperatura,

humedad y presión integradas en un solo equipo, el cual estará comunicado al

sistema de control distribuido donde se llevará el histórico de estas variables.

Asimismo de acuerdo al proyecto de contará con un sistema de detección y

alarma por presencia de humo y un sistema de extinción de fuego, que operará

en forma automática a base de CO2, considerando que los cilindros de CO2 deben

estar protegidos bajo techo.

El cuarto satélite contará con un sistema que permita mantener la presurización de

este cuando se abren o cierran las puertas. Las características de este cuarto

deberán estar de acuerdo a lo señalado en la NFR-019-PEMEX-2001.



Página 280

V.7.2 Sistema de aislamiento

Como ya se señaló en el punto anterior el aislamiento del cuarto de control, estará

de acuerdo con la normatividad vigente en la materia, contando con un sistema de

presurización para mantener el cuarto con presión positiva, de tal forma que al

abrir las puertas el aire salga sin permitir el ingreso del aire externo al cuarto.

Contará además con un sistema de sellado en las puertas, así mismo el sistema

de aire acondicionado contará con las medidas de seguridad indicadas en la

normatividad vigente tales como el incluir detectores en las tomas de aire y un

sistema de paro automático en caso de una eventual contaminación.

INDICE CAPITULO VI

VI ANÁLISIS DE RIESGOS...................................................................... 281

VI.1 Antecedentes de accidentes e incidentes................................. 281

VI.2 Metodología de identificación y jerarquización. ....................... 282

VI.2.1 Identificación de riesgos. ........................................................... 282

VI.2.2 Identificación de nodos .............................................................. 293

VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso ......................................... 301

VI.2.4 Jerarquización de riesgos. ......................................................... 302

VI.3 Radios potenciales de afectación. ............................................. 307

VI.3.1 Listado de escenarios ................................................................ 312

VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados 333

VI.4 Interacciones de riesgo .............................................................. 335

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas. ..................................... 335

VI.5.1 Sistemas de seguridad .............................................................. 337

VI.5.2 Medias Preventivas.................................................................... 338

VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación

del proyecto. .............................................................................................. 340

VI.6.1 Caracterización .......................................................................... 340

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento........................................ 361

VI.6.3 Disposición ................................................................................ 361



Página 281

VI ANÁLISIS DE RIESGOS

VI.1 Antecedentes de accidentes e incidentes

En la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, se cuenta con las estadísticas y

descripciones de los eventos generados desde los inicios de la operación de las

plantas de esta Refinería a la fecha. Dentro de estos se encuentran los eventos

ocurridos en las plantas Hidrodesulfuradoras de gasolina y diesel que están en

operación actualmente. Dentro de los eventos ocurridos en las plantas

especificadas solo se tiene conocimiento del ocurrido el día 21 de enero de 2004.

• 21 de enero de 2004.

Flamazo y Lesión de 4 Trabajadores en la planta Hidrodesulfuradora No. 2 U-500

DE LA Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”.

A las 11:20 hrs., en la Refinería de Cadereyta, N. L., al estar colocando una

coladera en el filtro de finos FA-2519 de la Planta Hidrodesulfuradora No.2 U-500,

se produjo un flamazo lesionado a 4 trabajadores.

Considerando que este evento, fue generado por factores humanos, se hace

necesario realizar una identificación de riesgos para las plantas Desulfuradoras de

gasolinas catalíticas (ULSG 1 y ULSG2).



Página 282

VI.2 Metodología de identificación y jerarquización.

VI.2.1 Identificación de riesgos.

Existen varias metodologías para la identificación y evaluación de riesgos que han

demostrado ser eficientes; sin embargo las técnicas difieren en la forma de

rastrear y evaluar los riesgos de una unidad de proceso y en la aportación de

resultados para hacer más eficiente su operación. El estudio o método HAZOP

(HAZard OPeratibility) o Análisis de Riesgo y Operabilidad de los Procesos es uno

de los métodos generalizados de mayor aplicación en la elaboración de análisis de

riesgos, de acuerdo a la normatividad establecida en Petróleos Mexicanos y sus

Subsidiarias. El método involucra, la investigación de desviaciones, sus causas,

efectos y medidas que deberán considerarse como parte del diseño o propósito de

un proceso de operación continuo, previo al arranque y puesta en operación de la

planta o en su caso durante la operación de ésta, la investigación se llevará a

cabo por un grupo de profesionales, con experiencia en diferentes áreas tales

como: ingeniería, producción, mantenimiento y seguridad, y se caracteriza porque

de forma sistemática permite identificar los peligros y problemas generados por la

operación de una instalación; por su versatilidad sirve también para identificar

problemas de seguridad contribuyendo además a lograr una mejor operación

dentro de la planta analizada, mediante la revisión y adecuación de la ingeniería.

La suposición implícita de los estudios HAZOP es que los riesgos o los problemas

de operabilidad aparecen solo como consecuencia de desviaciones sobre las

condiciones de operación que se consideran normales en un sistema dado y en

una etapa determinada.



Página 283

La Metodología del Análisis HAZOP que se planea emplear, es uno de los

métodos formales y generalizados, que están estructurados y orientados para la

toma de decisiones oportunas, considerando la aplicación de los criterios

adecuados para la identificación de todos los riesgos reales o potenciales,

existentes en las unidades operativas; así como, jerarquizar las medidas para su

atención con base en su potencial de riesgo, a fin de llevar a cabo la eliminación o

reducción de los riesgos de manera efectiva. Dicho método consiste en revisar la

planta en una serie de reuniones durante las cuales un equipo multidisciplinario

realiza una “tormenta de ideas” bajo un método o proceso estructurado y dirigido

por un líder que crea la estructura al utilizar un conjunto de palabras guías o

claves para examinar y determinar las consecuencias de posibles desviaciones de

las condiciones normales de un proceso continuo en varios puntos clave línea a

línea y recipiente a recipiente (nodos), de todo el proceso establecido sobre el

diseño de la planta, ya sea en operación o por construir.

Finalmente, la identificación de las consecuencias consideradas como

inaceptables, permite emitir una serie de recomendaciones para mejorar el

proceso, las cuales pueden indicar modificaciones en el diseño, requerimientos en

los procedimientos operativos, modificaciones en la documentación, etc.

Considerando que el objetivo fundamental de la aplicación de una Análisis HAZOP

es el identificar tanto los riesgos como problemas de operabilidad, la gran mayoría

de las recomendaciones, se enfocan precisamente a los problemas originados por

la operabilidad los cuales son causados por eventuales desviaciones en la

operación y solo tienen aplicación en forma limitada a problemas de riesgo.



Página 284

Las ventajas del HAZOP son:

• Es el método más idóneo a emplear durante el diseño de un proyecto.

• Se puede emplear durante la instalación de una industria, en la

operación de instalaciones existentes o bien cuando se realizan cambios

mayores en los procesos.

• En la aplicación de la metodología se Incluyen múltiples puntos de vista.

• En forma estructurada se identifica mayor número de problemas con una

visión de grupo.

• Toma en cuenta el error humano.

• Analiza a detalle el sistema.

En general permite identificar entre el 90 y el 99% los riesgos existentes, pero sin

ser todos reales.

La técnica consiste en analizar sistemáticamente las causas y las consecuencias

de unas desviaciones de las variables de proceso, planteadas a través de unas

"palabras guía". Una vez identificados se hace una evaluación para determinar si

las desviaciones y sus consecuencias pueden tener un efecto negativo en la

seguridad y operación eficiente de la planta, y si se considera necesario establecer

las acciones correctivas correspondientes para evitar la generación de riesgos

potenciales.

A continuación se explican las etapas para la elaboración de un análisis HAZOP:

VI.2.1.1 Definición del área de estudio

Una vez desarrollada la ingeniería básica y contando con la descripción completa

del proceso que nos ocupa, se puede proceder a la definición del área de estudio,



Página 285

que en este caso consiste en delimitar las áreas para la aplicación de la técnica.

En una determinada instalación de proceso, considerada como el área objeto de

estudio, se definirá para mayor comodidad una serie de subsistemas o líneas de

proceso que corresponden a entidades funcionales propias: línea de carga a un

depósito, separación de disolventes, reactores, etc.

VI.2.1.2 Identificación de nodos.

En cada uno de estos subsistemas o líneas se deberán identificar una serie de

“nodos” o puntos clave claramente localizados en el proceso. Por ejemplo, tubería

de alimentación de una materia prima a un reactor, impulsión de una bomba,

depósito de almacenamiento, etc.

Cada nodo deberá ser identificado y numerado correlativamente dentro de cada

subsistema y en el sentido del proceso para mejor comprensión y comodidad. La

técnica HAZOP se aplica a cada uno de estos puntos. Cada nodo vendrá

caracterizado por las variables de proceso, entre las que se encuentran las

siguientes: presión, temperatura, caudal, nivel, composición, viscosidad, etc.

La facilidad de utilización de esta técnica requiere reflejar en esquemas

simplificados de diagramas de flujo todos los subsistemas considerados y su

posición exacta.

El soporte principal para la aplicación de esta metodología es el diagrama de flujo

de proceso o de tuberías e instrumentos (DTI).

VI.2.1.3 Aplicación de las palabras guía

Un elemento esencial para la aplicación de la metodología de cuestionamiento y

análisis sistemático, es la aplicación de las palabras guía, fonema que expresa el



Página 286

comportamiento de una variable y que se utiliza para indicar el concepto que

representa en cada uno de los nodos definidos que entran o salen de un elemento

determinado y así determinar las desviaciones y sus posibles consecuencias. Se

aplican tanto a acciones (reacciones, transferencias, etc.) como a parámetros

específicos (presión, caudal, temperatura, etc.). En la tabla que se muestra a

continuación, se presentan las palabras guías y su significado.

Palabras guía y su significado

Palabra Guía

Significado Aplicación Ejemplo

de desviación Ejemplo

de causas de la desviación

No La completa negación de la intención

No se realiza la intención del diseño, ni parte de ella, pero no sucede otra cosa

No hay flujo en una línea

Bloqueo; falla de bombeo; válvula cerrada o atascada, fuga; válvula abierta; fallo de control.

Más o Menos

Incremento o disminución cuantitativa

Se refiere a propiedades cuantitativas como flujo, previsión o actividades como transmisión de calor o velocidad de una reacción

Más flujo (más caudal)

Presión de descarga reducida; succión presurizada; controlador saturado; fuga; lectura errónea de instrumentos.

Menos caudal Falla de bombeo; fuga; bloqueo parcial; sedimentos en línea; falta de carga; bloqueo de válvulas

Además de Incremento cualitativo. Se logran todas las previsiones de diseño, pero además ocurren desviaciones adicionales

Impurezas o una fase extraordinaria

Entrada de contaminantes del exterior como aire, agua o aceites; productos de corrosión; fallo de aislamiento; presencia de materiales por fugas interiores; fallos de la puesta en marcha.

Parte de Disminución cualitativa. Solo se logran parte de las previsiones de diseño

Disminución de la composición en una mezcla

Concentración demasiado baja en la mezcla; reacciones adicionales; cambio en la alimentación.

Inverso La intención lógica Actividades, por ejemplo, Flujo inverso Fallo de bomba; sifón hacia atrás;



Página 287

Palabra Guía

Significado Aplicación Ejemplo

de desviación Ejemplo

de causas de la desviación

opuesta retroceso de flujo o reacción reversible. También sustancias como “veneno” en lugar de “antídoto” o “ácido” en vez de “álcali”.

inversión de bombeo; válvula antirretorno que falla o está insertada en la tubería de forma incorrecta.

Distinto Sustitución completa de la intención

No se lleva a cabo ninguna parte de la intención. pero ocurre algo diferente

Cualquier actividad Puesta en marcha y parada; pruebas e inspecciones; mantenimiento; activación del catalizador; eliminación de tapones; corrosión; fallo de energía; emisiones indeseadas, etc.

VI.2.1.4 Definición de las desviaciones a estudiar

Para cada uno de los nodos seleccionados, se plantean de forma sistemática

todas las desviaciones que implican la aplicación de cada palabra guía a una

determinada variable o actividad. Para realizar un análisis exhaustivo a fin de

determinar las desviaciones probables y las causas que las originan durante la

operación normal de la planta; se deben aplicar todas las combinaciones posibles

entre palabra guía y variable de proceso, descartándose durante la sesión las

desviaciones que no tengan sentido para un nodo determinado.

Como ya se estableció paralelamente a la descripción de las desviaciones se

deben indicar las causas posibles de estas desviaciones y posteriormente

puntualizar en las consecuencias de estas desviaciones, buscando encontrar las

medidas para contrarrestarlas.



Página 288

En la siguiente tabla se presenta un resumen de las desviaciones que pueden

acompañar a los parámetros físicos y químicos. Resumen de desviaciones a identificar

Parámetro Desviación Explicación

Flujo Más que Menos que Ninguno Reversa

Mayor flujo que el diseño Menor flujo que el diseño Ausencia de flujo cuando se requiere Contra flujo hacia dentro o fuera del nodo

Presión Más Menos Ninguna

Presión más alta que la de diseño Presión mas baja que la de diseño Ausencia depresión cuando se requiere

Nivel (e interfase del nivel) Más que Menos que Ninguno

Nivel más alto que el diseño Nivel más bajo que el diseño Ausencia de nivel cuando se requiere

Temperatura Mas de Menos de

Temperatura más alta que la de diseño Temperatura más baja que la de diseño

VI.2.1.5 Sesiones (HAZOP)

El grupo de trabajo, que participo en la realización del estudio HAZOP, se integró

por un grupo de especialistas que conocen la metodología HAZOP, este grupo

cuenta con conocimiento pleno del proceso. Toda esta información resultante del

análisis, se presenta en forma de tabla que sistematiza la entrada de datos y el

análisis posterior. La siguiente tabla representa el formato de recolección de datos

del HAZOP aplicado a un proceso continuo.



Página 289

Formato de recolección de datos del HAZOP.

Nodo Palabra guía

Desviación de la variable

Posible causa

consecuencia

Respuesta del sistema

F C GR Acciones a

tomar

recomendaciones

VI.2.1.6 Significado del contenido de cada columna:

Nodo.- Parte del sistema operativo claramente localizados en el proceso e

identificado sobre un diagrama, que puede ser un grupo de equipos y tubería y

que se consideran como un subsistema o puntos clave, para su análisis.

Palabra Guía.- Fonema que expresa una variable en el comportamiento de cierto

elemento o grupo de elementos que forman parte integral del proceso.

Desviación de la variable.- Comportamiento “anormal” de algún elemento del

nodo ocasionado por irregularidades o fallas en el sistema de control,

señalamiento y/o de operación.

Posibles causas.- Describe numerándolas las distintas causas que pueden

originar la desviación.

Consecuencias.- Para cada una de las causas planteadas se indican con la

consiguiente correspondencia en la numeración el resultado de la desviación.

Respuestas del sistema.- Conocidas también como Salvaguardas, que son

dispositivos que actúan cuando se presenta la desviación del sistema, sin importar



Página 290

la causa que la origine, ya sea de manera preventiva o correctiva. De esta forma

en esta columna se indican los mecanismos de detección de la desviación

planteada según causas o consecuencias: por ejemplo alarmas y los actuadores

capaces de responder a la desviación planteada según las causas: por ejemplo,

lazo de control.

F.- Índice de frecuencia de ocurrencia de la posible causa. La valoración de esta

se hace en función de la tabla de índice de frecuencia.

C.- Índice de Severidad de la Consecuencia que se calcula considerando la tabla

de Índice de Severidad, presentada más adelante.

GR.- Índice Global de Riesgo, este valor se obtiene en base a la frecuencia y

severidad de la consecuencia y nos da el valor con el que se puede llevar a cabo

la jerarquización de los riesgos.

Acciones a tomar.- Donde una causa resulte en una consecuencia negativa, se

debe considerar emitir una propuesta preliminar de modificaciones a la instalación

en vista de la gravedad de la consecuencia identificada o a una desprotección

flagrante de la instalación, para que una vez analizada se determine si

considerando las salvaguardas asociadas, se hace necesario llevar a cabo la

aplicación de las acciones correspondientes que pueden ser para eliminar la

causa o bien, mitigar o eliminar las consecuencias.

Recomendaciones.- Observaciones que complementan o apoyan algunos de los

elementos reflejados en las columnas anteriores.

VI.2.1.7 Informe final o Reporte del HAZOP

El informe final es un documento fundamental para la conclusión de la ingeniería,

operabilidad y seguridad de la planta, ya que como resultado de su aplicación

existe la posibilidad de realizar adecuaciones a la planta o a sus condiciones de



Página 291

operación; dicho informe será definitivo y no podrá cambiar, ya que de este se

derivan las acciones a tomar.

Las recomendaciones se clasifican de acuerdo al nivel de riesgo encontrado,

basado en la matriz de riesgos. El riesgo es la probabilidad de daño y está en

función de la frecuencia y de la gravedad.

La frecuencia de una causa es establecida por el equipo multidisciplinario, de

acuerdo a su experiencia, considerando cualquiera de los siguientes rubros: Índice de Frecuencia

Rango Frecuencia Probabilidad Descripción

4 Improbable ‹10-3 Ocurre una sola vez en la vida útil de la

planta

3 Posible 10-3 Ocurre una vez entre 5 y 10 años

2 Ocasional 10-2 Ocurre una vez entre 1 y 5 años

1 Frecuente 100 Ocurre más de una vez por año

La gravedad de la consecuencia también la determinará el equipo

multidisciplinario, según su experiencia, considerando los siguientes parámetros: Índice de Severidad

Rango Consecuencia Descripción

1 Catastrófica Muertes dentro o fuera del sitio, daños irreversibles y pérdidas de producción mayores, que generan paro total de toda la planta.

2 Severa Heridas múltiples, daños mayores a propiedades y pérdidas que generan paros temporales

3 Moderada Heridas ligeras, daños menores a propiedades y pérdidas de producción, generando un paro parcial.

4 Baja No hay heridas, daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores, que generen un paro, sólo sustitución o reparación de accesorios.



Página 292

Con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la severidad de la

consecuencia, se procede a determinar índices globales de riesgo, para ello se

utilizará la siguiente matriz:

Matriz global de riesgo

CONSECUENCIA

4 3 2 1

C B A A 1

D C B A 2

D D C B 3

D D D C 4

FREC

UENC

IA

Por lo antes descrito y considerando que la frecuencia es inversamente

proporcional a la consecuencia, se consideró la siguiente matriz para la

CALIFICACIÓN GLOBAL.



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Calificación Global

Rango Tipo de Riesgo Prioridad Descripción

A Inaceptable Alta

Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango

de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 6 meses

B Indeseable Media

Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango

de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 12 meses

C Aceptable con controles Baja

Se debe revisar que los procedimientos y controles estén implantados; o confirmar y

suministrar evidencia objetiva que especifique que los requerimientos han sido satisfechos

D Aceptable como está Normal

Evaluación de conformidad por observación y juicio acompañado como sea apropiado por

mediciones, pruebas o calibraciones.

VI.2.2 Identificación de nodos

Para el análisis detallado del proceso de las plantas Desulfuradoras de gasolina

catalítica, éste fue dividido en sistemas, donde se contemplan tubería, bombas

compresores, instrumentos, y recipientes sujetos a presión.

Para la identificación de los nodos se consideran las variables presión,

temperatura, flujo y tipos de fluido.

• Lista de sistemas de la planta.

En la relación de los sistemas a continuación se listan los sistemas de la planta

Desulfuradora de gasolina catalítica ULSG 1 y ULSG 2



Página 294

Sistemas planta ULSG 1 Sistema No. 1: Tubería 8” de diámetro P-37001, filtros FD-3103/S, tubería de 8” de

diámetro P-31065, FA-3101, tubería de 10” de diámetro P-31003. Sistema No. 2: Bombas GA-3101/S, tubería de 8” de diámetro P-31005, cambiadores

EA-3101 A/B/C, tubería de 8” de diámetro P-31010. (modelación 2) Sistema No. 3: Columna CDHYDRO DA-3101, tubería de 10” de diámetro P-31023. Sistema No. 4: Tubería de 24” de diámetro P-31020, condensador EC-3101, tubería de

16” de diámetro P-31043, FA-3102, tubería de 12” de diámetro P-31044, tubería de 3” de

diámetro P-31039.

Sistema No. 5: Bombas GA-3102/S, tubería de 10” de diámetro P-31046, filtros FD-

3101/S, tubería de 10” de diámetro P-31050.

Sistema No. 6: Tubería de 3” de diámetro P-37002, FA-3103, tubería de 4” de diámetro

P-31072, bombas GA-3104, tubería de 3” de diámetro P-31074, EA-3107, tubería de 3”

de diámetro P-31077. Sistema No 7: Tubería 20” de diámetro P-31024, EA-3104, tubería de 24” de diámetro

P-31026. Sistema No 8: Tubería de 30” de diámetro P-31025, EA-3103, tubería de 30” de

diámetro 31027. Sistema No 9: Tubería de 10” P-31023, GA-3103/S, tubería de 8” P-31034, filtros FD-

3102/S, tubería 8” P-31038, cambiadores de calor EA-3201/ A/B/C, tubería de 12” P-

32008 (modelación 1 y 3).

Sistema No.10: Tubería de 12” - 6” P-31022, enfriador EC-3102, tubería de 6” P-31058,

enfriador EA-3105, tubería de 6” P-31059, a limite de batería. Sistema No. 11: Tubería de 8” P-31040, enfriador EA-3102, tubería 6” P-31051,

acumulador FA-3104, tubería de 6” P-31053, tubería de 2” P-31055 Sistema No. 12: Tubería de 6” P-31053, vapor compresor GB-3101, tubería de 4” P-

31054, tubería de 1 ½” P-31056, tubería de 6” P-31067, tubería de 3” P-31042.

Sistema No. 13: (H2) tubería de 6” P-37001, tubería de 3” P-31007, FA-3105, tubería

de 2” P-31001, tubería de 3” P-31003, tubería de 6” P-31004, tubería de 3 “ P-31012,



Página 295

tubería de 2” P-31066. Sistema No. 14: Compresor GB-3102, tubería de 6”-4”-2” P-31006, tubería de 3” P-

31009, tubería de 4” P-31008, tubería de 3” P-31011, (modelación 8). Sistema No. 15: Columna DA-3201, tubería de 24” P-32006, tubería de 6” P-32007

(modelación 4).

Sistema No. 16: Bombas GA-3202/S, tubería de 16” P-32012, tubería de 8” P-32085,

tubería de 8” P-32014, EA-3302, tubería de 6” P-32015, EA-3205 tubería de 8” P-32016,

EA-3304 tubería de 8” P-32017, EA-3103, tubería de 6” P-32055, tubería de 8” P-33036,

tubería de 8” P-33033, tubería de 8” P-31028, tubería de 1” IL-32104, tuberías de 8” P-

32018 P-32072 P-32073, P-32074, BA-3201, tubería de 30” P-32019, DA-3201 Sistema No. 17: Tubería de 12” P-32003, EA-3104, tubería de 12” P-31029, Tubería de

14” P-32001, EA-3201 A/B/C, Tubería de 12” P-32010 (modelación 3). Sistema No. 18: Tubería de 10” P-32002, EA-3202, Tubería de 10 -24” P-32023, EC-

3203, Tubería de 24” P-32024. Sistema No. 19: Tanque de reflujo CDHDS FA-3201, tubería de 10” P-32025, EC-3201,

tubería de 10” P-32033. Sistema No. 20: Tanque frío de CDHDS FA-3202, tubería de 6” P-32037, EA-3203,

tubería de 6” P-32039, FA-3203, tubería de 8” P-32041, tubería de 1 1/2” P-32042, FA-

3206 tubería de 8” P-32045.

Sistema No. 21: Absorbedor de gas amina reciclada CDHDS, DA-3202, tubería de 8” P-

32043, FA-3204 tubería de 8” P-32079, tubería de 8” P-32044.

Sistema No. 22: Tubería de 6” AM-37003, DA-3202 tubería de 3” AM-37203, tubería de

6” AM-37201 Sistema No. 23: Tanque de reflujo CDHDS FA-3201, tubería de 12” P-32027, tubería de

8” P-32026, bomba GA-3201/S, tubería de 8” P-32029, filtros FD-3201/S, tubería 8” P-

32032.

Sistema No. 24: Tubería de 6” P-32007, DA-3203, tubería de 8” P-37026, tubería 6” P-

32034.



Página 296

Sistema No. 25: Compresor GB- 3201, tubería de 6” P-32046, tubería de 6” P-32047

(modelación 9). Sistema No. 26: Torre (H2S) DA-3203, tubería de 10” P-32051, condensador EC-3202,

tubería de 6” P-32053, FA-3205. Sistema No. 27: Tanque eliminador de H2S de reflujo, FA-3205, tubería de 4” P-32065,

tubería de 4” P-33027, EA-3204, tubería de 4” P-32067, tubería de 2” P-32066.

Sistema No. 28: Reflujo, tubería de 6” P-32060, Bombas GA-3203/S, tubería de 4” P-

32062, tubería de 2” P-32064. (modelación 5 ) Sistema No. 29: Torre DA-3203, tubería de 10” P-32050, bombas GA-3204/S, tubería de

8” P-32058, tubería de 4” P-32084, tubería de 3” HG-31011, cambiadores EA-3301/A y

B, tubería 18” P-33001, tubería de 1” IL-37201, cambiador EA-3302, tubería de 18” P-

33002. (modelación 6 y 7) Sistema No. 30: Reactor de pulido DC-3301, tubería de 18” P-33003, cambiadores EA-

3301 A/B, tubería de 18” P-33005. Sistema No. 31: Tanque acumulador de efluentes calientes de reactor de pulido FA-

3301, tubería de 12” P-33007, condensador EC-3301, tubería de 10” P-33008,

acumulador de efluentes fríos FA-3302. Sistema No. 32: Tanque de efluente frío del reactor de pulido FA-3302, tubería de 6” P-

33010, enfriador EA-3306, tubería de 2” P-33011, tubería de 6” P-33057, FA-3203. Sistema No. 33: Tubería de 8” P-33009, tubería de 12” P-33006, tubería 1 ½” P-31056,

torre estabilizadora DA-3301, tubería de 14” P-33019, condensador EC-3302, tubería de

6” P-33021, FA-3303, tubería de 6” P-33022, bombas de reflujo GA-3301/S, tubería de 6”

P-33024. Sistema No. 34: Torre estabilizadora DA-3301, tubería de 10” P-33013, bomba GA-

3302/S, tubería de 8” P-33034, tubería de 3” P-33046, EA-3101 A/B, tubería de 8” P-

31011, EA-3107, tubería de 8” 31078, enfriador EC-3303, tubería de 8” P-33031, EA-

3305, tubería de 8” P-33032 y P-31059 al límite de batería. (modelación 10). Sistema No. 35: Tanque de Alimentación CDHydro FA-3101, tubería de 2” P-31001,

FA-3102, tubería de 2” P-31003, FA-3202, tubería de 2” P-32002, FA-3205, tubería de 2”



Página 297

P-32003, FA-3301, tubería de 2” P-33003, FA-3302, tubería de 2” P-32004, FA-3303,

tubería de 2” P-33005, acumulador de agua amarga FA-3305, bomba GA-3304, tubería

de 2” P-33010 al límite de batería. Sistema No. 36: Tubería AM-37004, absorbedor de amina DA-3302, tubería P-33030,

acumulador FA-3304, tubería de 6” P-33050, tubería de 8” P-32044, enfriador EA-3303,

tubería de 6” P-37052 al sistema de gas de purga. Sistema No. 37: Circuito de amina rica: DA-3302, tubería de 3” AM-37301, fondos del

FA-3304, tubería de 2” AM-37303, al límite de batería.

Sistemas de la Planta ULSG 2 Sistema No. 1: Tubería 6” de diámetro P-47001, filtros FD-4103/S, tubería de 6” de

diámetro P-41065, FA-4101, Tubería de 8” de diámetro P-41003.

Sistema No. 2: Bombas GA-4101/S, tubería de 6” de diámetro P-41005, cambiadores EA-

4101 A/B, tubería de 6” de diámetro P-41010. (modelación 2)

Sistema No. 3: Columna CDHYDRO DA-4101, tubería de 8” de diámetro P-41023.

Sistema No. 4: Tubería de 18” de diámetro P-41020, condensador EC-4101, tubería de

12” P-41043, FA-4102, tubería de 8” P-41044, tubería de 3” de diámetro P-41039.

Sistema No. 5: Bombas GA-4102/S, tubería de 6” de diámetro P-41046, filtros FD-

4101/S, tubería de 6” P-41050.

Sistema No 6: Tubería de 3” de diámetro P-47002, FA-4103, tubería de 3” de diámetro

P-41072, bombas GA-4104, tubería de 3” de diámetro P-41074, EA-4107, tubería de 3” de

diámetro P-41077.

Sistema No 7: Tubería 16” de diámetro P-41024, EA-4104, tubería de 18” de diámetro P-

41026

Sistema No 8: Tubería de 20” de diámetro P-41025, EA-4103, tubería de 24” de diámetro

P-41027.

Sistema No 9: Tubería de 8” de diámetro P-41023, GA-4103/S, tubería de 6” P-41034,

filtros FD-4102/S, tubería 6” P-41038, cambiadores de calor EA-4201/ A/B/C, tubería de 8”

P-42008.(modelación 1 y 3)



Página 298

Sistema No. 10: Tubería de 10”-4” P-41022, enfriador EC-4102, tubería de 4” P-41058,

enfriador EA-4105, tubería de 4” P-41059 al límite de batería.

Sistema No. 11: Tubería de 6” P-41040, enfriador EA-4102, tubería 4” P-41051,

acumulador FA-4104, tubería de 6” P-41053, tubería de 2” P-41055

Sistema No.12: Tubería de 4” P-41053, vapor compresor GB-4101, tubería de 3” P-

41054, tubería de 1 ½” P-41056, tubería de 4” P-41067, tubería de 3” P-41042.

Sistema No.13: ( H2 ) Tubería de 6” P-47001, , tubería de 3” P-41007, FA-4105, tubería

de 2” P-41001, tubería de 2” P-41003, tubería de 6” P-41004, tubería de 1 ½ ” P-41002,

tubería de 1” P-41020, tubería de 3” P-41012, tubería de 2” P-41066.

Sistema No.14: Compresor GB-4102, tubería de 4”-6”-4” P-41006, tubería de 3” P-41009,

tubería de 2” P-41006, tubería de 3” P-41008, tubería de 3” P-41011. (modelación 8)

Sistema No.15: Columna DA-4201, tubería de 16” P-42006, tubería de 4” P-42007.

(modelación 4)

Sistema No.16: Bombas GA-4202/S, tubería de 10” P-42012, tubería de 6” P-

42085,tubería de 6” P-42014, EA-4302, tubería de 4” P-42015, EA-4205 tubería de 6” P-

42016, EA-4304, tubería de 6-8” P-42017, EA-4103, tubería de 4” P-42055, tubería de 6”

P-43036, tubería de 6” P-43033, tubería de 10-8” P-41028, tubería de 1” IL-42104, tuberías

de 6” P-42018, P-42072, P-42073, P-42074, BA-4201, tubería de 20” P-42019, DA-4201.

Sistema No. 17: Tubería de 10” P-42003, EA-4104, tubería de 10” P-41029, tubería de 10”

P-42001, EA-4201 A/B/C, tubería de 10” P-42103, tubería de 10” P-42010. (modelación

10).

Sistema No. 18: Tubería de 10” P-42002, EA-4202, tubería de 10” P-42023, EC-4203 ,

tubería de 12” P-42024.

Sistema No. 19: Tanque de reflujo de CDHDS FA-4201, Tubería de 8” P-42025, EC-4201

, Tubería de 8” P-42033

Sistema No. 20: Tanque frío de CDHDS FA-4202, tubería de 4” P-42037, EA-4203,

tubería de 4” P-42039, FA-4203, tubería de 6” P-42041, tubería de 1 1/2” P-42042, FA-



Página 299

4206, tubería de 6” P-42045

Sistema No. 21: Absorbedor de gas de amina reciclada CDHDS, DA-4202, tubería de 6”

P-42043, FA-4204, tubería de6” P-42079, tubería de 6” P-42044.

Sistema No. 22: Tubería de 4” AM-47003, Absorbedor de gas de amina reciclada CDHDS,

DA-4202 tubería de 4” AM-47201

Sistema No. 23: Tanque de reflujo CDHDS FA-4201, tubería de 8” P-42027, Bomba GA-

4201/S, tubería de 6” P-42029, filtros FD-4201/S, tubería 6” P-42032.

Sistema No. 24 Tubería de 4” P-42007, DA-4203 Tubería de 6” P-47026, Tubería 6”P-

42034.

Sistema No. 25: Compresor GB-4201, tubería de 6” P-42046, tubería 4” 42047

(modelación 9).

Sistema No. 26: Torre (H2S) DA-4203, tubería de 8” P-42051, condensador EC-4202,

tubería de 6” P-42053, FA-4205.

Sistema No. 27: Tanque eliminador de H2S de reflujo, FA-4205, tubería de 4” P-42065,

tubería de 4” P-43027, EA-4204, tubería de 4” 42067, tubería de 2 P-42066.

Sistema No. 28: Reflujo de DA-4203, Tubería de 4” P-42060, Bombas GA-4203/S, tubería

de 3” P-42062, tubería de 2” P-42066. (modelación 5)

Sistema No. 29: Torre DA 4203, tubería de 8” P-42050, bombas GA-4204/S , tubería de 6”

P-42058, tubería de 6” P-43028, tubería de 3” HG-41011, tubería de 14” P-42058,

cambiadores EA-4301/A y B, tubería 14” P-43001, tubería de 1” IL-47201, cambiador EA-

4302, tubería de 14” P-43002, (modelación 6 y 7).

Sistema No. 30: Reactor de pulido DC-4301, tubería de 14” P-43003, cambiadores EA-

4301 A/B, tubería de 14” P-43005.

Sistema No. 31: Acumulador de efluentes calientes del reactor de pulido FA-4301, tubería

de 10” P-43007, condensador EC-4301, tubería de 8” P-43008, acumulador de efluentes

fríos FA-4302

Sistema No. 32: Tanque de efluente frio del reactor de pulido FA-4302, tubería de 4” P-

43010, enfriador EA-4306, tubería de 4” P-43057.

Sistema No. 33: Tubería de 6” P-43009, tubería de 10” P-43006, tubería de 1 ½” P-41056,



Página 300

torre estabilizadora DA-4301, tubería de 10” P-43019, condensador EC-4302, tubería de

6” P-43021, FA-4303, tubería de 6” P-43022, bombas GA-4301/S, tubería de 4” P-43024.

Sistema No. 34: Torre estabilizadora DA-4301, tubería de 8” P-43013, bombas GA-

4302/S, tubería de 6” P-43034, tubería de 3” P-43046, EA-4101 A/B, tubería de 6” P-

41011, EA-4107, tubería de 6” ´P- 41078, enfriador EC-4303, tubería de 6” P-43031, EA-

4305, tubería de 6” 43032, tubería de 6” 41059, al límite de batería.

Sistema No. 35: Tanque de Alimentación CDHydro FA-4101, tubería de 2” P-41001, FA-

4102, tubería de 2” P-41003, FA-4202, tubería de 2” P-42002, FA-4205, tubería de 2” P-

42003, FA-4301, tubería de 2” P-43003, FA-4302, tubería de 2” P-42004, FA-4303, tubería

de 2” P-43005, acumulador de agua amarga FA-4305, bomba GA-4304, tubería de 2” P-

43010 al límite de batería.

Sistema No. 36: Tubería de 2” AM-47004, Absorbedor de amina DA-4302, tubería de 4” P-

43030, acumulador FA-4304, tubería de 6” P-43050, EA-4303, tubería de 6” P-43052, al

sistema de gas de purga (modelación 10)

Sistema No. 37: Circuito de Amina rica DA-4302, tubería de 2” AM-47301, fondos del FA-

4304, tubería de 2” AM-47303, al límite de batería.

En el anexo 19 se incluyen los diagramas de flujo de proceso correspondientes a

las plantas Desulfuradora de gasolina catalítica ULSG 1 y ULSG 2, donde se

indican con diferentes colores los sistemas antes mencionados.

Estos sistemas para mayor claridad en el análisis e identificación de riesgos se

subdividen en nodos, mismos que se listan de manera progresiva.



Página 301

VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso

Para el análisis HAZOP desarrollado para cada una de las plantas, se

determinaron 37 sistemas y 82 nodos, de los que se estudiaron sus desviaciones,

posibles causas y las consecuencias que pudieran ocasionar riesgos para el

personal e instalaciones. Durante el análisis se detectó que debido a las

desviaciones originadas durante la operación de la plantas ULSG 1 y ULSG 2, no

se generan riesgos con un índice de clasificación A (Inaceptable) o B (indeseable);

sin embargo, 34 de las causas dan origen a riesgos identificados con un índice

global de riesgo clase C (prioridad baja aceptable con controles), y 48 dan origen a

riesgos clasificados como clase D (prioridad normal aceptable como está).

De los nodos con prioridades de atención, se determinó seleccionar algunos de

ellos algunas causas para efectuar las modelaciones correspondientes y de esta

forma estar en condiciones de determinar los radios de afectación.

Considerando que estas causas pudieran ser aquellas que repercuten en mayor

afectación por el riesgo que hay para otros equipos adyacentes, en el listado de

los sistemas se indican cuales fueron considerados.

Para determinar los riesgos existentes en las plantas, y una vez analizados los

nodos establecidos para cada una de ellas, de acuerdo a la metodología antes

descrita, se determinaron los escenarios que debían ser modelados de acuerdo al

resultado del análisis, considerando la probabilidad de ocurrencia, frecuencia y

magnitud de las consecuencias que pudieran originar.



Página 302

En el anexo 20 se encuentran los formatos para el desarrollo del análisis de

riesgos para cada planta, que sirvieron de base para realizar el análisis de los 82

nodos establecidos para tal efecto y determinar las consecuencias que se originan

si estos llegaran a presentarse.

Cabe señalar que los escenarios seleccionados para cada una de las plantas, y

que fueron modelados para determinar sus radios de afectación, son similares, en

cuanto a su localización, toda vez que el proceso de ambas plantas es el mismo,

variando únicamente en la capacidad de producción y por lo tanto en el volumen

de las corrientes manejadas, sin embargo con objeto de lograr mayor objetividad

se hizo la modelación correspondiente de los escenarios seleccionados para cada

una de las plantas, los resultados de la corrida del programa de modelación, así

como los planos correspondientes a cada planta donde se muestran gráficamente

los radios de afectación generados se incluyen en los anexos 21 y 22

respectivamente.

VI.2.4 Jerarquización de riesgos.

Como se señaló con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la severidad

de la consecuencia, se determinaron los índices globales de riesgo. Con ello se

realizó la calificación global de cada uno de los riesgos analizados en función a los

nodos seleccionados y de acuerdo a esta calificación se obtuvieron los casos a

evaluar para determinar las áreas de afectación. A continuación se indican los

nodos en los cuales se plantearon cada uno de los casos evaluados.

Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 1



Página 303

Escenario NODO Índice de Frecuencia

Índice de Consecuencia

Índice Global de Riesgo

9.1 De GA-3103 a filtros FD-3102

2 4 D

1 9.2 De bombas GA-3103 a cambiadores EA-

3201 2 3 C

2.1 De bombas GA-3101 a columna DA-3101

2 4 D

2.2 De bombas GA-3101 a cambiadores EA-

3101 1 4 C

2.3 De bombas GA-3101 a torre DA-3101

1 4 C

2

2.4 De bombas GA-3101a DA-3101

2 3 C

3 17.1

De tubería P-32001 a cambiadores EA-3201 y tuberías P-32010-31029

2 4 D

15.1 Torre DA-3201 y tubería P-32006

2 3 C

15.2 Torre DA-3201

2 4 D

15.3 Torre DA-3201

2 4 D 4

15.4 De DA-3201 a tubería P-32006

2 3 C

28.1 De FA-3205 a válvula FV-32049

2 4 D 5

28.2 De acumulador FA-3205 a bombas GA-

3203 2 3 C



Página 304




28.3 De GA-3203 a válvula FV-32049

2 3 C

29.1 De DA-3203 a tubería P-33002

2 3 C

29.2 De DA-3203 a tubería P-32058

2 3 C 6 y 7

29.3 De EA-3302 a DC-3301

2 3 C

14.1 De compresor GB-3102 a calentador BA-

3201 2 4 D

14.2 Compresor GB-3102 a tubería P-31006

2 4 D 8

14.3 Del compresor a tubería P-31006

2 3 C

25.1 Del compresor GB-3201 a las tuberías P-

32046 P-32047 2 3 C

25.2 De tubería P-32045 al compresor GB-3201

2 3 C 9

25.3 De GB-3201 a calentador BA-3201

2 3 C

10 34.3

De torre EA-3305 a válvula FV-33015 2 4 C



Página 305

Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 2




9.1 De GA-4103 a filtros FD-4102

2 4 D

1 9.2 De bombas GA-4103 a cambiadores EA-

4201 2 3 C

2.1 De bombas GA-4101 a columna DA-4101

2 4 D

2.2 De bombas GA-4101 a cambiadores EA-

4101 1 4 C

2.3 De bombas GA-4101 a torre DA-4101

1 4 C

2

2.4 De bombas GA-4101a DA-4101

2 3 C

3 17.1

De tubería P-42001 a cambiadores EA-4201 y tuberías P-42010-41029

2 4 D

15.1 Torre DA-4201 y tubería P-42006

2 3 C

15.2 Torre DA-4201

2 4 D

15.3 Torre DA-4201

2 4 D 4

15.4 De DA-4201 a tubería P-42006

2 3 C



Página 306




28.1 De FA-4205 a válvula FV-42049

2 4 D

28.2 De acumulador FA-4205 a bombas GA-

4203 2 3 C 5

28.3 De GA-4203 a válvula FV-42049

2 3 C

29.1 De DA-4203 a tubería P-43002

2 3 C

29.2 De DA-4203 a tubería P-42058

2 3 C 6 y 7

29.3 De EA-4302 a DC-4301

2 3 C

14.1 De compresor GB-4102 a calentador BA-

4201 2 4 D

14.2 Compresor GB-4102 a tubería P-41006

2 4 D 8

14.3 Del compresor a tubería P-41006

2 3 C

25.1 Del compresor GB-4201 a las tuberías P-

42046 P-42047 2 3 C

25.2 De tubería P-42045 al compresor GB-4201

2 3 C 9

25.3 De GB-4201 a calentador BA-4201

2 3 C

10 36.1

De torre EA-4305 a válvula FV-43015 2 4 D



Página 307

VI.3 Radios potenciales de afectación.

La mayoría de los accidentes en las plantas Desulfuradoras de gasolina son

resultado de fugas de materiales tóxicos, inflamables, corrosivos y explosivos.

Como ejemplo se puede mencionar cuando, un material es descargado por

orificios ocasionados por corrosión interna y externa que ocasiona daños en los

materiales de los recipientes y tuberías, otra causa son los que se originan fugas

en bridas, en sellos de bombas, en prense estopa de las válvulas, etc.

Los modelos matemáticos simulan la descarga de estos materiales, generando

información muy útil para determinar las consecuencias (que de cierta forma

corroboran los resultados obtenidos en la metodología utilizada para jerarquizar

los riesgos identificados).que se provocarían al suscitarse un accidente,

incluyendo la velocidad de descarga del material, la cantidad total que es

descargada, y el estado físico del material descargado. Esta información es

valiosa para evaluar el diseño de nuevos procesos, y en el caso de procesos en

operación evalúa los sistemas de seguridad existentes en la instalación.

Los modelos están constituidos por ecuaciones empíricas o fundamentos que

representan el proceso fisicoquímico que ocurre durante la descarga de un

material.

A continuación se describen los tipos de eventos que pueden ocurrir como

resultado de la descarga de un líquido presionado, un liquido no presurizado y de

un vapor o gas presurizado.



Página 308

Pool Fire.-Cuando un líquido inflamable se fuga de un tanque de almacenamiento

o una tubería, se forma una alberca o charco. Al estar formándose el charco, parte

del líquido se comienza a evaporar siempre y cuando los vapores se encuentran

sobre su límite inferior de inflamabilidad y con una fuente de ignición se forma un

incendio del charco, mientras se encuentran los vapores.

Flash Fire.-Cuando un material volátil e inflamable es descargado a la atmósfera,

se forma una nube de vapor y se dispersa. Si el vapor resultante se encuentra con

una fuente de ignición antes de que la dilución de la nube sea menor al límite

inferior de inflamabilidad, ocurre el flash fire. Las consecuencias primarias de un

flash fire son las radiaciones térmicas generadas durante el proceso de

combustión. Este proceso de combustión tiene una corta duración y los daños son

de baja intensidad.

Jet Fire.-Si un gas licuado o comprimido es descargado de un tanque de

almacenamiento o una tubería, el material descargado a través de un orificio o

ruptura formaría una descarga a presión del tipo chorro “Gas Jet”, que entra y se

mezcla con el aire ambiente. Si el material entrara en contacto con una fuente de

ignición, entonces ocurre un Jet Fire o fuego de chorro.

Fireball.-El evento de Fireball o bola de fuego resulta de la ignición de una mezcla

líquido/vapor flamable y sobrecalentada que es descargada a la atmósfera. El

evento de fireball ocurre frecuentemente seguido a una Explosión de Vapores en

Expansión de un Líquido en Ebullición “BLEVE”.

Explosión.-Una explosión es una descarga de energía que causa un cambio

transitorio en la densidad, presión y velocidad del aire alrededor del punto de



Página 309

descarga de energía. Existen explosiones físicas, que son aquellas que se

originan de un fenómeno estrictamente físico como una ruptura de un tanque

presurizado o una BLEVE. El otro tipo de explosiones se denomina química, que

son aquellas que tienen su origen en una reacción química como la combustión de

un gas inflamable en el aire.

BLEVE.-Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición “BLEVE”,

ocurre cuando en forma repentina se pierde el confinamiento de un recipiente que

contiene un líquido sobrecalentado o un licuado a presión. La causa inicial de un

BLEVE es usualmente un fuego externo impactando sobre las paredes del

recipiente sobre el nivel del líquido, esto hace fallar el material y permite la

repentina ruptura de las paredes del tanque.

Un BLEVE puede ocurrir como resultado de cualquier mecanismo que ocasione la

falla repentina de un recipiente y permita que el líquido sobrecalentado flashee. Si

el material líquido/vapor descargado es inflamable, la ignición de la mezcla puede

resultar en un fireball.

VCE.-Explosión por una Nube de Vapor “VCE”, puede definirse simplemente como

una explosión que ocurre en el aire y causa daños de sobre-presión. Comienza

con una descarga de una gran cantidad de líquido o gas vaporizado de un tanque

o tubería y se dispersa en la atmósfera, de toda la masa de gas que se dispersa,

sólo una parte de esta, se encuentra dentro de los límites superior e inferior de

explosividad, y esa masa es la que después de encontrar una fuente de ignición

genera sobrepresiones por la explosión. Este evento se puede generar tanto en

lugares confinados como en no confinados.



Página 310

Nube Tóxica.- En los casos en que una fuga de material tóxico no sea detectada

y controlada a tiempo, se corre el riesgo de la formación de una nube de gas

tóxica que se dispersará en dirección de los vientos dominantes, y su

concentración variará en función inversa a la distancia que recorra. Los efectos

tóxicos de exponerse a estos materiales dependen de la concentración del

material en el aire y de su toxicidad.

Para el análisis de eventos en las plantas Desulfuradoras se utilizó un software

especializado para simular los eventos y determinar los radios de afectación,

conocido como PHAST (Process Hazard Analysis Safety Tool) versión 6.0. Este

software ha sido aceptado en México por el Instituto Nacional de Ecología (INE),

en los Estados Unidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) y la

Administración de Salud y Seguridad Ocupacional (OSHA), para la determinación

de consecuencias en una evaluación de riesgo.

A continuación se describen las consideraciones para la simulación de eventos:

A) Para la modelación de los eventos se utilizaron las siguientes fuentes:

• Los resultados obtenidos con la aplicación de la metodología Hazop.

• La estadística de incidentes y accidentes de las plantas

Desulfuradoras de gasolina.

B) Los balances de materia y energía de diseño, que fueron proporcionados

por el Licenciador CATALYTIC DISTILLATION TECHNOLOGIES.

C) Adicionalmente, para realizar las simulaciones en el software PHAST se

tomaron las siguientes consideraciones:

• El orificio formado por corrosión en tuberías, fugas en bridas, fugas en

sellos de las bombas, fugas en prense estopa de válvulas, etc.,



Página 311

presentan formas irregulares, por lo anterior y para fines del estudio se

consideraron como de forma regular y de un diámetro determinado.

• El diámetro que se determino para estos orificios varían desde 0.250"

hasta 0.500".

• Las condiciones de presión y temperatura se tomaron de los diagramas

de flujo de proceso y del balance de materia y energía del proyecto.

• El tiempo de fuga de la sustancia lo determina el sistema en base al

gasto de la corriente.

Los límites permisibles para efectos de radiación son: Niveles de radiación

RADIACIÓN DESCRIPCIÓN

1.4 kW/m2 (440 BTU/h/ft2)

Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de seguridad

5.0 kW/m2 (1,268 BTU/h/ft2)

Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o grado sin la protección adecuada. Esta radiación será considerada como límite de zona de amortiguamiento

12.5 kW/m2 (3,963 BTU/h/ft2)

Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y fundición de tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto. Esta radiación se considerará para el personal y las instalaciones como zona de alto riesgo

Para efectos de daños por fuerzas provocadas por una explosión se consideraron

los siguientes niveles de sobre presión:



Página 312

Niveles de sobrepresión

PRESIÓN DESCRIPCIÓN

0.5 lb/pulg2 (0.02 bar)

La sobrepresión a la que se presenta rupturas del 10% de ventanas de vidrio y algunos daños a techos; este nivel tiene la probabilidad del 95% de que no ocurran daños serios. Esta área se considerará como límite de la zona de salvaguarda

1 lb/pulg2 (0.13 bar)

Es la presión en la que se presenta destrucción parcial de casas y daños reparables a edificios; provoca el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles. De 0,5 a 1 lb/pulg2 se considerará como la zona de amortiguamiento

2 lb/pulg2 (0.20 bar)

A esta presión se presenta el colapso parcial de techos y paredes de casas. De 1 a 2 lb/pulg2 se considera como la zona de exclusión (riesgo)

VI.3.1 Listado de escenarios

En la reunión de trabajo y análisis, el grupo de trabajo acordó modelar 10

escenarios para cada una de las plantas, empleando para tal efecto el software

PHAST, mismos que como ya se estableció, fueron seleccionados de los sistemas

identificados en el análisis HAZOP.

Con la utilización del software mencionado se obtuvieron los siguientes resultados,

para los casos identificados:

RELACION DE ESCENARIOS PARA LAS MODELACIONES Planta Desulfuradora de Gasolina de 42,500 BPD de capacidad (ULSG 1).

• ESCENARIO 1.

Fuga en sello de la bomba de fondos GA-3103/s, considerando los datos de la

corriente líquida 1124, del balance de materia y energía, con las siguientes

características:

Diámetro tubería = 8” Diámetro fisura = 1/2”.



Página 313

Diámetro equivalente a un orificio de 15.8 mm. Presión en psi = 96.696 lbf/pulg2

Composición de la corriente: 100 % Nafta.

Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp

Cap. Calorífica, kcal/kg °C

124,246 112.91 199 6.8 566.000 0.121 0.704

Resultados de la modelación con el software PHAST.

Escenario Áreas de afectación (m)

Radiación térmica 1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Jet Fire 47.99 32.82 25.63

Pool Fire 87.01 83.29 81.63

Onda expansiva 0.5 psi

(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 109.07 93.78 81.59

• ESCENARIO 2.

Fuga en el empaque de la línea de alimentación al plato número 13 de la CD

HIDRO, proveniente del EA-3101 A/B/C, considerando los datos de la corriente

líquida 1121, del balance de materia y energía, con las siguientes características:

Diámetro Tubería = 8” Diámetro Fisura = 1/4”





Página 314

Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


Azufre, ppm

(peso)

181,331 92.97 144 6.7 593.000 0.135 0.648 1,411




Jet Fire 10.04 No alcanzado No alcanzado

Pool Fire 106.17 104.89 104.37


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 44.60 34.97 27.30

• ESCENARIO 3.

•

Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-3201 A/B/C

considerando los datos de la corriente líquido-vapor 1142, del balance de materia

y energía, con las siguientes características:

Diámetro Tubería = 12” Diámetro Fisura = 1/2”. Diámetro equivalente a un orificio de 15.8 mm. Presión en psi = 288.666 lbf/pulg2

Composición de la corriente:



Página 315

Componente % MOL

Hidrógeno 7.35

Metano 0.71

Etano 0.15

Nafta 91.79

Fase Flujo

Másico, kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densi-dad,

kg/m3

Viscosi-dad, cp


Mezcla 151,939 108.11 180 20.3 - - -

Vapor 3,201 27.90 - - 15.680 0.016 0.690

Líquido 148,738 - - - 612.000 0.147 0.649




Jet Fire No es peligroso No es peligroso No es peligroso

Pool Fire 91.48 87.45 85.65


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 138.28 119.39 104.33

• ESCENARIO 4.

Fuga por formación de poro en la tubería de salida del domo de la columna

CDHDS DA-3201, considerando los datos de la corriente vaporizada 1145, del

balance de materia y energía, con las siguientes características:




Página 316



Componente % MOL

Hidrogeno 12.99

Metano 2.96

Etano 0.55

Nafta 82.61

H2S 0.90

Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp


249,314 92.65 205 17.6 48.38 0.013 0.665






(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 74.40 60.94 50.21

• ESCENARIO 5.

Fuga en sello de la descarga de la bomba GA-3203/S que proviene del FA-3205

para alimentarse al domo del DA-3203, considerando los datos de la corriente

líquida 1166, del balance de materia y energía, con las siguientes características:



Página 317

Diámetro Tubería = 6” Diámetro Fisura = 1/4” Diámetro equivalente a un orificio de 9.2 mm. Presión en psi = 95.274 lbf/pulg2


Componente % MOL

Hidrogeno 0.21

Metano 0.64

Etano 1.32

Nafta 94.75

H2S 3.07

Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp


16,465 85.17 66 6.7 666.000 0.230 0.567




Fireball 64.34 32.37 16.92

Jet Fire 21.16 18.51 17.58

Pool Fire 11.19 10.28 10.13


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 74.43 63.82 61.86



Página 318

• ESCENARIO 6.

Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-3302, que alimenta al reactor

DC-3301, considerando los datos de la corriente líquido-vapor 1173, del balance

de materia y energía, con las siguientes características:




Componente % MOL

Hidrogeno 11.44

Metano 0.39

Etano 0.22

Nafta 87.96

Fase Flujo

Másico, kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

Azufre, ppm

(peso)

Mezcla 303,903 101.63 263 16.0 65

Vapor 196,860 92.60 42.900 0.013 0.658

Líquido 107,043 531.000 0.089 0.781



Página 319




Fireball 205.02 107.08 61.87


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 148.04 90.13 43.94

• ESCENARIO 7.

Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA-3203 que

alimenta la succión de la bomba GA-3204/S, considerando los datos de la

corriente líquida 1164, del balance de materia y energía, con las siguientes

características:




Flujo Másico, kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp


151,657 115.31 210 7.2 576.000 0.122 0.710



Página 320




Jet Fire 47.77 33.02 26.09

Pool Fire 114.53 111.78 110.58


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 115.91 101.86 90.66

• ESCENARIO 8.

Fuga en la línea de salida del compresor GB-3102/S considerando los datos de la

corriente vapor 1111, del balance de materia y energía, con las siguientes

características:




Componente % MOL

Hidrogeno 95

Metano 3.2

Etano 1.8

Nafta ---



Página 321

Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp


1,241 2.97 98 28.1 2.710 0.010 2.425




Jet Fire 5.68 3.51 No alcanzado


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 18.70 15.3 12.58

• ESCENARIO 9.

Fuga en la línea de descarga del compresor GB-3201 para alimentar al horno BA-

3201, considerando los datos de la corriente vapor 1197, del balance de materia y

energía, con las siguientes características:




Componente % MOL

Hidrogeno 85.39

Metano 11.07

Etano 1.82

Nafta 1.72

H2S 0.03



Página 322


Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

3,650 5.54 153 22.1 3.500 0.014 1.476




Fireball 55.63 29.12 17.19



(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 39.02 23.75 11.58

• ESCENARIO 10.

Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-3305 de la línea de producto de

HCN, considerando los datos de la corriente líquida 1188, del balance de materia y

energía, con las siguientes características:





Peso Molecular

Temp. °C Presión,

Kg/cm2 m. Densidad,

kg/m3 Viscosidad,

cp Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

151,177 114.98 38 5.0 748.000 0.481 0.536



Página 323




Jet Fire 16.99 15.29 14.36

Pool Fire 41.51 28.77 22.91


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 32.96 23.97 16.81

RELACION DE ESCENARIOS PARA LAS MODELACIONES Planta Desulfuradora de Gasolina de 20,000 BPD de capacidad (ULSG 2).

• ESCENARIO 1.

Fuga en sello de la bomba de fondos GA-4103/S, considerando la corriente 1124.

Con las siguientes características:

Diámetro Tubería =8”, Diámetro Fisura = 1/2”,

COMPOSICIÓN DE LA MEZCLA:

Corriente Fase Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1124 Líquido 58,469 112.91 199 6.8 565.96 0.121 0.704

100 % NAFTA

Presión en psi = 96.696



Página 324

Diámetro equivalente a un orificio de 15.8 mm.

Áreas de afectación (m) Escenario

1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2


Fireball 101.323 51.514 27.713

0.5 psi (0.034 bar)

1psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 85.351 51.961 25.336

• ESCENARIO 2

Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la CD HIDRO en plato 13,

considerando la corriente 1121 (proveniente del EA-4101 A/B/C/) con las

siguientes características:

Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/4”

100 % NAFTA

Corriente

Fase Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

Azufre, ppm

(peso)

1121 Líquido 85,332 92.97 144 6.7 593.00 0.135 0.648 4,018

Presión en psi = 95.274 Altura supuesta = 1.5m




Página 325


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2


Pool Fire 105.061 104.23 104.23

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 44.601 34.977 27.302

• ESCENARIO 3.

Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-4201 A/B/C

considerando la corriente 1142. Con las siguientes características:

Diámetro tubería =8”, diámetro fisura = 1/2”


kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1142 Mezcla 71,501 108.11 108 20.3

Vapor 1.506 27.9 15.67 0.016 0.690

Líquido 69,995 611.54 0.124 0.649

Componente % MOL Componente % MOL

Hidrogeno 7.35 Propano ----

Metano 0.71 Butano -----

Etano 0.15 Pentano -----

Nafta 91.79 H2S -----

Presión en psi = 288.666 Altura supuesta 1.0m



Página 326



1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Jet Fire 55.636 37.281 28.473

Pool Fire 67.418 64.342 62.987

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 91.272 55.566 27.093

• ESCENARIO 4.

Fuga por poro en la tubería de salida del domo de la columna CDHDS DA-4201,

considerando la corriente 1145. Con las siguientes características:



kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1145 Vapor 117,324 92.65 263 17.6 48.37 0.013 0.665



Metano 2.96 Butano -----

Etano 0.55 Pentano -----

Nafta 82.41 H2S 1.12

Presión en psi = 250.272 Altura supuesta 25m.




Página 327


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Fireball 148.826 77.43 44.463

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 107.756 65.601 31.986

• ESCENARIO 5.

Fuga en sello de la bomba (descarga) GA-4203/S que proviene del fa-4205 para

alimentarse al domo del DA-7203. Considerando la corriente 1166. Con las




kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1166 Líquido 7,748 85.17 66 6.7 665.66 0.230 0.567



Metano 0.61 Butano ----

Etano 1.27 Pentano ----

Nafta 94.23 H2S 3.68

Presión en psi = 95.274 Altura supuesta 0.5m




Página 328


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Fireball 49.201 24.609 12.631

Jet Fire 21.163 18.517 17.587

Pool Fire 10.987 10.168 10.121

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 65.110 62.651 61.292

• ESCENARIO 6.

Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-4302, que alimenta al reactor

DC-4301, considerando la corriente 1173. Con las siguientes características:



kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad,

cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

Azufre,

ppm (peso)

1173 Mezcla 143,013 101.63 263 16.0 65

Vapor 92,640 92.60 42.89 0.013 0.658

Líquido 50,373 531.26 0.089 0.781





Nafta 87.95 H2S ----



Página 329

Presión en psi = 227.52 Altura supuesta 1.5m. Diámetro equivalente a un orificio de 15.8 mm.


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Fireball 157.39 81.85 46.91

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 115.14 70.10 34.18

• ESCENARIO 7.

Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA-4203 que alimenta

la succión de la bomba GA-4204/S, considerando la corriente 1164. Con las




kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1164 Líquido 71,368 115.31 210 7.2 575.75 0.122 0.710

100 % NAFTA


Altura supuesta= 0.5m.




Página 330


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Jet Fire 47.77 33.02 26.09

Pool Fire 75.10 73.27 72.48

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 105.91 91.86 80.66

• ESCENARIO 8.

Fuga en la línea de salida del compresor GB-4102/S considerando la corriente

1111. Con las siguientes características



kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1111 Vapor 584 2.97 98 28.1 2.71 0.0103 2.425

Hidrógeno


Altura supuesta = 1.0 m.

Diámetro equivalente a un orificio de 9.2 mm, Ced. 40



Página 331


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2


0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 19.06 15.51 12.69

• ESCENARIO 9.

Fuga en la línea de descarga del compresor GB-4201 para alimentar al horno BA-

4201, considerando la corriente 1197 con las siguientes características



kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

1197 Vapor 1,717 5.54 153 22.1 3.49 0.0135 1.476


Hidrógeno 85.34 Propano ----



Nafta 1.73 H2S 0.04






Página 332


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Fireball 42.55 22.19 13.01

Jet Fire 10.29 7.81 5.98

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 30.34 18.47 9.00

• ESCENARIO 10.

Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-4305 de la línea de producto de

HCN, considerando la corriente 1188, con las siguientes características



kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica,

kcal/kg °C

Azufre, ppm

(peso)

1188 Líquido 71,142 114.96 38 5.0 747.59 0.481 0.536 10

100% Nafta






Página 333


1.4 kW/m2 5 kW/m2 12.5 kW/m2

Jet Fire 16.99 15.29 14.35

Pool Fire 33.81 22.58 18.97

0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 32.96 23.97 16.81

En el anexo 21 se incluyen las hojas de cálculo de las modelaciones para cada

una de las plantas.

VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados

De acuerdo a los factores de riesgo analizados para ambas plantas, que en estos

casos fueron: Explosión, Jet Fire y Pool Fire, se pudo observar que la mayoría de

los radios de afectación generados en los diferentes escenarios, quedan

circunscritos al área de la propia planta, ejerciéndose influencia obviamente sobre

los equipos circundantes al considerado para escenificar el evento indeseable, de

los eventos que generan un radio de afectación de mayor magnitud, se pudo

observar que estos radios aunque sobrepasan los límites de la planta, inciden

sobre terrenos no ocupados por plantas y/o equipos. Cabe señalar que las

modelaciones se realizaron sin considerar salvaguardas o medidas de seguridad,

las que al aplicarse de acuerdo al diseño, contribuirán significativamente a la

minimización de los riesgos y/o a la disminución de la ocurrencia del evento.

Dentro de las medidas de seguridad que se tienen contempladas para los efectos

producidos por radiación térmica y explosión, se consideró la instalación de

detectores e mezclas de hidrocarburos, los cuales al señalar la presencia de la



Página 334

mezcla de gases inflamables, activará una alarma y la operación de los sistemas

de aspersión instalados en los propios equipos, que por sus características así lo

requieran, procediéndose a diluir la mezcla de gases inflamables, eliminando con

esto la presencia de atmosferas explosivas y disminuyendo en consecuencia la

posibilidad de incendio y/o explosión.

Como parte integral de los sistemas de seguridad diseñados para la protección de

las plantas, se hace referencia a la red de agua contraincendio, en la que se

instalan hidrantes y monitores estratégicamente distribuidos para la protección

contraincendio tanto del personal que labora en dichas plantas, como de los

equipos e instalaciones.

Aunado a lo anterior como una medida muy importante para la minimización de los

riesgos, se cuenta con sistemas para la programación del paro parcial y/o total de

la planta, con el fin de suspender el suministro de corrientes y proteger de esta

forma los componentes y equipos que conforman las instalaciones, en caso de

emergencia.

De lo anterior se concluye que de acuerdo al análisis de los escenarios

modelados, la eventual generación de riesgos es permanente, sin embargo estos

aun cuando en su mayoría quedan confinados en los límites de las plantas,

pueden ser aún minimizados en su magnitud y/o eliminadas al máximo las causas

y condiciones para evitar su ocurrencia.



Página 335

VI.4 Interacciones de riesgo

Derivado a que los resultados de las modelaciones y los radios de afectación que

se provocan al suscitarse los eventos analizados y modelados con el software

PHAST, los riesgos modelados tienen interacciones con equipos de la misma

planta, sin embargo, debido a las guardas con las que contara el proyecto, estos

riesgos disminuyen los efectos sobre los equipos que se detectan en los plot plan

de las plantas desulfuradoras motivo de este proyecto. Estas guardas del

proyecto y protecciones de la refinería se describen en el siguiente punto.

Como puede observarse en los planos de las modelaciones de riesgo (anexo 22)

de cada planta, los riesgos esperados no salen de los límites de batería de la

Refinería, incluso son pocos los que podrían alcanzar equipos colindantes a las

nuevas plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG 1 y ULSG 2.

Por lo que las interacciones de riesgo esperadas son únicamente con equipos

dentro de la refinería que cuentan con la instrumentación, alarmas y medidas de

protección y seguridad necesarias para evitar riesgos mayores.

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas.

• Recomendaciones

Una vez analizados los factores que inciden en la ocurrencia de los eventos, que

originan algún tipo de riesgo para el personal y las instalaciones durante la etapa

de operación de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG 1 y

ULSG 2, y tomando en cuenta las sesiones HAZOP de ambas plantas, las

simulaciones y los resultados de los riesgos identificados, se emiten las

recomendaciones, que deben ser consideradas en la etapa de operación.



Página 336

a. Deberá capacitarse al personal de operación y mantenimiento en cuanto a

los aspectos de seguridad que deberá observar dentro de las instalaciones

de la Refinería, de acuerdo a los programas de capacitación.

b. El personal de operación y mantenimiento, deberá estar capacitado en el

manejo del equipo y maquinaria requerido para el desarrollo de sus

actividades.

c. Deberá instruirse al personal, en el sentido de que todos los trabajos que

generen posibles riesgos, deberán ser autorizados y supervisados por el

personal de Seguridad.

d. Dar cumplimiento a la normatividad ambiental y de seguridad durante la

operación y mantenimiento de la planta.

e. Revisar periódicamente el buen estado y funcionalidad de los diferentes

equipos y maquinarias empleados en el desarrollo de las actividades

correspondientes.

f. Revisar periódicamente los sistemas y equipos de seguridad, protección y

combate a incendios.

g. Llevar un registro del equipo en mal estado, para su inmediata reposición.

h. Contar con programas continuos de mantenimiento para los sistemas de

control automático y válvulas de seguridad

i. Mantener continúa vigilancia e inspección a las instalaciones de la Planta,

de acuerdo al programa que se establezca.

j. Contar con procedimientos específicos para trabajos de mantenimiento que

pudieran presentar riesgos al personal entre ellos se puede mencionar “la

colocación de juntas ciegas en tuberías de gas amargo o de sulfhídrico” en

los cuales es necesario que exista una coordinación con el personal que

labora en otras áreas aledañas al lugar de trabajo. Dichos trabajos deberán



Página 337

ser supervisados por especialistas de operación, mantenimiento y

seguridad.

VI.5.1 Sistemas de seguridad

En cuanto a los sistemas de seguridad con los cuales contarán las Plantas ULSG1

y ULSG2, en los diagramas de tubería e instrumentación del proyecto se

identifican los sistemas de control automático y de protección como son:

a).- Instrumentación.

Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.

Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y

desde el cuarto de control satélite y bunker.

Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.

Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.

Indicadores transmisores y controles automáticos de presión

Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.

Circuito cerrado de televisión.

Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos o

sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.

b).- Seguridad Industrial.

Sistemas fijos y móviles:

Extintores portátiles.

Red de agua contra incendio.

Sistemas de espreas en equipo automotriz.

Hidrantes y monitores.



Página 338

c).- Sistemas de Protección Propios de la Refinería:

El proyecto se integrará en los procedimientos de emergencia y protección civil de

la refinería.

d).- Sistema de Desfogue.

Así mismo, las plantas contarán con un sistema de desfogue ácido, el cual consta

de un tanque separador de desfogue correspondiente; los desfogues de cada

unidad se integrarán al Quemador Elevado Ácido que será construido como parte

de este proyecto y que tendrá servicio dual en la Refinería.

Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas

de desfogues cuenta con su equipo de bombeo (operación normal y de relevo) con

operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los tanques

separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o almacenamiento.

Estos tanques tendrán indicador de nivel y de temperatura con señal al SCD de la

Unidad respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la

bomba.

VI.5.2 Medias Preventivas.

El proyecto será incluido dentro de los siguientes programas y se contará con el

personal capacitado para las actividades que se listan a continuación:

• Programas de Prevención de Accidentes.

• Programas y Procedimientos de Emergencia.

• Programas de Protección Civil.



Página 339

• Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal

Operativo.

• Personal Capacitado en Control de Emergencias.

• Personal Capacitado en Mantenimiento.

• Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.

• Simulacros de Contra Incendio

• Programa de Simulacros Operacionales.

• Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.

• Programa de Inspecciones de Calentadores.

• Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.

• Auditorias de Seguridad.

• Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames,

Incendios, etc.

• Sistema de Contra Incendio Portátil.

• Sistemas de Contra Incendio Fijos.

• Camiones Contra Incendio.

• Regaderas y Lavaojos

• Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoria.

• Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.

• Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.

• Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y

Contra Incendio.

• Sistema y Equipo de Comunicación

• Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.



Página 340

VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del

proyecto.

VI.6.1 Caracterización

VI.6.1.1 Residuos sólidos.

En la siguiente tabla se muestran los residuos tanto de manejo especial como

sólidos urbanos no peligrosos que se espera sean generados para cada una de

las etapas del proyecto.

Residuos generados por etapas


residuos Residuos generados

Métodos de disposición temporal de residuos


ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO

Limpieza de terreno Materia orgánica vegetal, plantas pequeñas, hojarasca etc. Residuos que se han acumulado en los terrenos como basura en general y chatarra

Los residuos generados en este tipo de actividad deberán ser agrupados en puntos específicos para posteriormente ser dispuestos en un relleno sanitario o lugar indicado por la autoridad, el manejo y disposición de estos residuos es responsabilidad del contratista.

Para la disposición final sin tratamiento en el Relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta y de acuerdo a lo que establezcan las autoridades responsables.

Preparación del Terreno Los residuos generados en la preparación del terreno serán residuos de concreto y residuos de la demolición, así como suelo natural del terreno.

Estos residuos en parte serán utilizados para las actividades de relleno en donde sea necesario Los residuos que no sean susceptibles de aprovecharse deberán ser dispuestos conforme a la normatividad ambiental vigente y serán responsabilidad del

El material que nos sea utilizado para los aspectos de nivelación o relleno será dispuesto ya sea en el relleno sanitario de la ciudad de Cadereyta o en un sitio de tiro autorizado por el Municipio y/o las autoridades responsables y manejados por el



Página 341





contratista.

contratista.

Oficinas móviles o provisionales y almacenes

Los residuos generados en los campamentos u oficinas móviles durante las etapas de preparación del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Residuos sanitarios

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos sólidos urbanos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos. Estos contenedores serán provistos por el contratista.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables o residuos sanitarios serán remitidos al servicio municipal de limpia el contratista deberá proporcionar tambos para la disposición de estos residuos generados por sus actividades y será el responsable de que sean dispuestos en el relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta previa autorización.

Maquinaria Los residuos no peligrosos que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no

El contratista dispondrá o construirá un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible), la segregación adecuada de este tipo de residuos

La disposición final para este tipo de residuos será en el relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta, con su respectiva autorización municipal.



Página 342





se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados

es responsabilidad del contratista.

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN

Cortes y cimentaciones Los residuos que se generarán en esta etapa serán material inerte (rocas y arena en general)

Este material no será dispuesto de ninguna forma ya que será utilizado para las etapas de nivelación y relleno de la plataforma de la planta

El sitio de disposición final será la propia plataforma de la planta, mediante acciones de nivelación del terreno.

Obras de drenaje y subdrenaje

Los residuos generados en esta etapa serán en general los siguientes: Residuos de varilla Residuos de madera Residuos de plástico de tubería Residuos de tubería metálica Cartón Pedacería de alambre, clavos etc.

Los residuos generados serán dispuestos en contenedores provistos por el contratista. Para que aquellos residuos metálicos sean separados o segregados de los residuos plásticos y del cartón.

Los residuos metálicos que son susceptibles de ser reutilizados o reciclados mediante empresas recicladotas serán reutilizados por el contratista. Los residuos que no puedan ser reaprovechados o reutilizados serán dispuestos en los lugares autorizados para este fin por el Municipio.

Construcción de la plataforma

Los residuos que se generan en esta etapa es material para la construcción de la plataforma (concreto), que por algún motivo se curó y quedo solidificada (cascajo)

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no se vea afectada la vegetación o el suelo natural. El manejo de estos residuos y su almacenamiento temporal son responsabilidad del contratista.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados por el contratista a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos mediante los permisos respectivos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.



Página 343





Construcción del sistema de accesos y vialidades

Sobrante de concreto hidráulico por la construcción de banquetas y de las vialidades que integrarán el complejo de las plantas

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no sea afectada la vegetación o suelo natural. El manejo de estos residuos y su almacenamiento temporal son responsabilidad del contratista.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados por el contratista a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos es necesario contar con los permisos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.

Campamentos, oficinas móviles

Los residuos generados en los campamentos y oficinas móviles durante las etapas de construcción del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Papel Sanitario

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos no peligrosos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos. Estos contenedores serán provistos por el contratista y el manejo de estos residuos será su responsabilidad.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables serán remitidos al servicio municipal de limpia ya sea mediante camión de limpia o llevando los mismos con los permisos correspondientes al relleno sanitario de la Ciudad de Cadereyta. El manejo de estos residuos será responsabilidad del contratista.



Página 344





Maquinaria Los residuos de manejo especial que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados.

El contratista, dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible). La segregación adecuada de este tipo de residuos será responsabilidad del contratista

La disposición final para este tipo de residuos será responsabilidad del contratista y deberá hacerla en el rellenos sanitario de la Ciudad de Cadereyta o en el sitio indicado por la autoridad, con los permisos respectivos.

ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS PLANTAS DESULFURADORAS

Actividades del personal de mantenimiento y de operación de la planta

Generalmente y ya existiendo actividad propia de la planta en si se generan residuos de manejo especial de diversas índoles los mas comunes son los siguientes: Papel por las actividades de oficinas o administrativas Cartón de empaques y embalajes de equipos y maquinarias Embalajes de madera por la llegada de maquinaria o equipo Embalajes plásticos de maquinaria y equipos

Como parte de las actividades de operación y mantenimiento de la planta se colocarán recipientes especializados en sitios estratégicos tanto en los lugares comunes como en las oficinas administrativas para la segregación de los residuos, se realizarán programas para la correcta segregación y se identificarán los contenedores adecuadamente de acuerdo a los lineamientos de residuos de PEMEX Refinación, se contará con contenedores fijos en los sistemas viales de la planta para evitar que se encuentre basura en las calles y banquetas.

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Cadereyta, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego Se apegarán a los procedimientos y reglamentos establecidos por PEMEX



Página 345





Residuos de alimentos Residuos sanitarios Vidrio Aluminio

Las empresas contratistas que operen las instalaciones de la planta deberán apegarse a los reglamentos ambientales y de seguridad que imponga PEMEX Refinación amén de sus propios métodos o sistemas para este fin.

Refinación para el manejo adecuado de los residuos de manejo especial y de la normatividad aplicable en la materia

Actividades por el mantenimiento de calles y servicios generales.

Los residuos generados por estas actividades serán de manera general pero no exclusiva los siguientes: Residuos de plásticos o metálicos por señalamientos Residuos de cables eléctricos terminales o de fibra óptica por reparación de servicios generales Residuos de luminarias que deban ser reemplazadas Residuos relacionados con los servicios sanitarios

Estos residuos deberán ser clasificados y segregados de acuerdo a su tipo mediante programas específicos que formarán parte de los lineamientos de PEMEX Refinación en materia ambiental. La segregación se realizara en recipientes señalizados para su adecuado control.

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Cadereyta de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos de PEMEX Refinación y de la normatividad aplicable en la materia Por otra parte los residuos producto de las luminarias que por sus características puedan ser reintegrados con la empresa que los suministra se deberán regresar a la misma para su



Página 346





correcto manejo y disposición, en caso contrario serán dispuestos en el Relleno sanitario siempre y cuando estos residuos no contengan metales pesados como es el caso del mercurio ya que en este caso se deberán manejar como residuos peligrosos.

Entre los residuos peligrosos que se estiman generar durante las diferentes etapas

que consolidan al proyecto se encuentran los mencionados en la siguiente tabla.

Nombre Componentes Proceso o etapa C R E T I B

Tipo de empaque

Sitio de almto. Temp. (por la constructora)

Transporte a disposición

Sitio disposició

n

Estado Físico

Etapa de preparación del sitio




T I


La Cia. Contratista responsable de los trabajos de construcción, deberá contar en esta etapa con sitios específicos que servirán como

Vehículo, debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT

Sitio asignado por la autoridad competente

L



Página 347


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

almacenamiento temporal de residuos peligrosos

Filtros de aceite usado, trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Lamina, algodón o papel filtro y aceite gastado. Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados


(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros, estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos

Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos


Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos

S

Etapa de Construcción



Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior

T I


El contratista contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacén temporal de residuos peligrosos


Sitios autorizados por las autoridades competentes.

L



Página 348


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

colación de plancha de concreto

Filtros de aceite usado

Lamina, algodón y aceite gastado.

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de capa de concreto armado

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros




S



Página 349


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

Trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colocación de capa de concreto armado

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos




S

Residuos de emulsiones y catalizadores para concreto

Mezclas de hidrocarburos y resinas

Construcción de la plataforma con concreto hidráulico, residuos de los emulsiones y sellos

(T,I)

Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final



S-L



Página 350


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

Residuos de combustibles diesel

Composición de hidrocarburos alifáticos

Construcción de la plataforma y se generará por las actividades relacionadas a la carga de diesel a la maquinaria o para limpieza de piezas

(T,I)

Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción el contratista contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final



L

Etapa de Operación y Mantenimiento

Residuos de pintura y sus recipientes y accesorios

Solventes varios xileno, tolueno, etc, pigmentos

Pintado de vialidades y alumbrado, banquetas y señalamientos

(T,I)

Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de pinturas, recipientes y sus

Como parte de las instalaciones de la Refinería de Cadereyta, se cuenta con áreas específicas en los que se ubican los almacenes temporales de

Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT


L S



Página 351


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

accesorios residuos peligrosos.

como de la SCT



Operación y mantenimiento por los vehículos que serán utilizados para este fin, este se generará al momento de realizarles los propios mantenimientos a los mismos

(T,I)





L

Luminarias gastadas

Por el cambio de luminarias gastadas que contengan mercurio.

(T) Se conservarán algunos de los empaques originales de las lámparas para que al momento de ser

Las lámparas con estas características serán almacenadas temporalmente en sus respectivos empaques en un sitio que este determinado

Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT


S



Página 352


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

sustituidas los residuos de estas se manejen en los empaques originales y se protejan y conservar el mercurio dentro de las mismas.

dentro del almacén temporal de residuos peligrosos.

como de la SCT

Residuos por las actividades de desazolve de drenajes

Residuos de componentes varios que circulen por los drenajes principalmente el industrial

Al realizarse las actividades de desazolve de las tuberías de los drenajes se arrastran lodos de

(T) Los residuos de mantenimiento deberán ser caracterizados de acuerdo a normas aplicable s y en caso de que resulten peligrosos serán enviados para su

Los contenedores con los residuos de este tipo deberán ser almacenados en el almacén temporal de residuos peligrosos que se haga para las actividades de operación y mantenimiento.



L



Página 353


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

confinamiento a sitios autorizados por la SEMARNAT

Residuos de catalizador gastado

Catalizador comercial de patente utilizado por el licenciador del equipo

Residuos provenientes de los módulos CD gastados y de los catalizadores del reactor de pulido

(I,Tt)

Los envases para el almacenamiento y transporte de este residuo será proporcionado por el licenciador sin embargo deberá cubrir con todas las especificaciones de control emitidas por la normativida

Los residuos de los catalizadores gastados de los procesos, serán manejados, transportados y dispuestos en los estados unidos de América, por el licenciador de los equipos.

Transportes especializados del licenciador del equipo.

Renovación y/ o disposición final de acuerdo a la legislación aplicable de los EEUU.

S



Página 354


Tipo de empaque



Sitio disposició

n

Estado Físico

d Mexicana y estadounidense para su adecuado control.

* Durante las Etapas de preparación del sitio y construcción, el manejo, almacenamiento y disposición de los residuos generados, son responsabilidad del Contratista Responsable del desarrollo de la obra, y deberá llevarlo a cabo acatando la normatividad de PEMEX-Refinación y lo establecido en la Legislación Ambiental vigente.

VI.6.1.2 Emisiones a la atmósfera

Las principales fuentes de emisión de contaminantes a la atmósfera durante las

etapas de preparación del sitio y construcción, serán las generadas por la

actividad de los equipos de construcción con motores de combustión interna. Es

importante señalar que estos impactos son de carácter temporal y que el equipo

deberá estar en condiciones óptimas de mantenimiento, cumpliendo además con

los programas de verificación establecidos. La refinería cuenta con programas

para la verificación física y mecánica de las unidades que serán utilizadas en el

proyecto de acuerdo al reglamento de seguridad para contratistas y proveedores

el cual especifica que los vehículos que ingresen a las instalaciones de PEMEX

Refinación deben de estar en condiciones adecuadas para su ingreso, lo que

incluye que los motores y escapes se encuentren en buenas condiciones de

operación.



Página 355

La generación de emisiones que se esperan que se produzcan durante las etapas

de preparación del sitio y construcción serán básicamente las provenientes de los

equipos de combustión interna de los vehículos y maquinarias que sean utilizadas

en el proyecto, las emisiones esperadas serán las siguientes:

CO, CO2, HC, SOx.

Se espera la generación de partículas sólidas provocadas por el movimiento de

tierras y generación de polvos por actividades de demolición de la plancha de

concreto en los puntos en los que sea requerido, en el caso del transporte de

tierras fuera del área del proyecto es susceptible de generación de polvos por el

mismo acarreo en los vehículos de transporte.

Las emisiones estimadas que se espera sean generadas durante las etapas de

preparación del sitio y construcción son las que se muestran en la siguiente tabla:

Emisiones estimadas de la maquinaria a utilizar en las etapas de preparación del sitio y construcción

Utilización De Maquinaria Y Equipo Durante La Fase De Limpieza Del Terreno Y Construcción.

Equipo Cantidad Horas de trabajo diario

dB emitidos


(gr/s)* Tipo de

combustible

4 12 hrs. 80

CO 200 ppm HC 50 ppm

NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

6 12 Hrs 80-85



Diesel

4 12 hrs 78



Diesel



Página 356



dB emitidos


(gr/s)* Tipo de

combustible

2 12 Hrs 75-80



Diesel

10 equipos 12 hrs. 81



Diesel

2 12 hrs 75



Diesel

20 12 hrs.

No determinado

Por debajo de lo establecido en la NOM-

047-SEMARNAT-

1999

Gasolina

4 12 hrs. No

determinado

No hay generación de

emisiones

Alimentación Eléctrica

4 12 hrs. 80-85



Diesel



Página 357



dB emitidos


(gr/s)* Tipo de

combustible

4 12 hrs. No

determinado

CO 5.22ppm HC 45.5 ppm NOx 45.5ppm SO2 8.21 ppm

Diesel

* Valores cuantificados de maquinaria y equipo en buenas condiciones de operación y mantenimiento

Cabe hacer mención que la cantidad de generación de emisiones a la atmósfera

por el uso de maquinaria y equipo dependerán de las propias condiciones

mecánicas y de mantenimiento de los equipos, sin embargo dichos equipos

deberán de cumplir con lo que se especifica en las normas ambientales para el

control de emisiones a la atmósfera NOM-041-SEMARNAT-2006, NOM-042-

SEMARNAT-2003, NOM-044-SEMARNAT-2006 y la NOM-047-SEMARNAT-1999.

Por su parte, en la etapa de operación se espera que los generadores de

emisiones por fuentes fijas se den en los calentadores CDHDS, lo cuales por el

mismo proceso de calentamiento por gas natural serán una fuente fija y

permanente de generación de emisiones al aire, por el propio diseño de las

plantas desulfuradoras no se tienen estimadas emisiones fugitivas de gases o

vapores al ambiente sin embargo esto deberá ser adecuadamente monitoreado

tanto en los protocolos de entrega recepción de las instalaciones como en la

propia operación de las plantas desulfuradoras durante su vida útil.

Los gases ácidos producto del arrastre de azufre en las fases gaseosas se

canalizarán por medio de tubería a las plantas de recuperación de azufre en las



Página 358

cuales se recupera un alto porcentaje de azufre del gas ácido, los gases ácidos

producto de los desfogues que no puedan canalizarse a las plantas recuperadoras

de azufre son dirigidos a los quemadores elevados para su combustión.

En la siguiente tabla se muestran las capacidades de las plantas de recuperación

de azufre que se encuentran en la refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”.

Capacidad instalada de plantas recuperadoras de azufre en la Refinería Ing.

Héctor R. Lara Sosa.

Equipo Capacidad de tratamiento

Toneladas por día

Planta recuperadora de azufre 1 80






Capacidad Instalada de plantas recuperadoras de azufre 600

Los remanentes de dicho gas que no puedan ser recuperados o en su caso

integrados en otro proceso por sus especificaciones serán canalizados a los

quemadores elevados que serán construidos ex profeso para la operación de las

plantas, los quemadores elevados tienen la finalidad de realizar una combustión a

altas temperaturas de los gases residuales del proceso.



Página 359

Otra fuente fija de generación de emisiones serán los calentadores BA-3201 y BA-

4201 que tienen la función de proporcionar el calor requerido para la entrada del

producto a la columna del CDHDS (ver descripción del proceso).

Los calentadores que forman parte del equipo de la planta desulfuradora de

gasolinas catalíticas serán generadores de emisiones de gases de combustión,

estos calentadores se consideran como las únicas fuentes fijas de emisión, se

espera que se tenga una emisión de gases de combustión acuerdo a lo que se

presenta en la siguiente tabla:

Emisiones estimadas de generación para las plantas ULSG 1 y ULSG 2.

Nom

bre d

el eq

uipo

Nom

encla

tura

del

equi

po o

num

ero

de T

ag

Capa

cidad

de l

os eq

uipo

s

Unid

ades

(Kca

l/hr)

SO2

(TO

NXME

S)

SO3 (

TONX

MES)

NOX

(TON

XMES

)

CO (T

ONXM

ES)

PM 10

(TON

XMES

)

CH4 (

TONX

MES)

COTS

(TON

xMES

)

COTN

MS (T

ONxM

ES)

SOX

(TON

xMES

)

PART

COM

P (T

ONxM

ES)

COVS

(TON

xMES

)

N 2O

(TON

xMES

)

CO2 (

TONx

MES)

Calen

tador

es de

fuego

dire

cto

BA-3

201

46’39

0,000

Kcal/

hr

0.012

0306

32

0

1.002

5526

87

1.684

2885

14

0.152

3880

08

0.046

1174

24

0.220

5615

91

0 0 0

0.110

2807

96

0.012

8326

74

2406

.1264

488

Calen

tador

es de

fuego

dire

cto

BA-4

201

21’83

0,000

Kcal/

hr

0.012

0306

23

0

1.002

5519

23

1.684

2872

3

0.152

3878

92

0.046

1173

88

0.220

5614

23

0 0 0

0.110

2807

12

0.012

8326

65

2406

.1246

1496

Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades lo más

aproximadas posible



Página 360

Una vez que se encuentre en operación normal la planta, las emisiones

provenientes de los equipos considerados como fuentes de emisión fijas, serán

monitoreadas para verificar el cumplimiento de la norma NOM-085-SEMARNAT-

1994 y legislación ambiental vigente en materia de emisiones.

VI.6.1.3 Aguas residuales.

La salida de aguas residuales de las plantas desulfuradoras, contará con un

separador tipo API para eliminar grasas y aceites.

Referente a la generación de agua del proceso de las plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica ULSG 1 y 2 el agua que es recuperada en los procesos con

altos contenidos de azufre serán enviados a las plantas de tratamiento de aguas

amargas en donde el objetivo es el agotamiento de aguas amargas mediante la

separación del azufre presente en el agua.

La refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa cuanta con varias plantas de tratamiento de

aguas amargas las cuales cuentan con la siguiente capacidad instalada.

Capacidad instalada de plantas de tratamiento de aguas amargas en la Refinería Ing. Héctor R. Lara Sosa.

Equipo Capacidad de tratamiento

Barriles por dia (bpd)

Planta de tratamiento de aguas amargas 5 10,000




Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas 40,000



Página 361

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento

Exceptuando los sistemas de tratamiento de aguas, no hay plantas o tratamiento

para reciclaje de residuos, en la refinería. Todos los residuos sólidos generados

son manejados de acuerdo a la normatividad vigente.

VI.6.3 Disposición

Los residuos no peligrosos son almacenados en tambores con tapa y

transportados todos los días para su disposición final en vehículos autorizados

para tal efecto en los basureros municipales debidamente acreditados.

Los residuos peligrosos inflamables y tóxicos, se almacenaran en tambores con

tapa para su disposición final a sitios que cuenten con la autorización en materia

ambiental (para el caso de aceites gastados, y deshechos de hidrocarburos, se

podrán enviar a cementeras, como combustible alterno) dichos residuos serán

manejados y transportados en vehículos autorizados, de acuerdo a la legislación

ambiental vigente.

Los aceites lubricantes gastados y filtros que se generen durante las etapas de

preparación del sitio y de construcción, la disposición será responsabilidad de las

compañías constructoras y acorde a la legislación y normas ambientales, vigentes,

personal de PEMEX REFINACIÓN supervisara estas actividades, para verificar su

cumplimento.



Página 362

Para mayor información en las tablas anteriores se especifica la caracterización,

tratamiento y disposición final de los residuos que se espera sean generados por

las plantas ULSG 1 y ULSG 2 durante las diferentes etapas del proyecto.

INDICE CAPITULO VII

VII RESUMEN............................................................................................ 363

VII.1 Conclusiones del estudio de riesgo ambiental ............................ 363

VII.2 Resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo ambiental. ........................................................................ 364

VII.2.1 Resultados de la Evaluación de riesgos. 366

VII.3 Informe Técnico .............................................................................. 380



Página 363

VII RESUMEN

VII.1 Conclusiones del estudio de riesgo ambiental

• Conclusiones

Como está señalado en el Plan Nacional de Desarrollo, el proyecto se inserta en la

política de planeación tanto estatal como nacional, como una alternativa que

permitirá elevar las condiciones de vida de la población al mejorar la calidad de

los combustibles, tanto para el consumo doméstico como para el industrial.

Una vez desarrollado el análisis de los riesgos implícitos en la operación de las

plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas, se concluye que el proyecto de

construcción y operación de las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica para

producir gasolina con un máximo de 10% de azufre, no representa riesgos

adicionales a los actuales de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa” de Cadereyta

Jiménez, Nuevo León, ya que de acuerdo al análisis efectuado se establece que

los efectos que se provocan al presentarse estos, pueden ser minimizados

mediante el empleo de los sistemas de seguridad propios de las plantas y

considerados como guardas, máxime que se cuenta con sistemas de control de

paros por emergencias como fuego, falla de aire, falla de corriente eléctrica , etc.,

que cierran válvulas de corte de alimentación de producto.

Aunado a lo anterior, el proyecto en cuestión reviste un significativo beneficio para

el país considerando los efectos positivos que al ámbito económico, social y de

sustentabilidad ambiental se producen; además por una parte se da cumplimiento

a las disposiciones establecidas por el gobierno federal a través de la norma oficial

mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero



Página 364

del 2006 que requiere el suministro de gasolina con bajo contenido de azufre en

las áreas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey a partir

de octubre de 2008, y para el resto del país a partir de enero del 2009, lo que sin

duda implica un beneficio en el ambiente ya de por si afectado por el consumo de

combustibles para el uso de vehículos automotores.

Es importante señalar que de acuerdo al análisis de riesgo presentado, las áreas

de afectación de los posibles eventos de riesgo, quedan circunscritos a los límites

de batería de la Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa" sin causar efectos en predios

colindantes y por lo tanto sin alterar significativamente el ecosistema de la

Región.

Considerando que las plantas desulfuradoras ULSG 1 y ULSG 2 contarán con

tecnología de punta tanto en los rubros productivos de mantenimiento, de

seguridad y de control ambiental, para cumplir con la normatividad vigente y

minimizar la probabilidad de un evento de riesgo, y que los beneficios generados

tendrán un mayor significado, tanto desde el punto de vista de sustentabilidad

ambiental, como socioeconómico se concluye que el proyecto es viable desde el

punto de vista de riesgo ambiental, necesario para cumplir con la normatividad

vigente y socioeconómicamente deseable.

VII.2 Resumen de la situación general que presenta el proyecto en

materia de riesgo ambiental.

La Refinería “Ing. Héctor R. Lara Sosa”, ubicada en Cadereyta Nuevo León, se

compone de diversas plantas para la obtención de productos derivados del

petróleo con distintas características.



Página 365

Con el fin de dar cumplimiento a la norma oficial mexicana NOM-086-SEMARNAT-

SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero del 2006 que requiere el suministro

de gasolina con bajo contenido de azufre en las áreas metropolitanas de la Ciudad

de México, Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008, y para el resto

del país a partir de enero del 2009, se desarrolla el presente proyecto que

corresponde a la construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas con la finalidad de obtener gasolinas bajas en azufre que cumplan con

la norma antes mencionada y cuya producción permita abastecer en primera

instancia las áreas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y

Monterrey y posteriormente a el resto del país.

El terreno donde se instalaran las plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica

(ULSG 1 y ULSG 2), sus servicios Auxiliares e Integración, se localizaran dentro

de la refinería que geográficamente se encuentra en la parte noreste del país.

Las plantas se ubicaran dentro de la refinería con las siguientes colindancias: Planta 1







Página 366

Planta 2





El presente proyecto considera una evaluación sistemática y detallada de las

operaciones y actividades normales, productivas y no productivas del proyecto de

las plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas ULSG 1 y ULSG2, dicha

evaluación es desarrollada con el objeto de identificar y jerarquizar aquellas

circunstancias o condiciones tipificadas como “Riesgos Potenciales”, que pudieran

comprometer la seguridad y bienestar de la organización, sus instalaciones, el

ambiente y las comunidades aledañas.

VII.2.1 Resultados de la Evaluación de riesgos.

El análisis de riesgos de las plantas desulfuradoras, incluyó la identificación de

eventos probables a través del empleo de la metodología Análisis Riesgo y

Operabilidad (Hazar and Operability Análisis, HazOp) y la determinación de radios

de afectación utilizando la programa PHAST.

Con el Análisis HazOp desarrollado para cada una de las plantas, se determinaron

37 sistemas y 82 nodos, por lo que se analizaron 82 causas por planta que

pudieran provocar riesgos y debido a los salvaguardas que se tienen

contempladas en el diseño se derivaron recomendaciones de índole genérico, ya

que de acuerdo a la jerarquización se detectó que 34 de los riesgos identificados

en cada una de las plantas, tienen un índice global de riesgo clase C (prioridad



Página 367

baja aceptable con controles), y 48 dan origen a riesgos clasificados como clase D

(prioridad normal aceptable como está).

Esta información se encuentra desglosada en el capítulo 6 y anexo 19 del estudio.

Derivado del análisis HAZOP, y de la jerarquización de los riesgos identificados,

se seleccionaron un total de 20 escenarios de riesgo, correspondiendo 10 para

cada una de las plantas desufluradoras ULSG 1 y ULSG2.

Los eventos simulados fueron lo siguientes:

PLANTA ULSG 1. • ESCENARIO 1 Fuga en sello de la bomba de fondos GA-3103/s,

considerando los datos de la corriente líquida 1124

• ESCENARIO 2 Fuga en el empaque de la línea de alimentación al plato

número 13 de la CD HIDRO, proveniente del EA-3101

A/B/C

• ESCENARIO 3 Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor

EA-3201 A/B/C

• ESCENARIO 4 Fuga por formación de poro en la tubería de salida del

domo de la columna CDHDS DA-3201

• ESCENARIO 5 Fuga en sello de la descarga de la bomba GA-3203/S que

proviene del FA-3205 para alimentarse al domo del DA-

3203



Página 368

• ESCENARIO 6 Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-3302,

que alimenta al reactor DC-3301.

• ESCENARIO 7 Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO

DA-3203 que alimenta la succión de la bomba GA-3204/S

• ESCENARIO 8 Fuga en la línea de salida del compresor GB-3102/S

• ESCENARIO 9 Fuga en la línea de descarga del compresor GB-3201 para

alimentar al horno BA-3201

• ESCENARIO 10 Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-3305 de

la línea de producto de HCN

PLANTA ULSG 2 • ESCENARIO 1 Fuga en sello de la bomba de fondos GA-4103/S

• ESCENARIO 2 Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la CD

HIDRO en plato 13, considerando la corriente 1121

(proveniente del EA-4101 A/B/C/)

• ESCENARIO 3 Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor

EA-4201 A/B/C

• ESCENARIO 4 Fuga por poro en la tubería de salida del domo de la

columna CDHDS DA-4201



Página 369

• ESCENARIO 5 Fuga en sello de la bomba (descarga) GA-4203/S que

proviene del FA-4205 para alimentarse al domo del DA-

4203

• ESCENARIO 6 Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-4302,

que alimenta al reactor DC-4301

• ESCENARIO 7 Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO

DA-4203 que alimenta la succión de la bomba GA-4204/S

• ESCENARIO 8 Fuga en la línea de salida del compresor GB-4102/S

• ESCENARIO 9 Fuga en la línea de descarga del compresor GB-4201 para

alimentar al horno BA-4201

• ESCENARIO 10 Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-4305 de

la línea de producto de HCN

En las siguientes tablas se resumen los resultados obtenidos de las modelaciones

llevadas a cabo en programa PHAST de cada uno de los escenarios

seleccionados:



Página 370

PLANTA ULSG 1 DE 42,500 BDP DE CAPACIDAD.

Escenario 1 Áreas de afectación (m)


Jet Fire 47.99 32.82 25.63

Pool Fire 87.01 83.29 81.63


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 109.07 93.78 81.59




Pool Fire 106.17 104.89 104.37


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 44.60 34.97 27.30



Jet Fire No es peligroso No es peligroso No es peligroso

Pool Fire 91.48 87.45 85.65


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 138.28 119.39 104.33



Página 371





(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 74.40 60.94 50.21



Fireball 64.34 32.37 16.92

Jet Fire 21.16 18.51 17.58

Pool Fire 11.19 10.28 10.13


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 74.43 63.82 61.86



Fireball 205.02 107.08 61.87


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 148.04 90.13 43.94



Página 372



Jet Fire 47.77 33.02 26.09

Pool Fire 114.53 111.78 110.58


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 115.91 101.86 90.66





(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 18.70 15.3 12.58



Fireball 55.63 29.12 17.19



(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 39.02 23.75 11.58



Página 373



Jet Fire 16.99 15.29 14.36

Pool Fire 41.51 28.77 22.91


(0.034 bar) 1 psi

(0.068 bar) 3 psi

(0.206 bar)

Explosión 32.96 23.97 16.81

PLANTA ULSG 2 DE 20,000 BDP DE CAPACIDAD.




Fireball 101.323 51.514 27.713

Onda expansiva 0.5 psi (0.034 bar)

1psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 85.351 51.961 25.336




Pool Fire 105.061 104.23 104.23


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 44.601 34.977 27.302



Página 374



Jet Fire 55.636 37.281 28.473

Pool Fire 67.418 64.342 62.987

Onda Expansiva 0.5 psi (0.034 bar)

1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 91.272 55.566 27.093



Fire ball 148.826 77.43 44.463


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 107.756 65.601 31.986



Fireball 49.201 24.609 12.631

Jet Fire 21.163 18.517 17.587

Pool Fire 10.987 10.168 10.121


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 65.110 62.651 61.292



Página 375



Fireball 157.39 81.85 46.91


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 115.14 70.10 34.18



Jet Fire 47.77 33.02 26.09

Pool Fire 75.10 73.27 72.48


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 105.91 91.86 80.66





1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 19.06 15.51 12.69



Página 376



Fireball 42.55 22.19 13.01

Jet Fire 10.29 7.81 5.98


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 30.34 18.47 9.00



Jet Fire 16.99 15.29 14.35

Pool Fire 33.81 22.58 18.97


1 psi (0.068 bar)

3 psi (0.206 bar)

Explosión 32.96 23.97 16.81

Respecto a los resultados de las modelaciones los riesgos de daños a las áreas

adyacentes y al personal quedan circunscritos dentro del límite del predio de la

refinería, siendo el de mayor afectación el provocado por radiación en caso de

incendio de productos inflamables, esto se plasma en los planos del anexo 22 del

presente estudio.

Los eventos que representan un radio de afectación mayor corresponden a los

siguientes:



Página 377

Resumen de los eventos de riesgo con mayor radio de afectación.

Planta No. evento Tipo de evento

Radio de afectación

Interacciones de riesgo

ULSG 1 ESCENARIO 3 Explosión 138.28 m Torre de enfriamiento CT-201 Planta Catalítica FCC2 MTBE planta No.2 HDS de productos destilados intermedios planta No.1

ULSG 1 ESCENARIO 6 Fire ball 205.02 m HDS de productos destilados intermedios palnta No.1 MTBE palnta No.2 Tanque FB 302-B C5-C6 isomerizado (20 mil barriles) Tanque FB 303-A C5-C6 Isomerizado (20 mil barriles) Planta Catalítica FCC 2 ULSG 2

ULSG 2 ESCENARIO 4 Fire ball 148.82 m TV-125 Magna sin (100 mil barriles) TV-126 Magna sin (100 mil barriles) TV-127 Magna Sin (100 mil barriles) TV-135 Magna Sin (55 mil barriles) Planta catalítica FCC2

ULSG 2 ESCENARIO 6 Fire ball 157.39 m TV-126 Magna sin (100 mil barriles) TV-127 Magna Sin (100 mil barriles) TV-135 Magna Sin (55 mil barriles) Planta catalítica FCC2 ULSG 1 FB-302B C5-C6 isomerizado (20 mil barriles).



Página 378

Los “riesgos potenciales” identificados en este análisis pueden evitarse o ser

minimizados por las medidas de seguridad con que contarán las plantas y que se

resumen a continuación:

Como parte de las medidas de seguridad, el proyecto contempla la instalación de

diferentes equipos e instrumentos de control y respuesta a emergencias. En los diagramas de tubería e instrumentación el proyecto se identifican los

sistemas de control automático y de protección como son:

a).-instrumentación

Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.

Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y

desde el cuarto de control satélite y bunker.

Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.

Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.

Indicadores transmisores y controles automáticos de presión

Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.

Circuito cerrado de televisión.

Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos o

sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.

b).- Seguridad Industrial.

Sistemas fijos y móviles:

Extintores portátiles.

Red de agua contra incendio.



Página 379

Sistemas de espreas en equipo automotriz.

Hidrantes y monitores.

Adicionalmente como el proyecto estará dentro de las instalaciones de la refinería,

la construcción y operación de las plantas desulfuradoras, se regirán por los

Sistemas, Procedimientos de Emergencia y de Protección Civil así como los

siguientes programas:

• Programas de Prevención de Accidentes.

• Programas y Procedimientos de Emergencia.

• Programas de Protección Civil.

• Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal Operativo.

• Personal Capacitado en Control de Emergencias.

• Personal Capacitado en Mantenimiento.

• Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.

• Simulacros de Contra Incendio

• Programa de Simulacros Operacionales.

• Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.

• Programa de Inspecciones de Calentadores.

• Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.

• Auditorias de Seguridad.

• Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames, Incendios,

etc.

• Sistema de Contra Incendio Portátil.

• Sistemas de Contra Incendio Fijos.

• Camiones Contra Incendio.

• Regaderas y Lavaojos



Página 380

• Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoría.

• Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.

• Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.

• Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y Contra

Incendio.

• Sistema y Equipo de Comunicación

• Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.

Una vez realizado el Análisis de Riesgo correspondiente para cada una de las

plantas, mismos que se realizaron sin considerar los dispositivos de seguridad,

que de conformidad con la ingeniería básica y de detalle contarán dichas plantas,

se concluye que es factible el desarrollo del proyecto, toda vez los riesgos

identificados constituyen riesgos aceptables con control.

VII.3 Informe Técnico

El informe técnico se puede consultar en el anexo 23

INDICE CAPITULO VIII

VIII IDENTIFICACION DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TECNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACION SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL 381

VIII.1 Formatos de presentación 381

VIII.1.1 Planos de localización 381

VIII.1.2 Fotografías 381

VIII.1.3 Videos 381

VIII.2 Otros anexos 381



Página 381

VIII IDENTIFICACION DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y

ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN

EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

VIII.1 Formatos de presentación

VIII.1.1 Planos de localización

Se incluyen en el anexo 3 (Lay Out de la Refinería), anexo 4 (Carta topográfica

1:50,000) y anexo 6 (Plano de localización General de la Refinería con

colindancias a las plantas desulfuradoras).

VIII.1.2 Fotografías

Se incluyen en el anexo 24 (álbum fotográfico).

VIII.1.3 Videos

No se incluyen videos

VIII.2 Otros anexos

En la siguiente tabla se listan los anexos que componen el presente estudio.



Página 382

No. de anexo

CONCEPTO

ANEXO 1 DOCUMENTACIÓN LEGAL DE LA EMPRESA, REPRESENTANTE LEGAL Y RESPONSABLE TÉCNICO

ANEXO 2 PROGRAMA OBRAS Y ACTIVIDADES ANEXO 3 PLANO DE LOCALIZACIÓN GENERAL DE LA REFINERÍA ANEXO 4 CARTA TOPOGRÁFICA 1:50,000 ANEXO 5 PLANO DE INFRAESTRUCTURA COMUNICACIONES Y TRANSPORTES DE NUEVO

LEÓN. ANEXO 6 PLANO DE LOCALICACIÓN GENERAL CON COLINDANCIAS DENTRO DE LA

REFINERIA ANEXO 7 AUTORIZACIONES OFICIALES EN MATERIA AMBIENTAL DE LA REFINERIA ING.

HÉCTOR R. LARA SOSA ANEXO 8 BASES DE DISEÑO DE LAS PLANTAS ANEXO 9 ESPECIFICACIONES CIVILES ANEXO 10 ESPECIFICIACIONES MECÁNICAS ANEXO 11 ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS ANEXO 12 ESPECIFICACIONES CONTRAINCENDIO ANEXO 13 HOJAS DE DATOS DE SEGURIDAD ANEXO 14 DIAGRAMAS Y ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS ANEXO 15 DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESOS ANEXO 16 BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA ANEXO 17 LISTADO DE TUBERIAS ANEXO 18 DIAGRAMAS DE TUBERIAS E INSTRUMENTACIÓN ANEXO 19 DIAGRAMAS DE NODOS ANEXO 20 FORMATOS SESIONES DE RIESGO ANEXO 21 MEMORIAS DE CÁLCULO DE LAS MODELACIONES EN EL SOFTWARE PHAST ANEXO 22 REPRESENTACIÓN DE LOS RADIOS DE AFECTACIÓN ANEXO 23 INFORME TÉCNICO DEL ESTUDIO DE RIESGO ANEXO 24 ALBUM FOTOGRÁFICO

indice capitulo i. - sinat

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