plan de ordenamiento de la distribución de gas natural en...

Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la

Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.

Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. IV.1

MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL, MODALIDAD PARTICULAR DEL PROYECTO “PLAN DE ORDENAMIENTO DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN EL PARQUE INDUSTRIAL BRUNO PAGLIAI EN VERACRUZ, VER.". Se presenta por segunda ocasión para evaluación de esa Secretaría, la presente

Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular (MIA-P) incluyendo

Actividad Altamente Riesgosa por el manejo del gas natural, tomando en cuenta

las observaciones y recomendaciones técnicas realizadas al contenido del primer

Estudio ingresado en esa Dirección General en Julio del año anterior (Oficio

resolutivo núm. S.G.P.A./DGIRA/DG.3165.08 de fecha 02 de Octubre de 2008),

pretendiendo satisfacer de esta manera los considerandos necesarios para que

sea emitida la autorización del proyecto “Plan de Ordenamiento de la Distribución

de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” en materia

de impacto ambiental, con pretendida ubicación en ambos lados de la Carretera

Federal México – Veracruz, en las afueras de la Cd. (Ciudad) de Veracruz.

CAPÍTULO I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL I.1. Proyecto

Como parte del Anexo Cartográfico (Anexo 1) se adjuntan los Planos No. 1:

Topográfico y No. 5: Espaciomapa, Escala horizontal 1:15,000 (impresos en

tamaño doble carta), elaborados a partir de la información publicada por el INEGI

(Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática) para la región

(Conjunto de Datos Vectoriales: Carta Topográfica E-14B49 “Veracruz”) y por

fotointerpretación de la Imagen de Satélite Quickbird 10100100056A0601 con

fecha de toma del 07 de Enero de 2007; mismos que señalan las características

de localización del proyecto y las localidades urbanas próximas para una mejor

comprensión de la trayectoria que cubre la longitud del gasoducto.




I.1.1 Nombre del proyecto

Plan de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial

Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.

I.1.2 Ubicación del proyecto

La superficie pretendida para la construcción del gasoducto de 18” (pulgadas) de

diámetro y 0.406” de espesor en material API 5L X 52 para provisión de gas

natural al Parque Industrial Bruno Pagliai (PIBP), se ubica, como se mencionó

anteriormente, a ambos lados de la Carretera Federal México – Veracruz (Vía

Jalapa) en las afueras de la Cd. de Veracruz, Estado de Veracruz, a una cota

promedio medida en campo de 30 msnm (metros sobre el nivel del mar) entre el

Km (Kilómetro) núm. 430 y Km 435 de la citada Vía. En la Tabla I.1 se listan las

coordenadas del eje que representa la longitud del gasoducto, mismo que en el

ancho de su derecho de vía carece y limita con terrenos desprovistos de cubierta

vegetal, localizándose en una zona con uso de suelo predominantemente

industrial de acuerdo a la sectorización que enmarcaba la Versión inicial del

Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del

Río – Medellín – Alvarado (del año 1988, con Actualización 2002-2004 que será

analizada posteriormente en el Capítulo III para justificar la compatibilidad del

proyecto con los lineamientos y/o disposiciones establecidas para el sitio en dicho

instrumento de regulación) como se podrá observar en la Fig. I.1 y Plano No. 7:

Sectores Plan de Ordenamiento adjunto, Escala 1:15,000 del Anexo 1.




Tabla I.1. Coordenadas proyectadas en el Sistema Universal Transverso de Mercator (Datum WGS

84 Zona 14) del eje central que define la trayectoria del gasoducto.

ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y

1 787802.795 2122655.720 24 788855.541 2123095.059

2 787872.945 2122527.733 25 788776.357 2123123.952

3 788667.918 2123164.848 26 788667.903 2123164.854

4 788663.567 2123166.314 27 788675.348 2123162.046

5 788589.541 2123196.957 28 788667.903 2123164.854

6 788552.589 2123210.987 29 788855.328 2123095.157

7 788515.244 2123225.537 30 789033.096 2123028.280

8 788384.395 2123274.776 31 789066.709 2123015.610

9 788307.368 2123302.534 32 789202.246 2122951.274

10 788270.311 2123314.909 33 789379.672 2122882.075

11 788119.651 2123370.103 34 789606.037 2122797.636

12 788082.229 2123384.047 35 789762.941 2122734.758

13 788044.057 2123396.194 36 789820.782 2122710.795

14 788016.164 2123390.333 37 789878.080 2122691.144

15 788010.280 2123375.550 38 789946.207 2122670.263

16 787999.099 2123095.552 39 790058.229 2122630.024

17 787998.331 2123056.167 40 790244.310 2122558.736

18 787991.753 2122919.787 41 790471.984 2122484.258

19 787985.265 2122802.950 42 790614.403 2122429.099

20 787965.365 2122782.660 43 790673.171 2122408.548

21 787940.698 2122748.743 44 790951.041 2122301.390

22 787912.156 2122720.758 45 791017.364 2122274.220

23 787802.795 2122655.720 46 791109.908 2122233.120

47 791170.423 2122186.368




Figura I.1. Imagen de Google Earth que muestra de manera general el eje del gasoducto resaltado

en color amarillo.

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto Se estima una vida útil para la instalación de 30 años, misma que al concluir

deberá ser reemplazada para estar en condiciones de reestablecer el servicio.

I.1.4 Presentación de la documentación legal

Se anexa copia impresa del Instrumento No. 17,657 que obra en el Libro 625, que

hace constar el Contrato de Promesa Bilateral de Compra Venta y el Contrato de

Comodato que celebran Lorenzo Raúl Acierno Milchorena, León Arnulfo Flores

González y María Magdalena Elizondo Dávila con Autoabastecedora de Gas

Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V., ante el Lic. César Valente Martín Ortega,

Titular de la Notaría Pública No. 14 en el Municipio de Veracruz, Ver., el 18 de

Abril de 2008, como documentación que acredita el derecho para ejecutar el

proyecto en el área propuesta (adjunta en el Anexo 2 que contiene la

documentación de la empresa promovente del trámite).




I.2 Promovente

I.2.1 Nombre o razón social

Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V. (se adjunta también

I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal como Director de Operaciones de GULF

Protección datos personales LFTAIPG







I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal

GULF ENERGY DE MÉXICO, S. de R.L. de C.V.

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

I.3.1 Nombre o Razón Social

Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C. (se adjunta copia impresa

del Acta Constitutiva en el Anexo 3 que contiene la documentación de la empresa

responsable de la elaboración de la MIA-P).

I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP

Fiscal e Inscripción en el Registro Federal de Contribuyentes en el Anexo 3).

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio

Otros participantes:








CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

II.1 Información del proyecto

Se somete nuevamente a evaluación y dictaminación de la Dirección General de

Impacto y Riesgo Ambiental de la SEMARNAT, la presente Manifestación de

Impacto Ambiental, modalidad Particular (MIA-P) incluyendo Actividad Altamente

Riesgosa, en virtud de que es competencia de esa Unidad Administrativa las

regulaciones sobre la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos, de

acuerdo a lo estipulado en el Artículo 28 (Fracción I) de la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) y 5º Inciso C) de su

Reglamento en Materia del Impacto Ambiental. Por otra parte, ya que la

realización de la obra no involucra procesos de cambio de uso de suelo (será

requerido únicamente la eliminación máxima de 100 ejemplares de porte arbóreo

que se distribuyen como “cerco vivo” de manera aledaña al cerco que delimita la

propiedad de los terrenos, sin conformar un mosaico de asociación vegetal), se

señala que no se considera la presentación del correspondiente Estudio Técnico

Justificativo como solicitud de Autorización en cumplimiento a la normatividad

aplicable en materia forestal.

II.1.1 Naturaleza del proyecto

El Plan Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con

una longitud total de 4.28 Km con origen en la Estación No. 1 “City Gate” hacia la

Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de Tenaris-TAMSA), corriendo de

manera paralela al Camino a Santa Rita - Soledad de Doblado y sobre el derecho

de vía hasta entroncar con la Carretera Federal México - Veracruz (Vía Jalapa)

con una longitud parcial de 0.88 Km, continuando posteriormente también en

paralelo a la Carretera en mención con una extensión de 3.4 Km sobre su derecho

de vía con una derivación a la Estación No. 3 en la zona de Gran Prideco que

conectará en un futuro al Parque Industrial Santa Fé.




Con el establecimiento de la infraestructura propuesta se pretende satisfacer la

demanda de las industrias ubicadas en el PIBP desde el Gasoducto Cactus – San

Fernando de 48” (punto de interconexión localizado en el cadenamiento

385+896.00 del mismo ducto) con las siguientes características:

- Presión máxima: 70 Kg/cm2 (Kilogramos por centímetro cuadrado), con un flujo

de gas de 147,895 m3/hr (metros cúbicos por hora).

- Presión normal: 25 Kg/cm2 con un flujo de 110,404 m3/hr.

- Presión mínima: 22 Kg/cm2 con un flujo de 8,660 m3/hr.

El sistema de transporte contará, además de la Estación de bombeo y medición,

así como las instalaciones de entrega requeridas, de lo siguiente:

- Trampa de envío de diablos (TED).

- Trampa de recibo de diablos (TRD).

- Patín de regulación y medición.

- Patín de regulación y medición en Tenaris-TAMSA.

- Sistema de control de válvulas.

- Cuarto con equipo de telecomunicación y monitoreo en áreas del comprador.

- Sistema de alimentación eléctrica propio.

- Sistema de relevo por sobre-presión.

El diseño, la ingeniería, construcción, operación y mantenimiento del ducto y

demás instalaciones cumplirá con los requerimientos establecidos en los

estándares internacionales con referencia a las Normas Oficiales Mexicanas

aplicables a los ductos de transporte de hidrocarburos.

La Estación No. 1 se ubicará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de

48”. La recepción del gas será a una presión de 70 Kg/cm2, pasando

posteriormente por un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de




medición y un sistema de regulación que bajará la presión a 25 Kg/cm2 para ser

inyectado en el gasoducto cercano a la TED.

La Estación No. 2 (que se ubicará al interior de la Planta de Tenaris-TAMSA), se

interconectará al gasoducto a 2.37 Km de la Estación No. 1. En ella se hallará una

válvula reductora de 25 Kg/cm2 a 8 Kg/cm2, luego la tubería en 18” de diámetro

seguirá enterrada dentro de las instalaciones en una longitud de 280 m (metros)

para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente una longitud aproximada

de 340 m para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la

estación reguladora actualmente en uso.

La Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, contará con la trampa

de diablos de recibo correspondiente, un sistema de regulación de baja presión

para el cambio de 25 Kg/cm2 a 15 Kg/cm2 y un manifold de cinco válculas para

interconectar a otras empresas de la zona.

Se hace mención de que las tuberías a utilizar (de 18” de diámetro sin costura)

cumplen con las siguientes características:

• Serán las adecuadas para cumplir con el propósito requerido y con el

concepto de una aplicación efectiva de los costos asociados.

• Serán diseñadas y construidas cumpliendo con los códigos y normas

aplicables.

• Serán certificables.

• Se consideran factibles de ser construidas para operar en forma segura.

• Estarán diseñadas para una vida útil de 30 años.

• Mantendrán el diámetro interior constante para las líneas que tendrán

susceptibilidad de corrida de diablos instrumentados.

• Estarán diseñadas de modo que generen niveles altos de seguridad.




• Como factor adicional y con la finalidad de permitir dar mayor flexibilidad en

el uso futuro de la línea, estarán diseñadas considerando tres metros

adicionales de eventual enterramiento respecto del espesor.

• Estarán protegidas de la corrosión exterior con la selección de un

recubrimiento anticorrosivo adecuado y la aplicación de un sistema de

protección catódica.

Presión de Diseño La tubería será diseñada para una presión interna de diseño igual a la presión

máxima de operación, que es equivalente a 70 Kg/cm2.

Temperatura de Diseño Para el diseño se considerará la temperatura media anual según los datos del

Municipio involucrado, que es de 25.4°C (Grados Centígrados). La temperatura

máxima detectada es de 42.7°C con fecha 04 de Marzo de 1983.

Composición del Gas La composición del gas natural se establece de acuerdo con lo indicado en la

Norma Oficial Mexicana: NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural (que

cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural).

Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural

correspondientes a la presión absoluta de 98.07 kPa (Kilopascales) y temperatura

de 293.15 K (Grados Kelvin).

Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural

correspondientes a la presión absoluta de 101.33 kPa y temperatura de 288.71 K.

La composición y el conjunto de características físico-químicas que posee el gas

natural se da acuerdo con las propiedades siguientes, las cuales se indican en la

norma de referencia:




a) Poder calorífico, Índice Wobbe;

b) Densidad, factor de compresibilidad;

c) Densidad relativa y puntos de rocío;

El Índice Wobbe es la relación del poder calorífico superior (HS) en base

volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa (√?), de

acuerdo con:

W ? = Hs / √

El componente principal del gas natural es el metano con pequeñas cantidades de

hidrocarburos pesados y gases no combustibles. La determinación de las

concentraciones de los componentes principales, secundarios y trazas, se realiza

de conformidad con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no

previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida. Se

pueden tomar como referencia los métodos indicados en la bibliografía de la

Norma Oficial Mexicana. Los componentes presentes en el gas natural son:

- Componentes principales: metano, etano, propano, butanos, pentanos más

pesados, nitrógeno y bióxido de carbono.

- Componentes secundarios: hidrógeno, oxígeno, monóxido de carbono, helio.

- Trazas: ácido sulfhídrico, mercaptanos, azufre total.

Propiedades del gas La Tabla II.1 refiere las propiedades del gas natural en condiciones base de

presión y temperatura. El factor de corrección de 1 m3 (un metro cúbico) de gas

natural en condiciones estándar equivale a 1.05 m3 en condiciones base.




Tabla II.1. Propiedades del gas natural.

Propiedad Unidades Especificación

Mínimo Máximo Máximo Dic./2005 Máximo Dic./2007

Oxígeno % Vol. --- 0.2

Inertes

Nitrógeno (N2)

Bióxido de carbono (CO2)

Total de inertes

% Vol. ---

5.0

3.0

5.0

Contenido de licuables a

partir del propano (C3+)

O bien, temperatura de

rocío de 1 a 8,000 kPa

l/m3

K (°C)

--- 0.059

271.15 (-2)

0.050 0.045

Humedad (H2O) mg/m3 --- 112

Poder calorífico superior MJ/m3 35.42 41.53

Índice Wobbe MJ/m3 45.8 50.6

Ácido sulfhídrico (H2S) mg/m3 --- 6.1

Azufre total (S) mg/m3 --- 150.0

Material sólido ---- Libre de polvos, gomas y cualquier sólido que pueda ocasionar problemas en

los ductos y sus instalaciones. Así como en cantidades que provoquen

deterioro en los materiales que normalmente se encuentran en dichas

instalaciones y que afecten su utilización.

Líquidos ---- Libre de agua, aceite e hidrocarburos líquidos.

Donde:

MJ/m3 = megajoules por metro cúbico.

mg/m3 = miligramos por metro cúbico.

% Vol. = Porcentaje en volumen.

K = Grados Kelvin.

kPa = kiloPascal.

m3 = Metro cúbico en condiciones base.

II.1.2 Selección del sitio

La modalidad de transportación de hidrocarburos a través de tuberías presenta

enumerables ventajas, tales como la reducción del peligro de accidentes y

derrames cuando se usa este tipo de infraestructura, además de la agilización en




la distribución del producto, entre otras no menos importantes. La ejecución del

presente proyecto significa un incremento en la utilización de tuberías

subterráneas ya en marcha en la zona geográfica de Veracruz, lo cual implica

mayores posibilidades de protección al ambiente natural y socioeconómico. Se

señala que no se consideraron sitios alternativos para la realización de la obra;

siendo el criterio primordial su ubicación en una zona con uso predominantemente

industrial, siendo otro factor de suma importancia la disponibilidad de servicios y

mano de obra capacitada en el país y la ubicación estratégica de la zona al contar

con un fácil acceso. Se citan además los siguientes criterios de selección para la

definición de la trayectoria:

a) Criterios de ingeniería:

• Que la trayectoria del gasoducto cubriera la menor longitud posible.

• Utilizar al máximo la infraestructura del sector que se distribuye actualmente en

la región.

• Construir preferentemente sobre superficies planas.

b) Criterios socioeconómicos:

• Evitar afectar en lo máximo los núcleos de población, considerando su posible

radio de crecimiento.

• Contar con la factibilidad de poder adquirir el permiso de paso por los predios

afectados.

c) Criterios ambientales:

• Ubicación fuera de Áreas Naturales Protegidas (ANP´s).

• Ubicación preferentemente fuera de zonas turísticas o con potencial turístico.

• La exclusión de zonas donde existan especies en riesgo

Por otra parte, es importante manifestar que la empresa constructora se ha

posicionado en los últimos años como una empresa de vanguardia desde el




tiempo de su constitución, teniendo siempre en mente los mercados y sus

necesidades, por lo que representa una agrupación dinámica comprometida con el

desarrollo de estos conceptos dentro del ámbito industrial.

II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización

En las Tabla I.1 y Plano Topográfico adjunto, se señaló la pretendida ubicación del

gasoducto en el municipio de Veracruz, pudiendo observarse para mejor

referencia el Alineamiento general como Anexo 4; que detalla las características

de la trayectoria propuesta.

II.1.4. Inversión requerida

El monto total aproximado para la construcción de la obra es de $83´760,000.00

M.N. (ochenta y tres millones setecientos sesenta mil pesos 00/100 M.N.), lo que

equivale a USD 5´965,811.97 con un tipo de cambio de $14.04 por dólar al 25 de

Enero del año en curso en www.banamex.com.mx; incluyendo tramitaciones,

permisos, pagos de derechos, compra de las tuberías y ejecución constructiva del

proyecto. Los costos correspondientes a la ejecución de las medidas preventivas y

de mitigación se calculan en $2´512,800.00 (Dos millones quinientos doce mil

ochocientos pesos 00/100 M.N.).

II.1.5 Dimensiones del proyecto

En virtud de que se trata de un proyecto lineal, con una longitud de 4.28 Km de

acuerdo a la información manifestada en el Capítulo I, la Tabla II.2 presenta las

coordenadas del ancho del derecho de vía (ocho metros) que cubre la superficie

total (34,240 m2) desprovista en sí de una comunidad vegetal; haciendo mención

además de que la trayectoria no cruza por cuerpos de agua permanentes o áreas

de conservación decretadas por la Autoridad competente.

Se hace mención de que en la superficie mencionada no han sido consideradas el

resto de las instalaciones pertenecientes al proyecto, representadas por las

estaciones de bombeo y medición.




Tabla II.2. Coordenadas UTM (WGS 84 Zona 14) del derecho de vía que cubre la trayectoria.


1 1 788930.805 67 791106.803 2122227.964

2 2 788856.059 68 791077.440 2122241.298

3 3 788664.270 69 791077.507 2122241.268

4 4 788590.279 70 791014.959 2122268.746

5 5 788553.308 71 791015.098 2122268.688

6 6 788385.087 72 790948.775 2122295.857

7 7 788308.025 73 790948.870 2122295.819

8 8 788270.973 74 790845.736 2122336.005

9 9 788082.882 75 790845.767 2122335.993

10 10 788044.162 76 790671.032 2122402.965

11 11 788014.701 77 790671.198 2122402.904

12 12 788008.293 78 790612.429 2122423.456

13 13 787983.308 79 790612.276 2122423.512

14 14 787963.833 80 790580.684 2122435.539

15 15 787939.177 81 790580.639 2122435.556

16 16 787910.926 82 790469.772 2122478.777

17 17 787800.081 83 790470.125 2122478.576

18 18 787871.190 84 790242.452 2122553.054

19 19 789033.776 85 790242.191 2122553.145

20 20 788930.522 86 790056.090 2122624.441

21 21 789067.412 87 790056.208 2122624.397

22 22 789033.799 88 789944.186 2122664.637

23 23 789203.100 89 789876.328 2122685.428

24 24 789067.564 90 789944.455 2122664.547

25 25 789363.060 91 789876.328 2122685.418

26 26 789202.926 92 789818.842 2122705.140

27 27 789481.293 93 789751.377 2122732.859

28 28 789362.686 94 789818.521 2122705.294

29 29 789606.746 95 789710.066 2122748.671

30 30 789481.286 96 789751.578 2122732.781

31 31 789606.785 97 789680.376 2122761.136

32 32 789683.455 98 789709.950 2122748.719

33 33 789683.462 99 789603.795 2122792.094

34 34 789713.036 100 789680.465 2122761.069

35 35 789712.916 101 789603.912 2122792.048

36 36 789754.428 102 789478.452 2122839.767

37 37 789754.404 103 789478.565 2122839.702

38 38 789821.548 104 789359.957 2122882.912




39 39 789878.915 105 789360.143 2122882.760

40 40 789821.429 106 789200.009 2122945.736

41 41 789878.664 107 789199.682 2122945.873

42 42 789946.791 108 789064.145 2123010.209


43 43 790058.903 109 789064.600 2123010.016

44 44 789946.881 110 789030.987 2123022.686

45 45 790245.043 111 789031.057 2123022.660

46 46 790058.942 112 788927.803 2123060.126

47 47 790472.604 113 788927.879 2123060.098

48 48 790244.930 114 788853.133 2123089.596

49 49 790583.535 115 788665.784 2123159.234

50 50 790472.668 116 788587.326 2123191.374

51 51 790615.112 117 788382.319 2123269.140

52 52 790583.520 118 788286.018 2123303.342

53 53 790673.829 119 788080.269 2123378.368

54 54 790615.061 120 788043.744 2123389.991

55 55 790848.619 121 788020.553 2123385.118

56 56 790673.884 122 788016.240 2123374.284

57 57 790951.764 123 787991.137 2122800.359

58 58 790848.630 124 787969.962 2122778.770

59 59 791018.119 125 787945.261 2122744.805

60 60 790951.796 126 787915.846 2122715.964

61 61 791080.714 127 787810.848 2122653.522

62 62 791018.166 128 787878.212 2122530.620

63 63 791171.641 129 787871.190 2122526.771

64 64 791110.943 130 787878.212 2122530.620

65 65 791080.736 131 791171.641 2122187.945

66 66 791167.021 132 791167.021 2122181.437

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

sus colindancias

De acuerdo al Plano No. 2: Uso de Suelo y Vegetación, Escala 1:15,000, que

forma parte del Anexo Cartográfico adjunto al presente Estudio, la trayectoria del

gasoducto se ubica principalmente en áreas que se constituyen como el derecho

de vía de la Carretera Federal México – Veracruz (Vía Jalapa), mismo que colinda

con terrenos de uso industrial y zonas de uso agropecuario sin atravesar ninguna

corriente superficial como lo muestra el Plano No. 8: Hidrología Superficial en el

Anexo 1; información que pudo constatarse durante los recorridos efectuados de

manera previa a la elaboración de esta MIA-P, identificándose en las limitantes




zonas con uso agrícola y pecuario y derechos de vía donde el cambio de uso de

suelo ya se ha dado con anterioridad a la realización del proyecto propuesto por la

ejecución de diferentes actividades productivas de los pobladores de la región. De

manera general, el área de estudio presenta escurrimientos del 0 al 5%. En

relación a los recursos subterráneos (ver Plano No. 9: Hidrología Subterránea,

elaborado tomando como base la Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas E14-3

del INEGI), la zona se constituye por materiales consolidados con posibilidades

altas.

Aún y cuando la obra se constituye como un proyecto lineal, esta no atraviesa

escorrentías superficiales intermitentes que pudieran presentan caudal en épocas

de mayor precipitación; ubicándose el área de estudio aproximadamente a 500 m

en línea recta de su punto más cercano al Río Grande (como podrá observarse en

el Plano No. 6: Cuerpos de Agua Cercanos, Escala 1:45,000 del Anexo

Cartográfico, habiéndose elaborado un Modelo Hidrológico con base en el Modelo

Digital de Elevaciones SRTM para tal fin), corriente de tipo permanente

proveniente del Norte que no será afectada por el desarrollo del proyecto.

En general, la trayectoria propuesta no se localiza en zonas de aprovechamiento

restringido para la vida silvestre, así como tampoco dentro de las ANP´s de

regulación federal ubicadas en el Estado (el Sistema Arrecifal Veracruzano en el

Golfo de México es la más cercana al área de estudio, misma que se localiza a

una distancia aproximada de ocho kilómetros al Noreste), como se observa en el

Plano No. 10: AICA´s y ANP´s, Escala 1:50,000 del Anexo 1.

Por otra parte, en relación al Programa de Regiones Prioritarias para la

Conservación impulsado por la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de

la Biodiversidad (CONABIO) a nivel de nación, no se ubica tampoco dentro de los

límites que cubren la Región Terrestre Prioritaria (RTP) “Dunas Costeras del

Centro de Veracruz”, la Región Marina Prioritaria (RMP) “Laguna Verde-Antón

Lizardo” ni la Región Hidrológica Prioritaria (RHP) “Río La Antigua”, localizadas a




distancias aproximadas en línea recta de poco más de cuatro kilómetros, menos

de seis kilómetros y dos kilómetros respecto del área de estudio (ver Plano No. 11:

Regiones Prioritarias del Anexo Cartográfico, Escala 1:50,000).

Finalmente, en referencia al contenido del Plano No. 10, es importante hacer

mención que el sitio se ubica totalmente dentro de la circunscripción del Área de

Importancia para la Conservación de las Aves nombrada como “Centro de

Veracruz” (AICA SE-03); sin embargo, no se prevé afectación alguna a las

comunidades de fauna silvestre por la ejecución del proyecto, dado que este se

ubica en una zona donde predomina el uso industrial, donde se presume que las

especies se han ido desplazando a otras áreas donde la vegetación se encuentra

mayormente conservada. Sobre este respecto, el centro de Veracruz es una

región crítica para aproximadamente un número de 236 especies migratorias

neotropicales de relevancia a escala mundial, con además poblaciones de unas 12

especies de aves endémicas o de distribución restringida y cuatro de las 19 aves

enlistadas para México en el Libro Rojo de la IUCN (Unión Internacional para la

Conservación de la Naturaleza). Posee así mismo el 34% de las especies de la

NOM-059-SEMARNAT-2001 en sus ecosistemas de Matorral xerófilo, Bosque de

coníferas y encino y Bosque mesófilo característicos.

La región del centro de Veracruz está formada por una "extensión" del eje

neovolcánico al este del Volcán Cofre de Perote, que parte la Planicie Costera del

Golfo en dos mitades. Con el único manchón de selvas bajas en la vertiente del

Golfo (exceptuando la parte norte de la Península de Yucatán), la región tiene

adicionalmente 18 tipos de vegetación y una variación de pisos altitudinales de 0 a

4,400 msnm en una distancia lineal de aproximadamente 85 Km.

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos

Dado que el sitio se ubica en una zona con uso industrial sin involucrar ningún

cruce de espacios habitacionales, la obra contará con la factibilidad de poder

conectarse a los servicios públicos de agua potable, red de drenaje y energía




eléctrica; además de contar con los servicios de apoyo telefónico, limpia y

seguridad, pavimentación y alumbrado público al igual que los grupos industriales

que se distribuyen en los alrededores del área de estudio. Así mismo, para

cualquier eventualidad o emergencia que pudiera presentarse durante la ejecución

de la obra se recurrirá a los centros de salud y estación de bomberos del

Municipio; por lo que no se requerirá construir ninguna infraestructura adicional

para la operación del proyecto. En lo referente al acceso a la trayectoria, este

puede ser tanto por la Carretera Federal México – Veracruz (Vía Jalapa) en su

mayor extensión, así como por el camino que comunica al poblado de Santa Rita,

sin requerirse de la apertura de nuevos caminos de acceso.

Servicios requeridos a) Agua. En las diversas etapas que comprende el proyecto (Preparación del sitio,

Construcción y Operación y mantenimiento) se utilizará agua purificada para

consumo del personal que labore en las diferentes actividades, la cual será

adquirida en los establecimientos comerciales ubicados en la misma localidad.

b) Hospedaje. El personal que se contrate durante las etapas de Preparación del

sitio y Construcción será preferentemente originario de la misma zona, con la

finalidad de que pernocten en sus hogares; para el caso de los trabajadores

foráneos se aprovecharán los servicios que se ofrecen en el Municipio o en su

caso se arrendarán casas disponibles en las localidades cercanas al trazo, por lo

tanto, no será necesario instalar campamentos para este fin.

c) Alimentación. Para el personal que no sea originario de la zona, se hará uso

de los restaurantes o fondas establecidas en los lugares cercanos al sitio de la

obra.

d) Combustible. Se requerirá de gasolina y diesel para los vehículos automotores

y maquinaria que se utilice durante el desarrollo del proyecto; dichos combustibles

se adquirirán en las estaciones de servicio locales de acuerdo a las cantidades




que se vayan requiriendo para evitar su almacenamiento; su mantenimiento se

hará en los centros urbanos cercanos, o bien, de existir algún percance mayor en

el área del proyecto, se tomarán las medidas necesarias para evitar impactos

ambientales.

II.2 Características particulares del proyecto

En los siguientes apartados se ofrece información sobre la planeación de la obra,

destacando las características de diseño en relación a su participación en la

reducción de alteraciones al ambiente. De manera general, se hace énfasis

nuevamente en que para la totalidad de la trayectoria no se requiere de la apertura

del terreno como cambio de uso de suelo, ya que su trazo estará compartido con

derechos de vía afectados en sus condiciones naturales con anterioridad.

II.2.1 Programa general de trabajo

El programa de trabajo tiene por objeto precisar las actividades a realizar y los

períodos en que se llevarán a cabo cada una de éstas; con lo cual se pretende

optimizar los recursos, mejorando los rendimientos que permitan medir el avance y

la valoración de las actividades, previendo de esta manera las necesidades de

materiales, equipos y recursos económicos. El Anexo 5 muestra el esquema

calendarizado de construcción, desglosado por obras y actividades. Se solicita una

vigencia en la autorización de 16 meses, esperando que cualquier eventualidad no

dificulte la ejecución de los trabajos técnicos derivado de eventos climáticos.

II.2.2 Preparación del Sitio Durante el levantamiento topográfico ya realizado se ubicó físicamente en el

terreno el eje diseñado en gabinete, colocando puntos de partida y destino, así

como cruzamientos con vías de comunicación que sirven para definir el rumbo de

la trayectoria del gasoducto. Así mismo, derivado del Estudio Geotécnico realizado

se identificó el tipo de suelo y las condiciones estratigráficas para formular una

serie de recomendaciones en el diseño del proyecto, por lo que de manera

general, la preparación del terreno incluye las siguientes obras y/o actividades:




a) Para el tendido de la línea regular:

- Trazo y estacado del trayecto donde se alojará la tubería.

- Limpieza del área y acondicionamiento para el almacenamiento del material en

todo el trayecto; incluyendo tanto la limpieza como los cortes para nivelación y

colocación de costales de arena con la finalidad de recibir y proteger la tubería.

- Excavación de la zanja para alojar el ducto en la trayectoria.

- Relleno de la zanja y compactado una vez completados los trabajos y probadas

las secciones del ducto.

b) Para la construcción de las estaciones de medición y regulación:

- Limpieza del área donde se ubicarán las estaciones y trazo para su posterior

edificación.

- Corte, relleno, nivelación y compactado del área de las estaciones.

- Excavaciones para desplantar los cimientos de las estructuras (barda perimetral,

casetas de vigilancia y control, bases de apoyo de equipos y tubería y áreas de

drenaje).

- Relleno y compactación de áreas de desplante de estructuras y tapado de

drenajes.

Limpieza del terreno

Se realizará una limpieza completa de la maleza presente en la franja de

afectación y los componentes arbóreos que se distribuyen como cerco vivo, en

todos los espacios de trabajo temporal ubicados en las zonas de uso

agropecuario. La cuadrilla de apertura realizará una nivelación mínima para

facilitar el acceso de los vehículos empleados para transportar el personal, el

combustible y los equipos a la obra.

Apertura de la franja de afectación

Las operaciones de excavación en seco tanto en la línea del ducto como las

estaciones de medición y regulación, se realizarán después de que haya




terminado la limpieza del terreno. De manera anterior a la ejecución de las

prácticas de excavación, se mantendrá el drenaje apropiado para prevenir

acumulaciones de agua en la trayectoria. La capa superficial del suelo será

almacenado fuera de las zonas de zanjeo para su posterior utilización durante las

labores de nivelación.

El personal de inspección controlará que:

• Los linderos de la franja de afectación temporal estén claramente señalados y

que la apertura del terreno no rebase los límites del derecho de vía.

• Los servicios canalizados sean excavados a mano, marcados y protegidos.

• No se haya bloqueado el drenaje.

• El material resultante no sea colocado dentro de los cursos de agua.

Nivelación

La franja de afectación será nivelada a fin de proveer una superficie de trabajo a

nivel con un ancho de ocho metros para el tendido de la tubería. La nivelación

constará de las siguientes zonas:

• Zona de almacenaje de los desechos de la zanja.

• Zona de la zanja.

• Zona de la tubería.

• Zona para la operación de los equipos de tendido de la tubería.

El personal de inspección revisará que:

• Los cortes y apilamientos no representen ningún peligro para los trabajadores y

se realicen dentro de los límites de la franja de afectación.

• La tierra suelta no sea colocada dentro de los cursos de agua.

• El perfil de la franja de afectación final permita a la tubería ser doblada y

tendida sobre suelo inalterado, donde sea posible.




Las áreas en donde se instalarán las válvulas y estaciones serán niveladas con la

cota especificada en los planos constructivos. Donde se requieran cortes y

rellenos, los linderos del sitio deberán ser marcados y estacados de manera

adecuada a fin de asegurar que la cota final sea según lo especificado por los

topógrafos del contratista.

Insumos y servicios requeridos - Agua. Se utilizará agua cruda para el relleno y compactación del terreno,

transportada y regada por medio de pipas, estimándose un volumen aproximado

de 380.00 m3. Para la construcción de estructuras tanto en línea regular como en

las estaciones, se considera emplear un volumen aproximado de 120.00 m3, el

cual será suministrado también por medio de pipas y almacenado en recipientes

para su consumo en los sitios requeridos.

Para la prueba hidráulica de la línea regular, consistente en el llenado y bombeo

para alcanzar la presión de prueba, esta será suministrada y descargada

directamente al ducto, lo que podría alcanzar un consumo de hasta 700 m3.

- Materiales Para el acondicionamiento de las áreas donde se va a almacenar la tubería sobre

el derecho de vía, se considera que los volúmenes de material para crear rampas

de acceso no será representativo; sin embargo, para la nivelación de la Estación

de medición y regulación el volumen puede llegar a 3,400 m3 de arena de medano

de la región y balastro, mismos que se obtendrán de los bancos autorizados mas

cercanos al sitio, requiriendo para su trasporte al sitio de camiones tipo volteo.

Para el acomodo, compactado y nivelado, se utilizará una motoconformadora y

rodillo vibratorio.

- Maquinaria y equipo La Tabla siguiente enlista la maquinaria y equipos a utilizar durante las etapas de

Preparación del sitio y Construcción.




Tabla II.3. Maquinaria y equipos a utilizar durante la preparación del sitio y construcción de la obra.

Actividad Equipo Cantidad Periodo (No. jornales)

LÍNEA REGULAR

Limpieza y acondicionamiento del

terreno

Tractor bulldozer 1 20

Excavación de la zanja Retroexcavadora - pala mecánica sobre

neumáticos

2 20

Colocación de la cama de arena Camión volteo y retroexcavadora - pala

mecánica sobre neumáticos

2 24

Distribución de la tubería en el DDV Tracto camión Plataforma y Grúa de 30

Ton (toneladas)

1 12

Corte, biselado y alineado de la tubería Equipo de oxiacetileno y Soldadora

portátil con Motor diesel de 300 Amp

(amperes) y equipo de alineación

tubería

2 12

Doblado de la tubería en campo Tiende tubos con mandril interior

(neumático hidráulico) con accesorios

1 12

Soldadura en juntas de la tubería Equipo de oxiacetileno y Soldadora con

Motor diesel de 300 Amp

2 15

Inspección radiográfica Laboratorio móvil de inspección

radiográfica y ultrasonido

1 10

Limpieza y parcheo de juntas de la

soldadura

Compresor portátil con Motor diesel de

365 pcm con equipo de sandblast y de

aplicación de pintura por aspersión

1 10

Bajado de la tubería Tiende tubos con bandas de bajado 2 10

Prueba de hermeticidad Compresor, bombas y soladora 1 7

Relleno de la zanja y compactación Retroexcavadora - pala mecánica sobre

neumáticos y rodillo vibratorio

1 10

Retiro de material sobrante producto

del acondicionamiento y la excavación

Camión volteo y retroexcavadora - pala

mecánica sobre neumáticos

1 8

ESTACIONES DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN


terreno

Retroexcavadora - pala mecánica sobre

neumáticos

1 6

Corte, relleno, nivelación y

compactación del área

Motoconformadora y rodillo vibratorio 1 14

Excavación para desplante de

estructuras y drenaje


neumáticos

1 15

Desplante y construcción de las

estructuras (bardas, casetas, bases y

pavimentos)

Revolvedora de un saco, cortadora de

varilla, vibrador de concreto y andamios

1 35

Relleno, nivelación y compactación de

áreas de desplante de las estructuras


neumáticos y rodillo vibratorio

1 5




Montaje e instalación de equipos y

sistemas prefabricados y probados en

taller

Grúa de 20 Ton, Soldadora portátil con

Motor diesel de 300 Amp

1 12


Pruebas no destructivas de

hermeticidad y calibración de

espesores

Laboratorio móvil de inspección

radiográfica y ultrasonido

1 6

- Personal La Tabla siguiente enlista los requerimientos de personal durante las etapas de

Preparación del sitio y Construcción.

Tabla II.4. Requerimientos de personal durante la preparación del sitio y construcción de la obra.


LÍNEA REGULAR


terreno

1 Operador de equipo y 2 peones (2

Cuadrillas)

6 15

Excavación de la zanja 1 Operador de equipo y 2 peones (2

Cuadrillas)

6 15

Colocación de la cama de arena 2 Operadores de equipo y 2 peones (2

Cuadrillas)

8 10

Distribución de la tubería en el DDV 2 Operadores de equipo, 2 maniobristas y

2 peones

6 12

Corte, biselado y alineado de la

tubería

1 Oficial tubero, 1 soldador liniero y 2

ayudantes (2 Cuadrillas)

8 12

Doblado de la tubería en campo 2 Operadores de equipo, 1 tubero y 2

ayudantes

4 12

Soldadura en juntas de la tubería 1 Soldador liniero, 1 tubero y 2 ayudantes

(2 Cuadrillas)

8 15

Inspección radiográfica 1 Técnico y 1 ayudante 2 10

Limpieza y parcheo de juntas de la

soldadura

1 Tubero, 1 especialista y 2 ayudantes 4 10

Bajado de la tubería 1 Operador, 1 maniobrista y 2 ayudantes

(2 Cuadrillas)

8 10

Prueba de hermeticidad 2 Soldadores, 2 maniobristas, 2 operarios

de equipo, 6 ayudantes y 4 peones

14 7

Relleno de la zanja y compactación 2 Operadores y 2 peones 4 10

Retiro del material sobrante producto

del acondicionamiento y la

excavación

2 Operadores y 2 peones 4 8

ESTACIONES DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN

Limpieza y acondicionamiento del 1 Operador y 2 peones 3 6




terreno

Corte, relleno, nivelación y

compactación del área



Excavación para desplante de las

estructuras y drenaje

1 Operador y 2 peones 3 15

Desplante y construcción de las

estructuras (bardas, casetas, bases y

pavimentos)

3 Oficiales, 2 ayudantes y 4 peones 9 35

Relleno, nivelación y compactación

de las áreas de desplante de

estructuras


Montaje e instalación de equipos y

sistemas prefabricados y probados

en taller.

1 Operador, 1 soldador, 1 tubero, 1

eléctrico-instrumentista y 3 ayudantes

7 12

Pruebas no destructivas de

hermeticidad y calibración de

espesores

1 Técnico y 1 ayudante 2 6

- Combustible El principal combustible a utilizar durante esta etapa es el diesel para la operación

de los equipos, el cual deberá ser adquirido y transportado en recipientes con

cierre hermético y descargado y suministrado por medio de bombeo directo.

- Electricidad Durante la ejecución de dichos trabajos el requerimiento de energía eléctrica será

cubierto por equipos con sistema autónomo de generación.

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto Los requerimientos de apoyo durante la etapa de preparación y construcción, se

limitan al establecimiento de bodegas provisionales para el almacenamiento de los

materiales y equipos a utilizar y la vigilancia de la maquinaria, así como de la

ubicación estratégica de los sanitarios portátiles para uso del personal obrero

encargado de la ejecución de los trabajos.




a) Construcción de caminos de acceso

Dado que la longitud del gasoducto corre en su mayor parte de manera adyacente

a cuerpos carreteros, no será necesaria la apertura de nuevos caminos de acceso.

b) Almacenes y bodegas Los almacenes y bodegas requeridas estarán ubicados en áreas desprovistas de

vegetación colindantes al derecho de vía. En dichas instalaciones se guardará

únicamente el equipo, herramienta y maquinaria necesaria durante las etapas de

preparación del sitio y construcción de la obra, después de lo cual serán

desmanteladas.

No se contempla el establecimiento de talleres ni patios de servicio; en relación a

las actividades de mantenimiento, reparación de equipo o maquinaria, se

considera que estas se realizarán únicamente en casos eventuales ya que el sitio

se encuentra inmerso en una zona que cuenta con la infraestructura necesaria

para evitar la alteración de una superficie mayor a la requerida.

c) Campamentos, dormitorios y comedores Entre las políticas de la empresa constructora se considera no instalar dormitorios

y/o comedores en el sitio, puesto que la mayoría de los trabajadores se

contratarán en los poblados cercanos al proyecto y podrán pernoctar en sus

hogares. Para el caso del personal externo, se contempla utilizar la infraestructura

con que cuentan las localidades cercanas a la obra.

Se señala además que las oficinas principales de construcción se ubicarán en los

alrededores del proyecto dentro de la misma Ciudad; sin embargo, se considera

llegar a tener pequeñas oficinas de trabajo en la trayectoria del ducto con la

finalidad de atender el programa constructivo.




d) Instalaciones sanitarias Se utilizarán servicios sanitarios móviles (letrinas portátiles) para uso del personal

contratado (uno por cada 25 personas); mismos que se distribuirán

estratégicamente a lo largo de la trayectoria, sujetos a un adecuado programa de

mantenimiento a cargo de una compañía autorizada para el manejo de las aguas

residuales.

e) Bancos de material Para la realización de la obra no será necesaria la apertura de bancos de material.

II.2.4 Etapa de construcción

En esta sección se describe el plan de construcción y las pruebas hidrostáticas del

ducto, las estaciones y equipos complementarios. Por lo general, este tipo de

planes se encuentran estrechamente vinculados con el tipo de terreno, la geología

de la superficie, las características del subsuelo y los tipos de obstáculos, tanto los

ya identificados como aquellos posibles de encontrar a lo largo de la franja de

afectación.

Normalmente, el plan se encuentra estructurado de tal manera que la construcción

y puesta en marcha del servicio se realicen dentro de un plazo apropiado que

refleje las condiciones meteorológicas locales, al igual que otros factores

limitativos de la construcción, tales como la inundación pluvial y requisitos

ambientales, entre otros aspectos.

Las actividades comprendidas en la etapa de Construcción son las siguientes:

• Carga, acarreo, almacenamiento y tendido de la tubería.

• Doblado de la tubería.

• Soldado de la tubería.

• Pruebas no destructivas de la soldadura con radiografía.

• Recubrimiento de las uniones de soldadura en el campo.

• Zanjeado




• Reparación e inspección del recubrimiento.

• Bajada de la tubería a la zanja.

• Terminación de conexiones.

• Cruces (de caminos, carreteras y/o servicios entubados).

• Montajes prefabricados.

• Instalación de los sistemas de protección catódica.

• Limpieza y rehabilitación de la franja de afectación.

• Control de la erosión.

• Pruebas de verificación

• Puesta en servicio y arranque del sistema.

Carga, acarreo, almacenamiento y tendido del ducto La tubería proveniente del fabricante será recibida en un sitio apropiado o en un

lugar central de almacenamiento conveniente. La tubería será transportada desde

el lugar central de acumulación hasta los sitios de almacenamiento secundarios,

en ubicaciones convenientes que cuenten con buen acceso a la franja de

afectación.

Se utilizarán grúas para cargar la tubería a los camiones que la llevarán a la franja

de afectación, donde será descargada con tractocamiones y plumas sobre sacos

de arena. Se tomarán precauciones especiales para prevenir el daño a la tubería o

al recubrimiento, mismas que pueden consistir en el uso de protecciones de goma

u otro material apropiado entre la tubería y las cadenas de amarre.

Los inspectores controlarán que:

• La tubería se maneje con cuidado para prevenir daños a esta misma o al

recubrimiento, y que cualquier daño sea claramente marcado.

• Los caminos no sufran daños a raíz del manejo de la tubería.

• La tubería no se coloque ni se arrastre sobre el suelo.

• Las tuberías temporalmente apiladas estén apoyadas de manera adecuada y




segura.

• Se utilicen ganchos de extremidad que sean adecuados para cargar y

descargar la tubería.

Doblado de la tubería Previo a la soldadura, la tubería deberá doblarse para permitir cambios en la

dirección y en la profundidad de la zanja. El doblado podrá efectuarse antes o

después de que se complete el zanjeo. En terrenos donde se espera que la zanja

sea estable, ésta podrá excavarse previo al doblado, ajustando los dobleces al

contorno final de la zanja.

En la mayoría de los casos, la tubería deberá ser doblada de manera precisa para

evitar costos y demoras a raíz del corte o las redobladuras o la reexcavación de la

zanja durante la bajada de la tubería. Esto se logra en primer lugar mediante la

verificación de la longitud de cada tubo y el estacado de su ubicación propuesta a

lo largo de la línea de excavación. Las dobladuras requeridas son ubicadas y

medidas por el técnico de doblado, marcándose su ubicación exacta, el tipo de

curvado (convexa, cóncava, doblado lateral o combinación de éstas) y los grados

de curvado de cada tubo sobre el mismo. Las curvas cóncavas deberán medirse y

ser dobladas de tal manera que la tubería descanse en el fondo de la zanja. Las

convexas deberán tener una altura libre por sobre el punto alto del fondo de la

zanja.

La tubería será doblada empleando una máquina dobladora hidráulica y un

mandril interno. Los doblados se realizan estirando el material de la tubería en frío.

El contratista empleará uno o más tractores pluma para colocar la tubería en la

máquina dobladora y para reponerla sobre los polines posteriormente al doblado.

El técnico de doblado preverá las juntas sobrepuestas donde se requieran

conexiones (por ejemplo en los cruces de caminos, las curvas laterales, los puntos




de prueba). La cuadrilla de doblado normalmente posicionará el comienzo de la

unión de cada tramo a ser soldado colocando los polines a la altura requerida para

la soldadura.

Los inspectores controlarán el proceso de doblado para asegurar que:

• La tubería se maneje de tal manera que se evite el daño a la misma y al

recubrimiento.

• No se exceda la curvatura máxima permitida por diámetro de largo.

• Los doblados sean suaves, libres de arrugas, abolladuras o puntos planos.

Alineado y soldado Previo al inicio de la soldadura, se desarrollarán procedimientos de soldadura y

reparación calificatorios para todas las combinaciones de diámetros de tubería,

espesores de pared y calidades utilizados en la construcción de la tubería. A cada

soldador se le exigirá realizar una soldadura de prueba empleando un

procedimiento calificado en la tubería del proyecto, a fin de poder ser aprobado

para trabajar en el proyecto. Las radiografías y pruebas destructivas se realizarán

en las soldaduras de calificación de acuerdo al código o la norma pertinente.

Se requieren múltiples pasos de soldadura para completar cada unión. La cantidad

de pasos dependerá del espesor de la pared de tubería y el proceso de soldadura

utilizado.


• La tubería se esté manejando de tal manera que se eviten daños a la misma y

al recubrimiento.

• Todos los parámetros especificados por el procedimiento de soldadura se

estén cumpliendo y que los soldadores hayan sido calificados.




• El recubrimiento de la tubería esté protegido contra daños por salpicaduras de

la soldadura.

• Las condiciones meteorológicas sean aceptables para la soldadura.

• Toda extremidad abierta de los tramos soldados quede con casquete nocturno

bien asegurado al final de cada día.

• No se deje ningún material de desecho ni escombros, tales como los cabos de

las varillas para soldar en el derecho de vía o en la zanja del ducto.

Inspección radiográfica El equipo de inspección radiográfica deberá proveer un registro de la calidad de la

soldadura. Asimismo, este realizará las interpretaciones de las películas

radiográficas y notificará por escrito al contratista y al inspector de soldaduras de

la existencia de defectos y la índole de éstos. Las soldaduras que no cumplen con

los requisitos de aceptación descritos en las especificaciones de construcción

serán marcadas para indicar la necesidad de su reparación o reemplazo.

Zanjeado Las dimensiones mínimas de la zanja se establecerán de tal manera que se

asegure el cumplimiento de los requisitos mínimos de cobertura y que el material

de relleno fluya alrededor de la tubería y llene por debajo los cuadrantes inferiores

de la misma. La excavación se realizará a una profundidad que permita

establecer la cama de arena por debajo de la tubería.

Se requiere atención en los cruces y otras ubicaciones de conexiones para

excavar un ancho extra a fin de permitir que se realice la soldadura en la zanja.

La inspección controlará que:

• Las dimensiones de la zanja sean correctas.

• El zanjeo se realice a mano cerca de los servicios entubados subterráneos.

• La alineación de la zanja sea correcta.




• No se bloquee el drenaje y no se coloquen desechos dentro de los cruces de

agua.

Inspección y reparación del recubrimiento Toda zona de soldadura requiere limpieza y recubrimiento posterior a la

terminación del ensayo no destructivo. Generalmente, la tubería viene con pre-

recubrimiento de adhesión por fusión epóxico y el recubrimiento en campo de las

juntas de soldadura también empleará adhesión a base del epóxico a aplicarse en

sitio. Todo el recubrimiento será verificado eléctricamente para determinar si hay

daños o defectos. Las reparaciones se realizarán según sea necesario antes de

que la tubería se aloje en la cepa.

La inspección controlará que:

• Las soldaduras sean limpiadas correctamente previo al recubrimiento.

• Se usen temperaturas de precalentado y procedimientos de aplicación

correctos.

• Los detectores de fallas en el recubrimiento estén correctamente calibrados.

• Los recubrimientos de las uniones en base a adhesión por fusión epóxica

cumplan con las especificaciones de aplicación y de espesores mínimos.

Bajado de la tubería La tubería será bajada a la zanja usando diversos tractores pluma que trabajarán

de manera conjunta. El recubrimiento de la tubería será reinspeccionado mediante

uso de un detector de defectos en el recubrimiento y se realizarán las

reparaciones según sea necesario. Se usarán cunas deslizantes (que rodarán a

medida que la tubería sea levantada) o fajas anchas no abrasivas para bajar la

tubería a la zanja, dependiendo de la extensión del tramo y del terreno.

La tubería será apoyada sobre sacos de arena para que no tome contacto con el

fondo de suelo natural. En todos los casos, el fondo de la zanja será limpiado de




rocas sueltas, raíces y cualquier otro escombro que podría dañar el recubrimiento

de la misma.


• La tubería se maneje de tal manera que prevenga el daño a la misma y al

recubrimiento.

• El recubrimiento de la tubería sea inspeccionado con un detector de defectos

en el recubrimiento bien calibrado.

• Haya una cantidad apropiada de tractores pluma espaciados para prevenir la

sobretensión de la tubería y permitir su colocación en la zanja sin tomar contacto

con el suelo ni con las paredes de esta.

• Que la tubería se coloque sobre sacos de arena.

• Los requisitos de cobertura mínima sean cumplidos.

Relleno El relleno consiste en colocar nuevamente el material excavado en la zanja.

Cuando las condiciones del suelo lo permitan, esto se realizará inmediatamente

después de la bajada de la tubería a la zanja. Se dejarán aperturas para permitir el

drenaje natural a través del gasoducto.


• El material de relleno sea el adecuado y sea colocado en la zanja de tal

manera que no se dañe la tubería ni su recubrimiento;

• Las rocas con diámetro en exceso del especificado no se utilizarán en el

relleno.

Terminación de las conexiones Soldadura de conexión es el término que se utiliza para describir las soldaduras

realizadas en la zanja para completar el ducto. Se requieren soldaduras de

conexión en los cruzamientos (de caminos, de servicios entubados, de arroyos) y




dobladuras laterales, entre otros. La cuadrilla de relleno dejará libre cierta

distancia a fin de permitir que la tubería sea movida para su medición, corte y

alineación de soldadura. La cuadrilla de conexión recubrirá las soldaduras

terminadas previa radiografía y rellenará las zanjas abiertas. Las conexiones

necesitarán un 100% de inspección de prueba no destructiva con radiografía y

recubrimiento a base de epóxico.

Cruces (de caminos, carreteras, arroyos menores y servicios entubados) Una cuadrilla por separado trabajará independientemente de la cuadrilla de

conexión y construirá los cruces de caminos y carreteras. En caso de los

cruzamientos de servicios canalizados que requieren que se instale la tubería por

debajo de la instalación existente, éstos serán realizados por la cuadrilla de

conexión.


• Se cumplan los requisitos respecto al manejo de la tubería, excavación,

soldadura, recubrimiento y rellenado.

• Se instalen los letreros de advertencia y se utilicen otras disposiciones como

criterios de seguridad pública.

• Se cumpla con el espesor de la cubierta.

• La tubería sea adecuadamente soportada por los sacos de arena.

Montajes prefabricados Prefabricación es el término que se utiliza para describir los montajes que incluyen

tubería, válvulas, accesorios e instrumentos requeridos para la puesta en servicio

y la operación del ducto. Normalmente también incluye toda la soldadura para

completar estos montajes hasta el punto en que las piezas puedan ser acarreadas

a su ubicación final en secciones pre-ensambladas. Esta soldadura podrá

realizarse en un taller específicamente establecido por el contratista para el

proyecto, o podrá efectuarse utilizando un taller de fabricación de soldadura

establecido. El montaje será terminado e instalado por una cuadrilla de conexión.




Los montajes terminados deberán ser sometidos a un pre-ensayo a presión antes

de ser soldados al ducto y previo al rellenado. El pre-ensayo detectará y ubicará

cualquier fuga o material defectuoso que pueda ser reparado antes del ensayo del

ducto troncal.

Se requieren cimientos para soportar el peso de estos montajes y para absorber el

impulso de las purgas de gas. Estos cimientos serán bloques de concreto, pilotes

de concreto o pilotes de acero, dependiendo de las condiciones del suelo.


• La soldadura sea realizada por soldadores calificados previo procedimientos de

aprobación.

• Las soldaduras sean inspeccionadas por medio de radiografía.

• Los pre-ensayos a presión sean realizados de manera correcta.

• Las instalaciones, los recubrimientos y las conexiones se hayan realizado

correctamente.

• La pintura y las terminaciones en sitio se realicen según las especificaciones

requeridas.

Protección catódica La protección catódica y las instalaciones de mitigación de efectos de corriente

alterna, serán instaladas por el contratista en el momento oportuno. Normalmente

las conexiones de los conductores a la tubería serán realizadas por la cuadrilla de

conexión mediante uso de un proceso de soldadura térmica.

Limpieza y rehabilitación de la franja de afectación La limpieza incluirá la rehabilitación de la franja de afectación, de los espacios de

trabajo temporales y de las rutas de acceso provisionales a su estado final, para la

operación del ducto.

Las actividades especiales incluyen:

• La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes de excavación.




• La instalación de medidas de control de erosión.

• La reposición de la capa superficial del suelo.


• La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes excesivos se

realice en zonas aprobadas.

• Se efectúe la reposición de la capa superficial del suelo.

• Las medidas de control de la erosión estén correctamente construidas.

• Se realice la instalación correcta de los marcadores del gasoducto y de las

señales aéreas, al igual que el pintado de los postes.

• Se realice la remoción de todo el excedente de tubería y otros materiales de

construcción.

Control de la erosión El ducto terminado será protegido contra la erosión del suelo a lo largo de su vida

útil para prevenir daños y posibles fallas causadas por la eliminación de los

apoyos o por la fuerza de las corrientes de agua. Los métodos principales de

control de erosión consisten en la re-vegetación natural, la instalación de guías

sobre la línea de la zanja y la instalación de guías divisorias en las pendientes

para controlar el movimiento descendiente del agua superficial.

Prueba hidrostática El ducto terminado será sometido a una prueba hidrostática para comprobar la

integridad de los materiales e identificar cualquier fuga. El ducto será dividido en

tramos de prueba, con una diferencia de cota máxima para lograr mantener la

presión máxima y mínima durante la duración de la misma. Asimismo, se provee

una tolerancia para cambios de presión durante la duración del ensayo, a fin de

dar cuenta de las variaciones en la temperatura del medio ambiente.




Las cabezas de prueba con conexiones a válvulas necesarias para el llenado, la

presurización y las líneas de instrumento serán soldadas en cada extremidad del

tramo de prueba. El tramo será llenado con agua utilizando bombas que cuenten

con la capacidad de vencer presiones mayores debido a la altura hidrostática.

Varios tramos pueden ser llenados juntos y probados utilizando conexiones de

tubería temporales entre las cabezas de prueba.

El sistema será sometido a la prueba hidrostática durante un período mínimo de

ocho horas. Previo a su uso en las pruebas, todos los registradores de presión,

los registradores de temperatura y los indicadores de peso muerto serán

calibrados.

Los registros de prueba, incluyendo los formularios de calibración, las cartas de

presión y de temperatura y los registros de presión de peso muerto, se

mantendrán durante la vida útil del sistema. Estos registros estarán disponibles en

todo momento para su inspección por parte de las autoridades gubernamentales.

Toda tubería y accesorio que no haya sido incluido en los ensayos regulares del

gasoducto será sometido a prueba por separado, previo a su instalación y el 100%

de toda soldadura será inspeccionada a base de pruebas no destructivas.

Toda fuga que se detecte mediante las pruebas será localizada y reparada, y será

sometida a prueba nuevamente.


• Los tramos de prueba hayan sido limpiados y las soldaduras de las cabezas de

prueba hayan sido radiografiadas previo al llenado.

• Las cabezas de prueba y las válvulas sean diseñadas para una presión de

prueba máxima.

• La instrumentación se haya calibrado y esté correctamente instalada y

funcionando según sea necesario.




• La fuente de suministro de agua cuente con un caudal suficiente, que la calidad

del agua sea aceptable y que se utilicen mallas y filtros durante el llenado del

gasoducto.

• Las señales de advertencia estén colocadas en todos los puntos de acceso

públicos y en todos los puntos donde la tubería o los accesorios estén expuestos.

• No haya ningún tipo de maquinaria trabajando en la franja de afectación

mientras se esté probando la tubería.

• Se elaboren gráficas de funcionamiento por personal calificado y se complete

la documentación de manera correcta.

• La presión de prueba sea liberada de inmediato y de manera segura después

que la prueba haya sido aceptada.

• El vaciado del agua se lleve a cabo cumpliendo con la normatividad aplicable y

en su caso, evite la erosión o daños a la propiedad pública o privada.

• Las corridas con diablos de vaciado en seco se realicen para remover toda el

agua sobrante.

• El agua sea eliminada de los cuerpos de las válvulas.

Si bien los códigos de ductos no determinan criterios para el agua que se utiliza

durante las pruebas hidrostáticas, se deberá utilizar agua que no contenga lodos

ni materia extraña en suspensión ni componentes corrosivos dañinos, a menos

que ésta pueda ser tratada de manera satisfactoria mediante el uso de filtros o

aditivos químicos. Por lo general, existen más inquietudes respecto a la calidad del

agua que será devuelta al medio ambiente de manera posterior al ensayo, que

respecto a la calidad del agua que se utiliza antes de la prueba.

Se realizarán análisis del agua utilizada a fin de determinar si existe la posibilidad

de contaminación del ducto por bacterias de hierro y de azufre. Las bacterias de

hierro son capaces de utilizar el material de la tubería como combustible

metabólico, lo cual podría resultar en porosidad por corrosión en la pared de la

tubería y/o la reducción del diámetro interno a raíz de la sedimentación.




Las bacterias de azufre son capaces de reducir los diversos compuestos de azufre

a hidrógeno sulfurado, causando problemas de corrosión y/o la reducción en el

diámetro interior de la tubería a raíz de la sedimentación. La solución al problema

de la contaminación bacterial sería tratar el agua a medida que entre al ducto.

Puesta en servicio y arranque del sistema Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de las

instalaciones serán elaborados durante la fase de diseño.

a) Puesta en servicio de la estación En general, la puesta en servicio de una instalación involucra los siguientes

aspectos:

• Verificación de la construcción, la edificación y los procedimientos de pruebas

previas a la puesta en servicio de los equipos y sistemas a fin de asegurar su

ejecución completa y correcta. Todo incumplimiento con las especificaciones y

deficiencia será rectificado.

• La puesta en servicio de las instalaciones se realizará con base a la

verificación de cada sistema uno por uno. Este trabajo pondrá a la estación y a sus

equipos y sistemas en un estado operativo completamente probado. El

funcionamiento y el rendimiento de todo el equipo será revisado y verificado.

Por otra parte, las principales actividades de la puesta en servicio incluyen:

• La verificación de la construcción según el diagrama de tubería e instrumentos.

• La verificación de los enlaces de control de la estación.

• La verificación de los enlaces de la unidad.

• La puesta en servicio de las válvulas y del operador.

• La prueba hidrostática de todas las tuberías.

• La purga de la tubería de alta presión.

• La puesta en servicio del sistema y servicio de aire comprimido.

• La simulación del software de control de la unidad.




• La verificación de la simulación del Paro de emergencia.

• La puesta en servicio del suministro eléctrico primario.

• La puesta en servicio del sistema de distribución de energía eléctrica principal.

• La puesta en servicio del centro de control de motores.

• La verificación de tableros de distribución y de circuitos derivados.

• La verificación del sistema de suministro de energía no interrumpible.

• La prueba del sistema de protección catódica.

• Las verificaciones funcionales de los sistemas de medición, protección,

seguridad y alarma.

• La puesta en marcha lenta para las bombas, los motores, los sellos y demás

maquinaria y equipos mecánicos.

• El vaciado de los sistemas de lubricación y sellado hidráulico, ajuste de los

componentes de las bombas, limpieza de las mallas, calibración de los

instrumentos, dispositivos de alivio y alarma, verificación de la alineación en

caliente, lubricación y ajustes de los topes de las válvulas.

b) Puesta en servicio del ducto Los procedimientos y certificados de la puesta en servicio del ducto y las

instalaciones conexas serán elaborados durante la fase de diseño. En términos

generales, la puesta en servicio del ducto involucrará lo siguiente:

Pruebas

Al término de la construcción del ducto, todos los componentes del sistema serán

sometidos a las pruebas finales en preparación para su puesta en operación,

incluyendo:

• Pruebas de resistencia de la tubería presurizada.

• Prueba del sistema de protección catódica.

• Verificación de la operatividad de los sistemas eléctricos.

• Verificación de la operatividad de los sistemas de control, protección y alarmas.

• Verificación de la operatividad del sistema.




Puesta en marcha del ducto

La puesta en marcha contempla la puesta en servicio del sistema de manera

apropiada a fin de realizar las pruebas de rendimiento.

Previo al llenado del ducto, todos los sistemas de seguridad, incluyendo los

sistemas de paro de emergencia y de protección contra sobrecargas de presión,

entre otros, serán sometidos a prueba a fin de asegurar su correcto

funcionamiento.

La puesta en marcha consiste en lo siguiente:

• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el aire sea desplazado por el

nitrógeno, este por el gas natural para el proceso de interfase entre el purgado y el

llenado y para el llenado - empaque del sistema.

• Arranque de energía eléctrica y alumbrado, potencia auxiliar, control,

instrumentación, seguridad, paros de emergencia y sistema de comunicaciones.

• Electrificación y prueba de los sistemas de protección catódica.

• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el gas natural o el nitrógeno

sea desplazado en el sistema hasta la Instalación de entrega.

Todo venteo de aire y de gas desde el ducto durante la puesta en marcha se

realizará de manera segura y controlada a fin de prevenir los accidentes o eventos

de contaminación. La purga del ducto se realizará para prevenir cualquier mezcla

significante del gas con el aire. Se tomarán todas las precauciones necesarias

para prevenir el riesgo de incendios.

Puesta en servicio de la Instalación de entrega

Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de la

Instalación de entrega serán elaborados durante la fase de diseño. De manera




general, esta puesta en servicio involucra los mismos pasos señalados para la

estación.

Finalmente, aparte de la información expresada en los párrafos anteriores, se

hace mención de que El Anexo 6 contiene las Bases de diseño (Especificaciones

técnicas) que regirán de manera general la construcción de la red de gas natural

en comento y el Anexo 7 muestra el Diagrama de flujo del arreglo de proyecto

cuando se propuso anteriormente con un diámetro de 12”, así como los Diagramas

de tubería e instrumentación de la primer y segunda estación de regulacióin y

medición de flujo.

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento

Los Manuales de Operación y Mantenimiento se preparan de acuerdo con lo

estipulado en los Códigos aplicables, las Normas Oficiales Mexicanas y toda su

Reglamentación, y con base en la experiencia derivada de las actividades

realizadas por el operador. Estos manuales estarán disponibles antes de la puesta

en marcha del sistema y se revisarán y actualizarán periódicamente durante la

etapa de operación, con el fin de que siempre reflejen todos los principios de

ingeniería aplicables, la experiencia adquirida, el conocimiento obtenido sobre la

operación diaria del ducto, las consideraciones aplicables en materia de flujo de

Gas LP y las condiciones operativas del sistema.

En estos manuales se incluirán todos los planes de mantenimiento predictivo,

preventivo y correctivo y los procedimientos de operación. Cada componente del

sistema se manejará individualmente, incluyendo la siguiente información para

cada caso: antecedentes, requisitos reglamentarios y de las normas técnicas,

aspectos ambientales, instrucciones y procedimientos técnicos detallados,

programas de control y aseguramiento de la calidad, auditorias, aspectos

administrativos, etc.




La Tabla II.5 especifica de manera general el Programa de mantenimiento del

gasoducto y el Anexo 8 contiene el Manual de Procedimientos de Operación,

Mantenimiento y Atención a Emergencias elaborado por GULF ENERGY DE

MÉXICO, S. de R.L. de C.V.

Tabla II.5. Programa general de mantenimiento del gasoducto. 1. DERECHO DE VÍA Frecuencia Comentarios

1.1 Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB

1.2 Celaje Mensual

1.3 Revisión de señalamiento Mensual

1.4 Pintura de señales y postes protección catódica Anual

1.5 Reporte de actividades Mensual

2. INTERCONEXIÓN VÁLVULAS DE SECC.: Frecuencia Comentarios

2.1 Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB

2.2 Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB

2.3 Lubricación y engrasado de válvulas Trimestral Es responsabilidad de PGPB

2.4 Pinturas de muros, tuberías y válvulas Anual Operador o PGPB

2.5 Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB

2.6 Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB

2.7 Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB

2.8 Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB

2.9 Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB

3. DUCTO Frecuencia Comentarios

3.1 Verificación de protección mecánica Anual

3.2 Revisión de cruzamiento encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual

3.3 Revisión de obras especiales Mensual Se realiza reporte mensual

3.4 Detección de fugas Semestral Se realiza inspección en forma semestral

como lo requiere la Norma con equipo de

detección de fugas para ionización de flama

3.5 Reporte de actividades Semestral Se realiza reporte semestral y entrega a la

CRE (Comisión Reguladora de Energía)

3.6 Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Se realiza reporte semestral y entrega a la

CRE

4. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA Frecuencia Comentarios

4.1 Toma de potenciales de protección catódica Mensual,

Semestral

Se realizan muestreos aleatorios de forma

mensual y se toman todas las lecturas en

forma semestral. Se realiza reporte

semestral

4.2 Revisión de camas de ánodos Semestral




4.3 Revisión de aislamientos Semestral

4.4 Reporte de potenciales actividades Semestral

5. ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN 2 Y 3 (City-Gate y Estaciones 2 Y 3)

Frecuencia Comentarios

5.1 Reporte de operación - medición (ambas) Mensual

5.2 Limpieza general (ambas) Semanal

5.3 Pintura de la obra civil (caseta) (ambas) Anual

5.4 Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal

5.5 Revisión de señalamientos (ambas) Semanal

5.6 Detección de fugas (ambas) Diario Se realiza inspección en forma semestral

como lo requiera la Norma con equipo de

detección de fugas para ionización de flama

5.7 Pintura de obra mecánica (ambas) Anual

5.8 Revisión instalación eléctrica, reparación de focos

(ambas)

Semestral

5.9 Revisión del sistema de tierra física (ambas) Semestral

5.10 Revisión y limpieza de filtro y separadores (ambas) Semanal

5.11 Calibración de tuberías en zonas de desgaste

(ambas)

Anual Para evaluar la corrosión interna del

gasoducto, previamente se debe realizar un

estudio tubo - suelo. La medición de

espesores de la tubería aérea en zona de

cambio de dirección o reducción de diámetro

se realiza anualmente

5.12 Revisión, lubricación y engrase de válvulas de

paso (ambas)

Mensual

5.13 Revisión y ajuste de la válvula de control (ambas) Mensual

5.14 Revisión y calibración de las válvulas de relevo

(ambas)

Anual

5.15 Limpieza de placas de orificio (CITY-GATE) Mensual

5.16 Limpieza, revisión y calibración de tubos de

medición (ambas)

Anual El tubo no se calibra, solo requiere de la de

espesores rugosidad, esta actividad se

realiza trianualmente

5.17 Limpieza, revisión y calibración de medidores

(CITY-GATE)

Trimestral Las actividades se realizan acorde con los

acuerdos de realización con PGPB.

5.18 Limpieza y revisión de turbinas de medición

(estaciones industriales)

Mensual La turbina requiere la revisión de los

componentes de envío de pulsos y el

engrasado del elemento rotatorio.

5.19 Calibración de medidores (estaciones industriales) Lustro Cada cinco años máximo se debe mandar

calibrar la turbina

5.20 Limpieza, revisión y calibración de graficador

(CITY-GATE)

Trimestral Las actividades se realizan de acuerdo con

los acuerdos de realización con PGPB

5.21 Limpieza, revisión y calibración de manómetros

(ambas)

Semestral En caso que los equipos estén

descalibrados se recomienda reemplazarlos

por nuevos (el reemplazo de los equipos

está incluido)




5.22 Revisión y calibración del computador de flujo

(ambas)

Trimestral Las actividades se realizan de acuerdo con

los acuerdo realizados con PGPB

5.23 Reporte de calibración (ambas) Trimestral

5.24 Revisión de extinguidores manuales de fuego

(ambas)

Mensual

5.25 Limpieza, revisión y calibración de reguladores

(ambas)

Trimestral

6. CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA Frecuencia Comentarios

6.1 Actualización de planos Anual

6.2 Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual

6.3 Entrega del reporte anual para la CRE Anual

6.4 Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999,

“Transporte de gas natural” por parte de una Unidad de

Verificación debidamente acreditada y aprobada por la

EMA (Entidad Mexicana de Acreditación) y la CRE

respectivamente

Anual

Pruebas de verificación

a) Inspección radiográfica de uniones soldadas en tubería de acero al carbón y medición de espesores 1. El personal que tenga a su cargo la inspección radiográfica, deberá estar lo

suficientemente capacitado para realizar en óptimas condiciones el trabajo

encomendado.

2. La aptitud y conocimientos generales deberán ajustarse a los lineamientos

generales que recomienda ASNT-TC 1A de la Sociedad Americana de Pruebas

No Destructivas.

3. El personal debe cumplir con las indicaciones que señale la comisión nuclear y

salvaguardias.

4. La compañía de inspección radiográfica debe proporcionar a cada una de sus

unidades el equipo necesario y el material suficiente para la ejecución de los

trabajos.

5. Las máquinas de Rayos “X” serán de hasta 200 KV y las fuentes radioactivas

de Iridio 192 serán de una actividad nominal de 100 Curies por lo menos y no

estará permitido su uso cuando la actividad sea inferior a 50 Curies.




6. Antes de proceder a la inspección radiográfica se verificará visualmente que la

soldadura este bien terminada, en caso contrario no se inspeccionará dicha

unión.

7. la inspección radiográfica puede iniciarse una vez que la soldadura este a la

temperatura ambiente y se hayan colocado letreros preventivos indicando

peligro y limitando el acceso al área de trabajo solo al personal calificado;

dichos letreros deberán colocarse en un radio mínimo de 15 m.

8. La fuente de radiación apropiada, por ser espesores menores de 25.4 mm (1”),

se debe considerar el uso de Rayos “X” como mandatorio para líneas de

conducción.

9. Los Rayos “X” radiales autopropulsados (máxima calidad), tipo Crawler

nmx250x con procesador electrónico para mando programable con operación

automática o manual, ajuste de tracción radial autoposicionable, serán

utilizados para espesores de 1.6 mm (1/16”) a 25.4 mm (1”), y en tuberías

cuyos diámetros permitan su colocación en el interior.

10. Los Rayos “X” focales direccionales (media calidad) son mandatorios para

espesores de 1.6 mm (1/16”) a 25.4 mm (1”). El equipo debe ser de un

potencial de 200 KV por lo menos.

11. Los Rayos Gamma de Iridio 192 (mínima calidad) se usarán únicamente

donde el acceso haga impráctico el uso de Rayos “X”.

12. Se usarán películas de 70 mm (2 3/4”) de ancho.

13. Se deben usar películas tipo ASTM I o II. No se permite el uso de películas

tipo III o IV, y tampoco las de tipo médico.

14. Se podrán usar pantallas intensificadoras de plomo.

15. Toda la placa radiográfica debe contener la información que permita

relacionarla perfectamente con la soldadura donde fue tomada.

16. La información contenida en la identificación debe contener:

a. Nombre del cliente.

b. Nombre de la obra.

c. Número o clave de la línea donde se tome la radiografía.

d. Número de la junta o vena.




e. Tercio del tubo o número de la placa.

f. Nombre de la compañía de inspección.

g. Fecha en que fue tomada.

h. Kilometraje si se trata de una línea de conducción.

i. Marca de escala para localización de los defectos.

17. Al empezar la construcción de la línea se anotará el número de uniones en

forma progresiva, debiéndose suspender en caso de obras especiales,

anotando nomenclatura especial que proporcionará la supervisión de PEMEX

Gas, esto con el propósito de cualquier aclaración.

18. Las radiografías deben presentarse libres de defectos de procesado,

incluyendo:

a. Sub-revelado.

b. Sobre-revelado.

c. Marcas por escurrimiento.

d. Marcas por estática-

e. Marcas por pantallas deterioradas.

f. Rayones.

g. Marcas de presión.

h. Velo por la luz.

i. Alta o baja densidad.

19. Una vez procesada completamente la película, debe quedar libre de residuos

químicos a fin de que dure, en condiciones aceptables, por lo menos cinco

años después de terminada la obra.

20. Es responsabilidad de la compañía radiográfica la interpretación de las

radiografías y la elaboración de los reportes.

21. La formulación de los reportes deben ser en formas impresas, cuyo diseño y

claves cumplan con los requisitos de PEMEX Gas; dichos reportes deberán de

ser entregados a la supervisión al inicio de la jornada siguiente a la toma de la

placa radiográfica, junto con los formatos de control que PEMEX establezca.

22. La interpretación debe ser en negatoscopio de intensidad variable y en un local

semioscuro.




23. Las compañías de inspección radiográfica deben cumplir con los requisitos

que señale la licencia para uso y posesión de material radioactivo, emitida por

la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salva Guardias “CNSNS”,

debiendo de anexar la copia de licencia de autorización para manejo de

fuentes.

24. Las compañías de inspección radiográfica deberán contar con dosímetros y

monitores detectores de radiación que permitan resolver cualquier situación de

emergencia, los cuales deberán estar calibrados y deberán anexar el

certificado vigente de calibración.

25. El trabajo se debe realizar con las precauciones necesarias para que el

personal de supervisión y de otras compañías no reciban daño alguno por

radiación y para este efecto se colocarán las señales reglamentarias en

lugares visibles de tal forma que delimiten el área de trabajo considerando una

circunferencia de 15 m de radio como mínimo, a partir del punto de aplicación

de la radiación.

26. Si el equipo radioactivo, las técnicas de trabajo o las precauciones del

personal del contratista de radiografías son deficientes, de tal forma que

resulten afectadas terceras personas, PEMEX Gas solicitará la asesoría e

intervención de la CNSNS.

27. Con respecto a las medidas generales de seguridad, el trabajo deberá

ejecutarse observando las disposiciones de seguridad industrial de PEMEX

Gas

b) Prueba de hermeticidad 1. Manejo del tramo de tubería y accesorios que se van a utilizar para la prueba.

2. Suministro e instalación de cabezal de lanzamiento de pruebas de

hermeticidad, los cabezales deben estar previamente probados

herméticamente. Se deberá de presentar previamente el certificado de calidad

avalado por la empresa certificadora y solo entonces se autorizará la

colocación del cabezal, a fin de que se verifiquen los datos por parte de la

supervisión.




3. Colocación y soldadura de coples para la instalación de válvulas (para instalar

el llenado y la instrumentación).

4. Prueba hidrostática y limpieza interior en tuberías.

4.1. Bombas de llenado y para instalar manómetros y/o manógrafo.

4.2. Bomba para elevación de presión

4.3. Instalación de tapones y corte posterior.

4.4. Introducción de "diablos" de llenado o limpieza en la tubería y “diablos” de

vaciado (opcional).

4.5. Medidor de flujo (opcional).

4.6. Filtro de agua.

4.7. Soldadura de los cabezales de prueba a la tubería, usando el electrodo

especificado.

4.8. Después de la prueba o corrida de diablos, corte del tapón y biselado para

ser usado posteriormente.

4.9. Carga, transporte y descarga de los cabezales a otro lugar para su nueva

instalación.

5. Llenado y levantamiento de presión en tuberías (incluye suministro y acarreo

de agua limpia).

5.1. Conectar la tubería de descarga de la bomba al cople instalado en el tapón

para llenado de la tubería.

5.2. Llenado de la tubería mediante el bombeo de agua limpia suministrada por la

contratista.

5.3. Eliminar el aire que pudiera quedar en tubería mediante un "diablo" que estará

impulsado por agua o mediante purgas en las partes mas altas de la tubería

(estas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes de la prueba).

5.4. Cambio de bomba de llenado a bomba de alta presión.

5.5. Bombeo de agua con la bomba de alta presión hasta alcanzar la presión de

prueba de la tubería que deberá ser 1.5 veces la presión de trabajo (esta

presión deberá mantenerse sin variación durante 24 horas sin que sea

necesario bombear mas agua).




5.6. En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la fuga,

repararse, volver a llenar de agua limpia la tubería y levantar la presión.

6. Sangrías para la expulsión del agua.

6.1. Excavación para descubrir la tubería en la parte baja de un lado.

6.2. Quitar la protección anticorrosiva de la tubería.

6.3. Corte de un carrete para permitir la salida del agua.

6.4. Formación de un dren, o bombeo en su caso, para permitir el desalojo del

agua de la tubería, de tal manera que no cause daño a las instalaciones o

terrenos dentro de las normas ecológicas.

7. instalación de manógrafo, termógrafo y manómetro, corrida de grafica durante

24 horas.

7.1. Trazo, corte, biselado y soldado o roscado de las tuberías y piezas

necesarias para la instalación de manógrafo y termógrafo para registro de la

prueba hidrostática, estos equipos deberán contar con certificados de

calibración calificados.

7.2. Instalación y vigilancia durante 24 horas de las gráficas del manógrafo y

termógrafo.

7.3. Desmantelamiento de las tuberías y conexiones después de la prueba.

8. Instalación de bombas para rellenado, prueba y desmantelamiento posterior.

8.1. Instalación de la bomba (succión) y de la bomba hasta el cople instalado

previamente en el tapón de prueba de la tubería.

8.2. Tiempos de espera del equipo y personal de instalación durante la prueba.

8.3. Desmantelamiento de las líneas de succión y descarga de la bomba

después de la prueba satisfactoria de la tubería.

8.4. Transportes del personal y la bomba de su lugar de instalación a otro lugar

de la línea que sea requerido.

c) Vaciado, secado y limpieza interna de tubería 1. Limpieza interior con corrida de diablos con aire, de manera previa y posterior

a la prueba.

1.1. Introducción del "diablo" así como de foam pig’s.




1.2. Se debe instalar dos cabezales de limpieza previamente probados

herméticamente.

1.3. Se debe considerar un cabezal para poder enviar el foam pig con by pass

conectado a secadores de aire impulsados por compresores.

1.4. Conexión de la tubería de descarga del compresor al cople instalado en el

cabezal de pruebas.

1.5. Inyección de aire a la tubería para mover el diablo.

1.6. Vigilancia para localización, a lo largo de la tubería, del paso del diablo.

1.7. Recibo del diablo en el extremo de la tubería que se va a limpiar y

transporte del mismo al inicio del tramo.

1.8. La corrida del diablo de limpieza, se ejecutará hasta cico veces si así lo

determina API, para lograr que se desaloje el agua residual de la prueba y

quede totalmente limpio el ducto (libre de tierra, materia orgánica e inorgánica)

en tramos con longitud de 5.0 Km como máximo.

1.9. Excavaciones con herramienta manual (sondeos) para controlar el paso de

diablos a lo largo de la línea (a cada 500 m), los cuales tendrán que ejecutarse

previo a la primera corrida de limpieza y se tendrán que verificar una vez que la

contratista de aviso por escrito a la supervisión de PEMEX Gas.

1.10. En el caso que el diablo llegare a detenerse, este alcance incluye los

trabajos necesarios para sacar el diablo, reparar la tubería y volver a correr el

diablo.

1.11. Los diablos de limpieza deben ser parte del equipo de la contratista.

1.12. Debe considerarse la instalación de arreglos de válvulas para hacer

desfogues de 2 o 3” D.N. durante la limpieza de la tubería en las partes más

altas del proyecto para evitar que el diablo de limpieza no avance en

pendientes pronunciadas, para posteriormente cortar esos carretes y reponer

con tubería nueva y probada herméticamente.

2. Instalación de compresor para corridas de diablo y desmantelamiento posterior.

2.1. Construir una línea desde el sitio en que se coloque el compresor hasta el

cople instalado previamente en el tapón de prueba de la tubería.




2.2. Tiempos de espera de equipo y personal de instalación, entre una corrida

de diablos y otra.

2.3. Desconectar y volver a conectar la línea de descarga del compresor al

cople instalado en el tapón, cada vez que sea necesario cortar el tapón para

introducir el diablo de limpieza.

2.4. Trazo, corte, biselado y soldadura de los materiales necesarios

2.5. Desmantelamiento de la línea entre el compresor y la tubería, después de

que esta ha quedado satisfactoriamente limpia.

2.6. Transporte del personal y del compresor de su lugar de instalación a otro

lugar de la línea que sea requerido.

3. Instalación de carretes para unir tramos de prueba.

3.1. Trazo, marcado sobre la tubería el lugar donde se va a soldar el carrete.

3.2. Corte y biselado la tubería.

3.3. Trazo sobre un tramo de tubería, de la longitud que se va a usar como

carrete.

3.4. Corte y biselado de los extremos del carrete.

3.5. Manejo del carrete para alinearlo con la tubería en el fondo de la zanja.

3.6. Tiempos de espera necesarios para que las juntas sé radiografíen al

100%.

3.7. Protección anticorrosiva de las juntas y tramos dañados durante la

maniobra.

3.8. Relleno de la zanja o caja que fue necesario abrir o dejar sin tapar para

hacer el empate.

4. Sosteniendo la presión proyectada durante 24 horas.

4.1. Suministro de agua limpia y combustibles.

4.2. Suministro, instalación y operación de equipos y accesorios.

4.3. Instalación de equipos y accesorios de medición y de control (manómetros,

válvulas, conexiones, tuberías, etc.).

4.4. Ejecución de la prueba incluyendo la supervisión del sistema.

4.5. Calificación de la prueba por la compañía verificadora.

4.6. Realización de las pruebas necesarias hasta obtener la aprobación de API.




4.7. Retiro de los equipos e instalaciones utilizadas en la prueba.

4.8. Limpieza general.

4.9. Todos los materiales y accesorios que se usen en forma provisional para

la prueba, deberán ser de la misma resistencia que los materiales y accesorios

de instalación permanente.

5. Es requisito indispensable para la ejecución de la prueba, que antes de la

misma se presenten los certificados de calidad originales debidamente

certificados de los materiales y accesorios que se usaran provisionalmente

durante la prueba.

6. Limpieza final del área de trabajo.

7. Trabajos realizados para cualquier tipo de terreno y condiciones topográficas y

orográficas del derecho de vía.

8. La prueba hidrostática deberá comprender la línea regular, como las partes

componentes del sistema (válvulas de seccionamiento e interconexiones).

9. La contratista deberá considerar todos los alcances para efectuar la prueba

hidrostática, así como los estudios correspondientes para determinar los

tramos en que se probará la tubería.

10. La contratista deberá apegarse en forma detallada al procedimiento certificado

para la ejecución de la prueba hidrostática solicitado al contratista.

d) Inspección por medio de líquidos penetrantes de uniones soldadas en tubería de acero al carbón 1. La compañía propondrá el procedimiento que utilizará para la inspección, el

cual deberá constar como mínimo con lo siguiente:

a) Especificación del líquido penetrante que se utilizará, así como la limpieza

del exceso del mismo.

b) Especificación del procedimiento de limpieza, el cual deberá garantizar que

el elemento a inspeccionar estará libre de grasa, aceite, polvo, escoria,

cascarilla, pintura, recubrimiento, etc.

c) Especificación del procedimiento de aplicación de líquido revelador.

d) Especificación del procedimiento para el registro de la inspección.




2. Para poder dar inicio a esta actividad, la contratista deberá de dar aviso con 48

horas de anticipación, anexando el procedimiento avalado por la compañía

inspectora.

e) Revestimiento de juntas 1. Se deberá preparar el sitio y colocar las protecciones necesarias para

recuperar la arena a utilizar para la limpieza y evitar que la pintura a aplicar por

aspersión contamine el entorno del sitio de aplicación.

2. Limpieza con chorro de arena (sílica) a metal blanco hasta alcanzar el perfil de

anclaje requerido

3. El recubrimiento anticorrosivo exterior (parcheo) en juntas de soldadura, se

realizará con material compatible al aplicado en la protección exterior

anticorrosiva a la tubería, el material de parcheo debe resistir una corriente

directa igual o superior a la que soporta la protección anticorrosiva exterior de

la tubería y la aplicación será de acuerdo al procedimiento y recomendaciones

que proponga el fabricante del producto.

4. Inspección dieléctrica del recubrimiento de las juntas, pasando un detector de

fallas de recubrimiento con un voltaje conforme a las recomendaciones del

fabricante.

5. Corrección de los defectos encontrados en el recubrimiento anticorrosivo a lo

largo de la lingada cada junta, de acuerdo a las recomendaciones del

fabricante.

6. Limpieza del área de trabajo.

f) Limpieza y protección anticorrosiva 1. Suministro y transporte de todos los materiales requeridos para la limpieza del

recubrimiento y la protección anticorrosiva.

2. Reparación de la protección mecánica de pequeños desperfectos en todo el

tubo como son: poros, rayones, despostillado, etc., considerando hasta 96

reparaciones por tubo de acuerdo con el procedimiento de reparación




autorizado, tomando en cuenta que dichos desperfectos en la protección

mecánica son los normales y no son producto de agentes externos severos

como: vandalismo, tubería caída en la zanja, golpeada por el paso de animales

y/o gente, etc.

3. Revestimiento de las juntas soldadas, que es la protección anticorrosiva de los

extremos desnudos de la tubería (aproximadamente 10 cm), según

procedimiento certificado.

3.1. Preparación del equipo de limpieza incluyendo: compresor, ollas,

mangueras, chiflones; equipo de control como manómetros, válvulas,

purificador de aire, eliminador de aceite, extractor de aire para limpieza de

interiores, secador de arena.

3.2. Habilitado de la arena sílica, cerniéndola para que satisfaga la

especificación ICH74 de PEMEX y secándola para introducirla al equipo de

limpieza.

3.3. Limpieza de las superficies con equipo de sand-blast a metal blanco.

3.4. Aplicación de la resina epóxica de acuerdo al procedimiento certificado.

3.5. Inspección dieléctrica del recubrimiento de toda la tubería pasando un

detector eléctrico holliday.

3.6. Corrección de defectos detectados según procedimiento aprobado.

4. Inspección dieléctrica del recubrimiento de toda la tubería pasando un detector

eléctrico holliday.

5. Corrección de los defectos detectados según procedimiento certificado.

6. La presencia de personal responsable de seguridad y señalización, para

prevención de riesgos.

7. La ejecución del trabajo en cualquier tipo de terreno y/o pendientes

pronunciadas de acuerdo con las condiciones topográficas y orográficas en

todo el derecho de vía.

Insumos Las actividades de operación consisten básicamente en el transporte de gas, por

lo que no se necesitarán materias primas o insumos adicionales durante esta




Etapa. Se prevé utilizar, según se requiera, cantidades mínimas de pintura,

resinas epóxicas, estopas, aceite y combustibles; el tipo y cantidad serán definidos

por el transportista cuando se ponga en operación el proyecto. En relación a los

requerimientos de energía eléctrica, se estima un consumo diario de 96 KW/día.

Requerimientos de personal

a) Director general: - Responsable de aprobar e implantar el Manual de Operación y Mantenimiento y

de la coordinación del personal asignado y de su participación en las brigadas de

atención a emergencias.

b) Coordinador de operación y mantenimiento: - Supervisa el cumplimiento de las actividades en base al Manual de Operación y

Mantenimiento, reglamentos y procedimientos aplicables en el manejo de gas

natural.

- Lleva el control de informes, reportes, órdenes de trabajo, así como de los

dictámenes elaborados por las unidades de verificación.

- Integra los reportes que se entregarán a la CRE y a la Unidad de Verificación

para las revisiones semestrales y anuales.

- Participa en las brigadas de atención a emergencias.

c) Coordinador Administrativo - Supervisa y da cumplimiento de la parte administrativa y contable del área de

operación y mantenimiento.

d) Coordinador de calidad: - Participa directamente en la capacitación y difusión del sistema de operación y

mantenimiento.

- Programa y ejecuta periódicamente auditorias de calidad internas para

comprobar el grado de implementación del sistema de operación y mantenimiento,




- Participa en las auditorias externas llevadas a cabo por la CRE y la STPS

(Secretaría del Trabajo y Previsión Social), en coordinación con el personal

técnico y administrativo de la empresa.

- Participa en coordinación con el personal para dar respuesta a las deficiencias o

hallazgos detectados como resultado de las auditorias, así como en el análisis

para corregir las deficiencias detectadas.

e) Ingeniero instrumentista: - Responsable del control de material y equipo para la operación y mantenimiento

del sistema de transporte.

- Responsable del control y mantenimiento de los sistemas integrales de medición

y sistemas de comunicación.

- Lleva a acabo las actividades siguientes:

Medición de gas.

Medición de variables de operación.

Control de mantenimiento y calibraciones a instrumentos de medición.

Control y mantenimiento de señales neumáticas y eléctricas a los instrumentos

y sistemas de comunicación.

Control y mantenimiento de los sistemas de radiosy comunicaciones SCADA.

Elaboración de DTI y hojas de datos de señales, listas de lazos conforme a

normas y especificaciones técnicas nacionales e internacionales.

Elaboración de gráficos de consumos.

Control de señales de potencia al sistema.

- Participa en las brigadas de atención a emergencias

f) Ingeniero mecánico: - Lleva el control de material y equipo para la operación y mantenimiento del

sistema de transporte.

- Responsable del control y mantenimiento de los sistemas integrales de

regulación, protección catódica, aislamiento y tierras.

- Lleva acabo las actividades siguientes:




Revisión del sistema y detección de fugas.

Medición de tomas de potencial tubo-suelo.

Revisión de uniones, tanto soldadas, roscadas y bridadas.

Revisión, control y mantenimiento del cableado de protección catódica.

Elaboración de reportes de procedimientos de soldadura, especificaciones y

calificación de soldadores.

Elaboración de reportes de celajes y del sistema de operación y

mantenimiento.

Control y mantenimiento de tubería y accesorios del sistema de transporte.

- Participa en las brigadas de atención a emergencias.

g) Asistente técnico:

- Auxiliar de mantenimiento.

- Lleva el control de material, herramientas y equipo del área de mantenimiento.

- Lleva el control de las órdenes de trabajo y consumos de material.

- Mantenimiento de instalaciones eléctricas, de señales, potencia, red apartarrayos

y tierras.

- Mantenimiento de uniones, soldadas, roscadas y bridadas.

- Recorridos para detección de fugas.

- Soldaduras Cadweld.

- Movimiento y reposición de accesorios y equipos para la protección catódica del

sistema de transporte.

- Pintura y mantenimiento general a estaciones de regulación y medición.

- Desasolve de trincheras y zanjas.

- Control y mantenimiento de los vehículos asignados para operación y

mantenimiento.

- Participa en las brigadas de atención a emergencias

II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto No se contempla la realización de obras asociadas, a excepción de la bodega

provisional que también se utilice para vigilancia ya mencionada con anterioridad.




II.2.7 Etapa de abandono del sitio

Se estima que la vida útil del proyecto será de 30 años, al término de la cual

deberá ser sustituida para continuar proporcionando el suministro. Sin embargo,

se contempla que con la aplicación de un adecuado Programa de mantenimiento,

esta vida útil pueda prolongarse.

Por el contrario, en el caso de que el suministro de gas natural ya no sea

requerido, los terrenos que ocupa el proyecto serán destinados al uso que

contemple en ese momento los planes de desarrollo local.

II.2.8. Utilización de explosivos

No se contempla el uso de explosivos para la realización de la obra.

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

emisiones a la atmósfera

a) Generación, manejo y disposición de residuos sólidos y líquidos

a.1) Residuos peligrosos

De acuerdo a las actividades que se pretenden llevar a cabo durante las diferentes

etapas del proyecto y tomando en cuenta lo estipulado en la NOM-052-

SEMARNAT-2005, los residuos peligrosos que se producirán consisten

básicamente en: trapos y estopas impregnadas con aceite, grasas, pinturas y

recubrimientos; mismos que serán almacenados temporalmente en contenedores

apropiados, separando los líquidos de los sólidos para que con anticipación se

contrate a una empresa prestadora de servicios para su recolección y transporte,

debidamente registrada en el padrón de la SEMARNAT, y disponerlos en los sitios

de disposición temporal o final que cumplan con lo establecido en la legislación

aplicable.




Se señala que la promovente se dará de alta como empresa generadora de

residuos ante la Autoridad ambiental y como fue referido en el párrafo anterior,

contratará posteriormente a una empresa de manejo especializada que contará

con las autorizaciones correspondientes.

a.2) Residuos no peligrosos

Durante la fase de Preparación del sitio se generarán residuos domésticos y

orgánicos. La fuente emisora de los primeros serán los trabajadores contratados y

los últimos se constituirán por los productos resultantes de las prácticas de

limpieza del componente vegetal en las superficies de uso agropecuario. En la

estancia de los trabajadores se generarán residuos no contaminantes, que serán

depositados en contenedores con tapa y recolectados posteriormente por el

servicio de limpia municipal. Para el caso de los residuos orgánicos, no se

requiere de infraestructura adicional para su disposición.

Caracterizada por la generación de residuos de construcción (material estructural,

escombros, pedacería de fierro, madera de cimbrado, cartón, papel, etc.) y del tipo

doméstico, durante la segunda fase del proyecto se cuentan como principales

fuentes los frentes de construcción y los emitidos por los trabajadores contratados.

Dichos residuos serán almacenados temporalmente en la misma franja de

afectación que constituye el derecho de vía (de la misma manera que en la etapa

de Preparación del sitio) y extraídos del área de estudio mediante el uso de

camiones de carga para ser trasladados a los sitios autorizados en el Municipio a

través de empresas prestadoras de servicio.

Los residuos sólidos que se generen como resultado de las actividades de

operación y mantenimiento, deberán ser confinados de acuerdo con la

normatividad correspondiente, siendo obligación del transportista contratado su

cumplimiento.

Por otra parte, el único residuo líquido que se originará durante la ejecución del




proyecto es el agua en forma residual por el uso de los sanitarios portátiles que se

emplearán en las fases de preparación del sitio y construcción y el agua utilizada

para las pruebas hidrostáticas; esta última que podrá descargarse en los terrenos

aledaño al trazo previo permiso de la Autoridad competente. Las aguas residuales

producidas por el uso de las letrinas serán recolectadas por pipas y llevadas a

sitios de tratamiento para su disposición adecuada, servicios que serán

subcontratados a través de empresas autorizadas y especializadas para dicho fin.

b) Generación, manejo y control de emisiones a la atmósfera Con respecto a las emisiones atmosféricas, éstas serán las que se generen por la

combustión que se lleva a cabo durante el funcionamiento de los equipos,

maquinaria y vehículos empleados en las etapas de preparación del sitio y

construcción, así como los gases provenientes de los vehículos que se utilizarán

para el mantenimiento del ducto y sus instalaciones. Estas emisiones consistirán

principalmente de óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO), para

las cuales no se prevé rebasar los límites establecidos en las normas vigentes en

la materia (NOM-041-SEMARNAT-1999 y NOM-045-SEMARNAT-1996); ya que

todo vehículo será sometido a prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo,

de manera que no alteren la calidad del aire de la región.

Por lo que atañe a la emisión del ruido producido por el funcionamiento de los

mismos vehículos, maquinaria y equipo que se utilizarán durante todas las etapas

del proyecto, se cumplirá con lo establecido en la NOM-080-SEMARNAT-1994, que establece los límites máximos permisibles y su método de medición.

Se señala además que no existirá contaminación radioactiva, térmica o luminosa,

ni se producirán vibraciones.

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos Es importante resaltar en este aspecto, que la zona conurbada de Veracruz cuenta

con la infraestructura necesaria para el manejo y disposición final de los residuos,




misma que cubre las demandas del presente proyecto en sus etapas de

preparación del sitio y construcción, así como las futuras producto de la operación

y mantenimiento del desarrollo propuesto.

CAPÍTULO III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO Con base en las características del proyecto propuesto, a continuación se

identifican y analizan los diferentes instrumentos de planeación que ordenan la

zona donde se pretende establecer, a fin de sujetarse a los instrumentos con

validez legal que rigen el desarrollo de la construcción de gasoductos, sin

contemplar como actividad procesos de cambio de uso de suelo en una

comunidad vegetal. De acuerdo a las disposiciones contenidas en la LGEEPA y su

Reglamento en materia del Impacto Ambiental, corresponde a la Federación las

ordenaciones respectivas, siendo importante señalar que el sitio donde se

pretende establecer el proyecto no cuenta con elementos florísticos en el derecho

de vía (solo existe en una de sus colindancias una línea de especies vegetales

que conforman un seto vivo, del cual se prevé eliminar máximo un número de 100

ejemplares durante el desarrollo de la obra), situándose en una zona con uso

industrial que muestra gran presión antropogénica; sin embargo, a pesar de lo

anterior deberá de establecerse una serie de medidas restrictivas encaminadas a

prevenir o mitigar los impactos adversos causados por la ejecución del proyecto

en el ecosistema.

• Planes de Ordenamiento Ecológico del Territorio El Ordenamiento Ecológico del Territorio (OET) es un instrumento imprescindible

para transitar hacia el desarrollo sustentable, ya que fomenta cambios

estructurales que pueden incidir en el comportamiento económico y social y en el

mismo mantenimiento de los bienes y servicios obtenidos del capital natural.




El OET es un instrumento legal emanado de la LGEEPA. Esta Ley establece

cuatro modalidades de programas de ordenamiento ecológico: General del

Territorio, Marino, Regional y Local. El Ordenamiento Ecológico General del

Territorio (OEGT) y el Ordenamiento Marino, son de competencia exclusivamente

federal. Los Ordenamientos Regionales pueden darse en dos variantes: 1) los que

abarcan parte o la totalidad del territorio de una entidad federativa, que son de

competencia estatal y se formulan como lo determinen las leyes locales en la

materia; y 2) los que abarcan zonas ecológicas de dos o más entidades

federativas, los cuáles se formulan de manera conjunta entre los tres órdenes de

gobierno. Los Programas de Ordenamiento Ecológico Local son expedidos por las

autoridades municipales de conformidad con las leyes locales en materia

ambiental. Los ordenamientos locales que comprenden parte o la totalidad de un

municipio dentro de un ANP, se deberán formular de manera conjunta entre los

tres órdenes de gobierno. Adicionalmente y a través de la suscripción de

Convenios de Coordinación pueden participar los tres órdenes de gobierno en los

Ordenamientos Marinos, Regionales y Locales.

El Reglamento de la LGEEPA en materia de Ordenamiento Ecológico establece

que la SEMARNAT deberá formular el Programa de Ordenamiento Ecológico

General del Territorio en el marco del Sistema Nacional de Planeación

Democrática; por lo que es necesario regionalizar el territorio nacional e identificar

las áreas de atención prioritaria, así como las áreas de aptitud sectorial. Las áreas

de atención prioritaria, serán aquellas donde se desarrollen proyectos, programas

y acciones de la Administración Pública Federal (APF) que puedan generar

conflictos con cualquier sector; así como aquellas que deban ser preservadas,

conservadas, protegidas, restauradas, o que requieran del establecimiento de

medidas de mitigación para atenuar o compensar impactos ambientales adversos.

La meta sexenal incluye:

- Decretar el Programa de Ordenamiento Ecológico General de Territorio.

- Constituir la Comisión Intersecretarial para el Manejo Integral de los

Océanos y las Costas (CIMIOC).




- Formular y aplicar la Política Nacional para los Océanos y las Costas:

Política Transversal o de Estado.

- Formular la Estrategia Nacional para la Atención de Humedales Costeros

en particular los Ecosistemas de Manglar.

- Formular la Estrategia Nacional para la Protección de la Biodiversidad

Costera y Marina.

- Formular la Estrategia para el Fomento al Desarrollo Sustentable en los

Mares y las Costas (Turismo, Industria, Pesca y Acuacultura, entre otras).

La SEMARNAT deberá trabajar simultáneamente el fortalecimiento de los

procesos de ordenamiento ecológico marino y costero que actualmente se

encuentran en desarrollo con la concertación e inicio de procesos de

Ordenamiento Ecológico Marino y Regional en las costas del Pacífico Norte y el

Pacífico Sur. La meta sexenal en esta línea de acción será contar con

ordenamientos ecológicos marinos y costeros a escala regional, decretados en la

totalidad de la extensión de las aguas marinas nacionales.

Golfo de México y Mar Caribe

De los 11,592 Km de litoral que tiene México, el 30% corresponde al Golfo de

México y Caribe. Ecológicamente, esta región costero-marina sustenta

ecosistemas de valor único, como son los arrecifes coralinos, manglares, lagunas

costeras y dunas costeras. Es una región costera con alta presión de actividades

humanas (desarrollo urbano, industrial y turístico) sobre los ecosistemas y uso del

suelo, por lo que se requiere promover instrumentos de planeación del territorio

adecuados a sus condiciones.

Los estados del Golfo de México contribuyen con el 12.9% del PIB nacional. La

dinámica socioeconómica regional, se expresa diferencialmente en los estados del

Golfo de México: Tamaulipas (actividades portuarias y pesca), Veracruz (industria

petroquímica, actividades portuarias y pesca), Tabasco (producción de gas y

petróleo), Campeche (producción pesquera y petrolera), Yucatán (pesca y turismo)




y Quintana Roo (turismo). La infraestructura portuaria de la región mueve el 65%

del total de la carga nacional (152´458,000 Ton), siendo los más importantes los

puertos de Veracruz, Altamira, Coatzacoalcos y Progreso.

De acuerdo al contenido de la Estrategia Nacional para el Ordenamiento Ecológico

del Territorio en Mares y Costas publicada recientemente por la SEMARNAT, el 28

de septiembre de 2006 se firmó el Convenio para el Ordenamiento Ecológico

Marino y Regional del Golfo de México y Mar Caribe (OEMyR-GMyMC) en Boca

del Río, Ver., con la participación de nueve Dependencias y dos entidades de la

APF, así como de los gobiernos de los seis estados. El desarrollo de este

Convenio avanzó constituyendo al Órgano Ejecutivo de su Comité de

ordenamiento, el 30 de octubre del mismo año en la Cd. (Ciudad) de Campeche,

donde se realizó su primera sesión de trabajo, donde se tomaron importantes

decisiones tales como los siguientes acuerdos: la estructura y composición del

Órgano Técnico del mismo Comité de ordenamiento; el reglamento que regirá los

trabajos del Comité; el programa de trabajo para el año 2007; la participación de la

sociedad civil en el proceso de ordenamiento, a través de los sectores productivos,

el Consejo Consultivo para el Desarrollo Sustentable, ONG´s, y la participación de

la academia y la investigación científica del país. Con estas acciones cerró sus

trabajos el 30 de noviembre de 2006.

Para el año 2007, las metas del OEMyR-GMyMC son el de elaborar las fases de

caracterización y diagnóstico, mientras que en 2008 se prevé culminar con el

pronóstico y la propuesta (Tabla III.1). Este proceso de ordenamiento ecológico

permitirá por primera vez el desarrollo de un programa de manejo integral costero,

al considerar tanto la porción continental como la marina de esta región.

Tabla III.1. Cronograma de actividades sexenales para el OEMyR-GMyMC.

Actividades 2007 2008 2009

Caracterización

Diagnóstico

Prospección




Estrategia

Publicación y decreto

Instrumentación, evaluación y seguimiento

En el ámbito estatal, en 17 estados costeros del país se cuenta actualmente con

alguna iniciativa de ordenamiento ecológico en parte o en la totalidad de su

territorio. Sin embargo, de esas iniciativas sólo 17 ordenamientos ecológicos, que

se concentran en seis estados (Baja California, Baja California Sur, Colima,

Jalisco, Michoacán y Quintana Roo,) concretaron su decreto. Únicamente Baja

California, Colima y Jalisco cuentan con el ordenamiento ecológico de todo el

Estado. Por su parte, prácticamente toda la costa de Quintana Roo cuenta con un

esquema de planeación local pues de sus ocho municipios, seis tienen un

ordenamiento ecológico decretado (Municipal de Benito Juárez, Zona Continental

de Isla Mujeres, Isla Cozumel y su zona marina de influencia, Corredor Cancún-

Tulum, Zona Costera de Sian ka'an y Costa Maya).

La SEMARNAT ha promovido la vinculación de los tres órdenes de gobierno en

los procesos de ordenamiento ecológico locales en municipios costeros, ya que es

a esta escala de alta resolución y fuerza regulatoria donde el Gobierno Federal

puede participar de manera directa en el establecimiento de las bases para la

sustentabilidad de la zona costera. En esta línea, ha sido prioritario el trabajo en

municipios con potencial o alto crecimiento económico, como es el caso de La

Paz, Los Cabos y Loreto, en Baja California Sur y de Solidaridad, Isla Mujeres,

Cozumel y Lázaro Cárdenas, en Quintana Roo, en los cuales existe el interés por

el desarrollo turístico.

Finalmente, tomando en cuenta la información publicada por la misma Secretaría

en su Portal Web (http://www.semarnat.gob.mx) en referencia al inventario de los

Ordenamientos Ecológicos Regionales, se encuentran en elaboración los

correspondientes a la Cuenca Baja del río Coatzacoalcos con una superficie de

470,000 ha (Convenio fechado el 04 de Mayo del 2000) y el Estatal de Veracruz

para 7´169,300 ha (Convenio del 26 de Julio de 2007). En referencia al estatus de




los Ordenamientos Ecológicos Locales, se señala que el Municipal de

Coatzacoalcos se cita en elaboración para una superficie de 30,318 ha.

Es así que, dado que no existen OET decretados que incidan en el área de

estudio, por la naturaleza del proyecto se enumeran a continuación una serie de

recomendaciones para las distintas fases de implementación, teniendo como

propósito lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos naturales,

así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente:

Prohibir la descarga o emisión de contaminantes que alteren la atmósfera o

que provoquen degradación en perjuicio del ecosistema en contravención

de las disposiciones normativas aplicables.

Prohibir la emisión de ruido en contravención de las disposiciones legales

relativas.

Tomar medidas técnicas preventivas para evitar efectos nocivos en la salud

de la población.

Prohibir la descarga, depósito o infiltración de contaminantes en los suelos

sin el cumplimiento de las normas reglamentarias y los lineamientos

técnicos correspondientes.

Observar las recomendaciones emanadas de la aplicación del

procedimiento de impacto ambiental, con el objeto de mitigar los efectos

negativos al ambiente.

Disponer adecuadamente los desechos resultantes de movimientos de

tierra y de materiales de construcción excedentes.

• Planes y Programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o en su caso del Centro de Población a) Plan Veracruzano de Desarrollo 2005-2010 Es el instrumento rector que establece las políticas y acciones públicas del

Gobierno estatal, así como las líneas estratégicas y prioridades programático-

presupuestales. Parte de un diagnóstico que evidencia los retos y las debilidades




que enfrenta la Entidad, al tiempo que reconoce las oportunidades, fortalezas y

capacidades con las que cuenta Veracruz para superar con responsabilidad y

equidad sus carencias.

En la formulación del Plan se consideraron 10 criterios básicos que dan sustento a

los objetivos, estrategias y acciones específicas:

1) Garantía a las libertades, respeto a los derechos humanos y su promoción

permanente para impulsar la más amplia inclusión ciudadana, en especial

de mujeres y jóvenes, a fin de lograr su mayor participación social.

2) Combate a la pobreza, la marginación y la discriminación de todo tipo,

como base del impulso al bienestar social y al mejoramiento del nivel de

vida de la población.

3) Mejoramiento de los servicios públicos, en particular los de salud,

educación, comunicaciones y transportes.

4) Sustentabilidad, conservación, restauración y aprovechamiento racional del

medio ambiente.

5) Eficiencia y calidad, así como productividad y competitividad, en todas las

actividades públicas y privadas.

6) Desarrollo regional y urbano que distribuya mejor los beneficios sociales,

tanto en términos demográficos como geográficos.

7) Gobernabilidad democrática, con articulación entre los órdenes de

gobierno, de acuerdo con sus respetivas atribuciones, con base en la

transparencia, el acceso a la información y la rendición de cuentas.

8) Modernización y mejoramiento de la seguridad pública, la procuración y la

impartición de justicia; así como de la prevención del delito y la

readaptación social.

9) Planeación obligatoria de las acciones del sector público estatal, que

comprende la formulación, la ejecución, la evaluación, y el control del Plan y

los programas que de éste se deriven, en un contexto de articulación y

corresponsabilidad con la sociedad.




10) Desarrollo educativo y cultural, que propicie y apoye la innovación y la

creatividad, promueva los valores cívicos y contribuya la convivencia

pacífica.

Cada Capítulo del Plan inicia con un diagnóstico específico del tema en cuestión y

con una consideración conceptual sobre la posición del gobierno del estado

respecto a dicho tema. Posteriormente, se presentan los objetivos, líneas

estratégicas, acciones prioritarias y, en su caso, los proyectos detonadores.

La problemática sectorial y regional de la Entidad son abordadas en los Capítulos

V y VI del Plan, con el propósito de proporcionar un contexto para ubicar las

estrategias que se presentan a partir del Capítulo VII: Medio ambiente; combate a

la pobreza; educación; cultura; recreación y deporte; y salud.

Capítulo V “ESTRATEGIA SECTORIAL” V.1. Sector Primario…

V.2. Turismo…

V.3. Industria Veracruz contrasta con otras regiones del país en términos de su proceso de

industrialización. Por una parte, porque este se inició y ha sido altamente

dependiente del desenvolvimiento de las actividades de PEMEX en la entidad, en

particular de la industria petroquímica en el sur del Estado. Por otra, porque la

industrialización ha respondido a un patrón de lunares de manufacturas, más que

al de cadenas o “clusters”. Esto tiene como resultado que en el Estado las

manufacturas tengan un peso relativamente menor (18.4% del Producto Interno

Bruto estatal) en comparación con 20% a nivel nacional.

…..

V.3.1 Diagnóstico La disponibilidad de recursos naturales, tierra, agua, de infraestructura adecuada

para la industria, la cercanía geográfica a los principales mercados nacionales y

del exterior, y el aprovechamiento de esquemas para promover la atracción de




actividades manufactureras, constituyen oportunidades que no deben dejarse

pasar. El reto es crear las condiciones adecuadas para promover y facilitar que se

instalen nuevas empresas industriales en Veracruz, en coordinación con el sector

empresarial y los municipios.

V.3.2 Objetivos

• Recuperar el sector industrial como uno de los motores fundamentales de la

actividad económica en Veracruz.

• Impulsar un patrón de industrialización distinto, basado en manufacturas de

alta sofisticación que requieran tecnologías de punta, y que se complementen con

servicios de alta especialización.

• Promover el establecimiento de industrias de proceso que aprovechen las

ventajas competitivas de Veracruz.

V.3.3 Líneas estratégicas

• Desarrollar nuevos esquemas para ubicar y localizar físicamente nuevas industrias acordes con sus necesidades y sus requerimientos, con apego a

estándares estrictos de seguridad industrial, utilizando para ello las diversas

modalidades existentes, entre las que destacan parques industriales, villas,

clusters, distritos, redes.

• Promover el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural en el Estado, con objeto de ofrecer a usuarios

residenciales, comerciales e industriales acceso a un energético alternativo,

limpio, seguro y competitivo, lo que redundará también en un mayor desarrollo

regional.

V.3.4 Acciones prioritarias

• Promover la modalidad de contratos de largo plazo para el suministro de gas

natural y derivados petroquímicos entre Pemex y empresas petroquímicas

asentadas o interesadas en localizarse en el Estado.




• Apoyar y participar en el proceso de licitación para construir y operar sistemas

de distribución de gas natural en las principales ciudades del Estado.

Bajo dicha perspectiva, la realización del proyecto no contraviene este instrumento

de planeación al promover el desarrollo de infraestructura para la distribución de

gas natural en las instalaciones del PIBP y en un futuro del Parque Industrial

Santa Fé, además de pretender satisfacer la demanda del producto en la zona

industrial ubicada en las afueras de la Cd. de Veracruz. Con la premisa de que la

construcción del gasoducto ha sido planeada de manera que impacte lo menos

posible el ambiente, la ejecución de las actividades propuestas permitirá mejorar

las prácticas operativas y cumplir con las metas de producción de los grupos

empresariales, impulsando de la misma manera el desarrollo de los centros

industriales estratégicos.

b) Actualización del Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del Río - Medellín – Alvarado, Ver. Veracruz 2002-2004 El Programa establece objetivos, políticas, estrategias e instrumentos específicos

para su implementación, en base a las disposiciones que establecen la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley General de

Asentamientos Humanos; la Constitución Política del Estado Libre y Soberano de

Veracruz – Llave; Ley Orgánica de la Administración Pública; Ley de Desarrollo

Regional y Urbano y la Ley Orgánica del Municipio Libre. Su estructura se escinde

en seis apartados en los que se desglosa toda la información necesaria para su

desarrollo, que corresponden a las siguientes fases metodológicas: Antecedentes,

Diagnóstico, Normatividad, Estrategia, Programación e Instrumentación.

El Programa en sí ordena una zonificación primaria de las localidades

involucradas, donde se diferencian las superficies y usos para cada zona,

delimitando la estructura de la Zona Conurbada y describiendo las áreas de

reserva, ya sean industriales, ecológicas, territoriales y espaciales. Así mismo,




estructura la zona urbana en una zonificación secundaria, definiendo usos

permisibles y condicionados para cada desagregado, a partir de las características

de suelo –densidad, COS, CUS- así como los elementos que dan servicio a la

población.

Capítulo 4 “ESTRATEGIA” 4.1. ESTRATEGIA GENERAL DEL PLAN…

4.2. POLÍTICAS DE DESARROLLO…

4.3. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS Los lineamientos estratégicos establecen la organización espacial prevista para la

Zona Conurbada mediante su división en distritos funcionales para el área urbana,

las áreas de reserva y las áreas rurales que fueron determinadas.

…

Las acciones se establecen en plazos temporales denominados horizontes y los

lineamientos estratégicos se subdividen en los siguientes aspectos:

• Vivienda.

• Incorporación del suelo al desarrollo.

• Reservas (territoriales, ecológicas, industriales, especiales).

• …

4.3.3. RESERVAS

…..

4.3.3.2. RESERVA INDUSTRIAL La Zona conurbada constituye un conglomerado urbano en el cual se ha

desarrollado una infraestructura industrial de importancia así como condiciones de

desarrollo urbano que la hacen sujeto de inversión industrial, comercial y turística.

El Gobierno del Estado de Veracruz a través de las Secretarías de Desarrollo

Regional y Desarrollo Económico y con la concurrencia de los Ayuntamientos

participantes han definido políticas generales para el diseño y aplicación de una

estrategia que busca la consolidación de un desarrollo económico y urbano que




reactive y consolide la base económica ante las nuevas condiciones de los

mercados globales y la integración regional.

Reserva Industria Pesada La zona industrial de la Zona Conurbada enfocada principalmente a la industria

manufacturera y metal-metalmecánica se localiza al Oeste de la mancha urbana

sobre la carretera libre a Xalapa; las principales industrias se asientan en la

Ciudad Industrial Bruno Pagliai así como otras ubicadas en esta zona como

TAMSA y MASECA. Esta ubicación estratégica permite un fácil acceso a

mercados nacionales e internacionales por su relativa cercanía al Puerto de

Veracruz, así como por medio de sus enlaces ferroviarios, carreteros y aéreos

contemplando los requerimientos de la infraestructura industrial presentes y a

futuro.

…..

La presente estrategia determina en forma general las reservas para la expansión

de la industria hasta el año 2020 en base a la importancia industrial de la zona

conurbada. Para tal fin, se determinó como reserva industrial, una superficie

constituida por secciones de los predios II-0061-G, II-0021-2M, II-0062-G, II-0018-

C4, II-0064-G, II-0065-G, II-0020-2M, II-0009-F1, II-0032-M, II-0026-M y II-0029-M

de 1,407.8079 ha (hectáreas) localizados en torno de la ciudad industrial Bruno

Pagliai y a las industrias MASECA y TAMSA. Lo anterior en la búsqueda de un

equilibrio entre usos industriales y habitacionales optimizando la infraestructura

existente y la posibilidad de enlaces carreteros, portuarios, ferroviarios y aéreos.

Se considera que la industria asentada en estas reservas deberá continuar la

especialización funcional encaminada a la industria metal-mecánica y de

transformación, ya que se considera la más adecuada en función de las

condiciones existentes para ello.

4.3.3.3. RESERVA ECOLÓGICA

• PRODUCTIVA




Esta reserva tiene la finalidad de constituir un área que envuelva la ciudad en la

cual el medio natural contrarreste los efectos negativos implícitos en el desarrollo

urbano. Esta área es complementaria del centro de población asegurando el

desenvolvimiento de las actividades ecológicas y agropecuarias. Se ha

considerado en el Programa la constitución de una reserva de preservación

ecológica con fines productivos. La superficie total asciende a 27,863.7457 Has.

Esta se extiende de forma homogénea a partir de la manche urbana actual siendo

dispuesta con anterioridad a las reservas habitacionales.

Los usos agropecuarios continuarán siendo desempeñados por los propietarios en

sus predios sin permitirse los usos urbanos hasta que exista un adecuado

producto de un consenso del H. Ayuntamiento y el Gobierno del Estado con la

finalidad de realizar un estudio específico para cada caso.

4.3.3.4. RESERVAS ESPECIALES

• ÁREA DE AMORTIGUAMIENTO Se ha considerado necesario el establecimiento de áreas de amortiguamiento en

torno a los suelos con uso industrial localizados principalmente al oeste de la

mancha urbana en el límite entre la reserva industrial y las reservas habitacionales

o poblados rurales….

Se considera que la ejecución del proyecto en la trayectoria propuesta, contribuirá

al logro de los objetivos y metas del desarrollo en la localidad al coadyuvar en la

provisión de los servicios de gas natural, fomentando de la misma manera el

impulso económico de la región. Así mismo, tomando en cuenta que el

abastecimiento permitirá también la operación del sector industrial denominado

PIBN, la construcción del gasoducto representa una prioridad regional al sustituir

los dos ductos actuales que abastecen la zona industrial en la actualidad (el de la

Cabeza Olmeca y el de la Av. Cuauhtémoc y J. B. Lobos), atendiendo los

reclamos de la ciudadanía y de la Autoridad municipal, además de generar a la par




de manera indirecta fuentes de empleo que permitirán satisfacer en parte las

necesidades de la sociedad. Se adjunta como Anexo 9 el Oficio No.

DGFEyP/246/08 del 28 de Abril del actual, dirigido al Ing. Sergio A. de la Maza

Jiménez (Presidente de la Unidad de Autoabastecimiento de Gas Natural “Bruno

Pagliai”) por el Lic. Miguel Rolón García (Director General de Fomento Económico

y Portuario de la Secretaría de Desarrollo Económico y Portuario del Gobierno del

Estado de Veracruz, donde hace mención de su apoyo a la iniciativa de la

construcción del gasoducto que propone este Estudio a esa Secretaría; citando

además que se encuentra comisionado por instrucciones del Lic. Fidel Herrera

Beltrán (Gobernador) y del Dr. Carlos García Méndez (Secretario) para efectuar

junto con el personal que este designe la gestión de los trámites requeridos ante

las autoridades municipales, estatales y federales, y poder así concretar el

establecimiento de la obra.

El Plano No. 7 del Anexo Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en

una zona totalmente de uso industrial tomando en cuenta la zonificación del

Programa de Ordenamiento de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la

Actualización del mismo en su versión 2002-2004, es indispensable señalar que,

de acuerdo al Plano D-11 “Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se

encuentra integrado al anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m

(62.31%) del eje del gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva

Industrial y los 1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que

considerando los ocho metros del derecho de vía arroja como resultado una

superficie de afectación de 1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el

Programa, equivalentes al 0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la

zonificación plasmada en el Plano E-02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002

que también forma parte integrante del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m

(63.67%) del eje del gasoducto se localizan en la carretera de más de dos carriles,

1,243 m (29.05%) en la zona industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de

amortiguamiento. Para una mejor comprensión de lo anterior, se adjuntan de

manera consecuente los dos planos de zonificación de los usos de suelo




permitidos en la longitud del gasoducto como parte del anexo cartográfico del

Estudio.

Se hace mención de que para los tramos comprendidos en la reserva ecológica y

zona de amortiguamiento, se adoptarán las de recomendaciones realizadas con

anterioridad para las distintas fases de implementación del proyecto, con el

propósito de lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos

naturales, así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente:

• Programas de recuperación y restablecimiento de las zonas de restauración ecológica

No se cuenta con este tipo de programas en el área de estudio.

• Normas Oficiales Mexicanas A continuación se enumeran las Normas Oficiales Mexicanas relacionadas con el

diseño, la construcción y operación del proyecto que deberán considerarse

principalmente para la prevención de efectos sobre los componentes de la

atmósfera, suelo, generación de residuos peligrosos, emisiones de ruido, etc.:

NOM-003-SECRE-2002. Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas

natural).

NOM-007-SECRE-1999. Transporte de gas natural.

NOM-008-SECRE-1999. Control de la corrosión externa en tuberías de acero

enterradas y/o sumergidas.

I I I . NOM-009-SECRE-2002 . Moni toreo, detección y c lasi f icación

de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos.

NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida.

NOM-013-SCFI-2004. Instrumentos de medición-Manómetros con elemento

elástico-Especificaciones y método de prueba.

NOM-063-SCFI-2001. Productos eléctricos-Conductores-Requisitos de seguridad.




NOM-064-SCFI-2000. Productos eléctricos- Luminarias para uso en interiores y

exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba.

NOM-093-SCFI-1994. Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-Alivio y

alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.

NOM-022-STPS-1999. Electricidad estática en los centros de trabajo –

Condiciones de seguridad e higiene.

NOM-025-STPS-1999. Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.

NOM-026-STPS-1998. Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación

de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.

NOM-001-SEMARNAT-1996. Que establece los límites máximos permisibles de

contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes

nacionales.

NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el procedimiento

de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos.

NOM-117-SEMARNAT-1998. Que establece las especificaciones de protección

ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para el

transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y

gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en

zonas agrícolas, ganaderas y eriales.

NOM-129-SEMARNAT-2006. Redes de distribución de gas natural.- Que

establece las especificaciones de protección ambiental para la preparación del

sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono de redes de distribución

de gas natural que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas e

industriales, de equipamiento urbano y de servicios.

En la siguiente Tabla se presenta la vinculación de la normatividad referida con las

diferentes obras y actividades que contempla el proyecto por etapa.

Tabla III.2. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas aplicables.

Norma Factor que considera Etapa de aplicación Vinculación con el proyecto

NOM-003-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P. Operación y mantenimiento La distribución del gas se sujetará a

lo dispuesto en dicha Norma




Norma Factor que considera Etapa de aplicación Vinculación con el proyecto

NOM-007-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento El transporte del gas se sujetará a lo

dispuesto en dicha Norma

NOM-008-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento La operación y mtto. del ducto se

sujetará a lo dispuesto en la Norma

NOM-009-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P. Operación y mantenimiento El mtto. del ducto se sujetará a lo

dispuesto en dicha Norma

NOM-008-SCFI-2002 ----- Preparación del sitio y

Construcción

La planeación de la obra considera

lo establecido por la Norma


Construcción




Construcción




Construcción



NOM-093-SCFI-1994 ----- Preparación del sitio,

Construcción, Operación y mtto.



NOM-022-STPS-1999 Seguridad e higiene industrial Construcción, Operación y

mantenimiento



NOM-025-STPS-1999 Seguridad e higiene industrial Construcción, operación y

mantenimiento



NOM-026-STPS-1998 Seguridad e higiene industrial Construcción, Operación y

mantenimiento



NOM-001-SEMARNAT-1996 Aguas residuales Construcción La práctica de las pruebas

hidrostáticas cumplirá con la Norma

NOM-052-SEMARNAT-2005 Residuos peligrosos Preparación del sitio,


La ejecución de la obra cumplirá con

lo estipulado en la Norma y Ley Gral.

NOM-117-SEMARNAT-1998 Protección ambiental Preparación del sitio,


La realización del proyecto se

ajustará a los criterios de la Norma

NOM-129-SEMARNAT-2006 Protección ambiental Preparación del sitio,


La realización del proyecto se

ajustará a los criterios de la Norma

• Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas Tal como ha sido citado en el contenido de este Estudio, la ubicación del proyecto

no concuerda con los límites de las ANP´s de regulación federal ubicadas en

Veracruz.

III.1.1 Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad El Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad se

orienta a la detección de áreas cuyas características físicas y bióticas favorezcan

condiciones particularmente importantes desde el punto de vista de la

biodiversidad.




En este sentido, la CONABIO ha impulsado un programa de identificación de

regiones prioritarias, considerando los ámbitos terrestre (regiones terrestres

prioritarias), marino (regiones prioritarias marinas) y acuático epicontinental

(regiones hidrológicas prioritarias) para los cuales, mediante sendos talleres de

especialistas, se definieron las áreas de mayor relevancia en cuanto a la riqueza

de especies, presencia de organismos endémicos y áreas con un mayor nivel de

integridad ecológica, así como aquéllas con mayores posibilidades de

conservación en función de los aspectos sociales, económicos y ecológicos. Con

este marco de planeación regional, se espera orientar los esfuerzos de

investigación que optimicen el conocimiento de la biodiversidad en México.

III.1.1.1 a) Regiones Terrestres Prioritarias El Proyecto Regiones Terrestres Prioritarias (RTP), en particular, tiene como

objetivo general la determinación de unidades estables desde el punto de vista

ambiental en la parte continental del territorio nacional, que destaquen la

presencia de una riqueza ecosistémica y específica comparativamente mayor que

en el resto del país, así como una integridad ecológica funcional significativa y

donde, además, se tenga una oportunidad real de conservación.

Este proyecto contó con el apoyo del Fondo Mundial para la Naturaleza

(WWF), la Agencia Internacional para el Desarrollo de la Embajada de los

Estados Unidos de América (USAID), The Nature Conservancy (TNC) y el

Fondo Mexicano para la Conservación de la Naturaleza, A.C. (FMCN), así

como con la participación del Instituto Nacional de Ecología (INE) como

autoridad normativa del Gobierno Federal. La identificación de las regiones

prioritarias es el resultado del trabajo conjunto de expertos de la comunidad

científica nacional, coordinados por la CONABIO.

Como producto de este proyecto se obtuvo un Mapa en Escala 1:1´000,000

con 152 RTP´s para la conservación de la biodiversidad en México, que




cubren una superficie de 515,558 Km2, correspondiente a más de la cuarta

parte del territorio.

Análisis geográfico: El proyecto no se encuentra dentro de alguna RTP para

la conservación, la más cercana es la núm. 123 denominada como “Dunas

costeras del centro de Veracruz” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del

Anexo 1, Escala 1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio

propuesto.

III.1.1.2 b) Regiones Hidrológicas Prioritarias En Mayo de 1998, la CONABIO inició el Programa de Regiones Hidrológicas

Prioritarias (RHP) con el objetivo de obtener un diagnóstico de las principales

subcuencas y sistemas acuáticos del país considerando las características de

biodiversidad y los patrones sociales y económicos de las áreas identificadas, para

establecer un marco de referencia que pueda ser considerado por los diferentes

sectores para el desarrollo de planes de investigación, conservación uso y manejo

sostenido.

Como parte de dicho Programa, se realizaron dos talleres interdisciplinarios

con la participación de 45 especialistas del Sector académico, Gubernamental

y de Organizaciones No Gubernamentales (ONG´s) coordinados por la

CONABIO. Este Programa contó con el apoyo económico del Fideicomiso

Fondo para la Biodiversidad, The David and Lucile Packard Foundation

(PACKARD), USAID, el FMCN y el WWF.

Con la información anterior, se elaboraron mapas del territorio nacional

(Escala 1:1´000,000) de las áreas prioritarias concensuadas por su

biodiversidad, uso de recursos, carencia de información y potencial para la

conservación, así como una ficha técnica de cada una con información de tipo

biológico y físico, problemática y sugerencias identificadas para su estudio,

conservación y manejo.




Se identificaron 110 RHP´s por su biodiversidad, de las cuales 82

corresponden a áreas de uso y 75 a áreas de alta riqueza biológica con

potencial para su conservación; dentro de estas dos categorías, 75

presentaron algún tipo de amenaza. Se identificaron también 29 áreas que

son importantes biológicamente pero carecen de información científica

suficiente sobre su biodiversidad.

Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna

RHP para la conservación, la más cercana es la núm. 77 denominada como

“Río La Antigua” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del Anexo 1, Escala

1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio propuesto.

III.1.1.3 c) Regiones Marinas Prioritarias En 1998 se realizaron dos talleres en los que se definieron áreas prioritarias de

biodiversidad en las zonas costeras y oceánicas de México, las cuales son de gran

importancia debido a la situación geográfica de nuestro país con costas en cuatro

mares principales: Pacífico, Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe, y

niveles de riqueza, diversidad y endemismos comparables con los de la biota

continental. Estos ecosistemas además se encuentran pobremente representados

en las ANP´s del país y frecuentemente entran en conflicto con diversos

esquemas de utilización de los recursos.

Bajo esta perspectiva, la CONABIO instrumentó el Programa de Regiones Marinas

Prioritarias (RMP) con el apoyo de la Agencia PACKARD, USAID, FMCN y WWF,

reuniendo a un grupo de 74 expertos del sector académico, gubernamental,

privado, social y ONG´s de conservación.

Como producto de este proyecto, se dispone de un Mapa del territorio nacional en

Escala 1:4´000,000 con 70 RMP´s para la conservación de la biodiversidad

costera y oceánica en México, repartidas en ambas costas del país: 43 en el

Pacífico y 27 en el Golfo de México-Mar Caribe. Finalmente, se llevó al cabo una




clasificación en diferentes grupos definidos por el patrón de uso de los recursos, el

conocimiento sobre biodiversidad y las amenazas que enfrentan, considerando la

información generada durante el taller. Es indispensable señalar que esta

clasificación se hizo tomando como base la evaluación que realizaron los

participantes, utilizando los criterios de evaluación para cada una de las áreas.

Posteriormente, los valores así asignados fueron analizados por medio de un

análisis de conglomerados, lo que dio como resultado 58 áreas de alta

biodiversidad, de las cuales 41 presentaron algún tipo de amenaza y 38

correspondieron a áreas de uso por sectores. También se identificaron ocho áreas

que son importantes biológicamente pero no se cuenta con información sobre

biodiversidad. Tres áreas no tienen ninguna clasificación debido a que, por la

escasa información el análisis no resulto en clasificación alguna. Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna

RMP para la conservación, la más cercana es la núm. 49 denominada como

“Laguna Verde-Antón Lizardo” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del Anexo

1, Escala 1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio

propuesto.

III.1.1.4 d) Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves El Programa surgió como una idea conjunta de la Sección Mexicana del Consejo

Internacional para la Preservación de las Aves (CIPAMEX) y BirdLife International.

Inició con apoyo de la Comisión para la Cooperación Ambiental de Norteamérica

(CCA) con el propósito de crear una red regional de áreas importantes para la

conservación de las aves.

Se invitó a una serie de especialistas e interesados en la materia para

proponer de manera regional Áreas de Importancia para la Conservación de

las Aves (AICA´s) en México. Se identificaron 170 áreas, mismas que se

difundieron, invitando a más personas a participar para conformar 193 áreas

nominadas durante 1996-1997. Estas áreas fueron revisadas por la




coordinación del Programa, constituyéndose una base de datos. La

información gráfica recabada en el taller que incluía los mapas dibujados por

los expertos de todas las áreas que fueron nominadas, se digitalizó y

sistematizó en CONABIO incorporándose en su Sistema de Información

Geográfica.

En Mayo de 1997, durante una reunión del Comité Consultivo, la Coordinación

y técnicos de la CONABIO, se revisaron, con el apoyo de mapas de

vegetación, topografía e hidrografía, las 193 áreas propuestas, revisando los

polígonos, coordenadas y límites. Durante 1998 el Programa entró a una

segunda fase en la cual se regionalizó, con el apoyo financiero del FMCN

formándose cuatro coordinaciones regionales (Noreste, Noroeste, Sur y

Centro). En cada región se organizaron dos talleres para revisar las AICAS,

anexándose y eliminándose aquellas áreas que de acuerdo con la experiencia

de los grupos de expertos así lo ameritaron, concluyendo con un gran total de

230, las cuales quedaron clasificadas dentro de alguna de las 20 categorías

definidas con base en criterios de la importancia de las áreas en la

conservación de las aves; dichos criterios resultaron de discusiones

trilaterales y se adaptaron a partir de los utilizados por BirdLife International.

Igualmente se concluyó una lista de cinco áreas de prioridad mayor por

Región, en donde se tienen identificados los grupos locales que son capaces

de implementar un plan de conservación en cada AICA.

Análisis geográfico: El proyecto se ubica dentro de la poligonal

correspondiente al AICA SE-03 denominada como “Centro de Veracruz” (Ver

Plano No. 10: AICA´s y ANP´s del Anexo 1, Escala 1:50,000); no previéndose

afectación de las comunidades de la avifauna local por su realización por

presentar el sitio un uso industrial, donde se presume que las condiciones

ecológicas del área no representan hábitats potenciales de anidación ni

alimentación de especies.




• Bandos y reglamentos municipales El Artículo 115 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos otorga

poder al Municipio para administrar la zonificación y planes de desarrollo urbano,

lo que implica que dicha autoridad tiene a cargo las funciones de autorizar,

controlar y vigilar la utilización del suelo en el ámbito de su competencia y dentro

de su jurisdicción.

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

ARTICULO 115.

…..

V.- Los Municipios, en los términos de las leyes federales y estatales relativas,

estarán facultados para:

a) Formular, aprobar y administrar la zonificación y planes de desarrollo urbano

municipal;

b) Participar en la creación y administración de sus reservas territoriales;

c) Participar en la formulación de planes de desarrollo regional, los cuales deberán

estar en concordancia con los planes generales de la materia. Cuando la

Federación o los Estados elaboren proyectos de desarrollo regional deberán

asegurar la participación de los municipios;

d) Autorizar, controlar y vigilar la utilización del suelo, en el ámbito de su

competencia, en sus jurisdicciones territoriales;

e) Intervenir en la regularización de la tenencia de la tierra urbana;

f) Otorgar licencias y permisos para construcciones;

g) Participar en la creación y administración de zonas de reservas ecológicas y en

la elaboración y aplicación de programas de ordenamiento en esta materia;

…..

• Leyes y Reglamentos La ejecución de la obra debe estar sujeta al riguroso cumplimiento de la legislación

ambiental mexicana, así como obedecer los lineamientos que establecen los

reglamentos, normas oficiales y demás instrumentos legales de carácter local,

estatal y federal; por lo que a continuación se presenta el resultado del análisis de




dichos instrumentos jurídicos, para los cuales se hace una breve semblanza de la

naturaleza del ordenamiento y los artículos en los cuales la promovente deberá

hacer especial énfasis en su cumplimiento; siendo la relación enunciativa más no

limitativa.

a) Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

(publicada en el Diario Oficial de la Federación -DOF- el 28 de Enero de 1988)

Reglamentaria de las disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que se refieren a la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como a la protección al ambiente, en el territorio nacional y las zonas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción (Tabla III.3).

Tabla III.3. Principales artículos de la LGEEPA aplicables en el proyecto. Artículos Referencia

11 fracción III, inciso b De las evaluaciones de impacto ambiental competencia de la Federación.

19 al 20 bis 7 Del ordenamiento ecológico territorial.

28 fracción II De las evaluaciones de impacto ambiental competencia de la Federación.

28 al 35 bis 3 Evaluación del Impacto Ambiental.

38 al 38 bis 2 Autorregulación y Auditorías Ambientales.

111 al 116 Acerca de las emisiones a la atmósfera.

150 al 153 Acerca de los residuos peligrosos.

155 y 156 Ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica, olores y contaminación visual.

b) Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al

Ambiente en Materia del Impacto Ambiental (DOF del 30 de Mayo del 2000)

……………….. III.2 Capítulo II. De las obras o actividades que requieren

autorización en materia de impacto ambiental y de las

excepciones. Artículo 5o.- Quienes pretendan llevar a cabo alguna de las siguientes obras o

actividades, requerirán previamente la autorización de la Secretaría en materia de

impacto ambiental:

A) …..

B) …..




C) Oleoductos, Gasoductos, Carboductos y Poliductos

…..

III.2.1.1 c) Ley General de Desarrollo Forestal Sustentable Reglamentaria del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos

Mexicanos, tiene por objeto regular y fomentar la conservación, protección,

restauración, producción, ordenación, el cultivo, manejo y aprovechamiento de los

ecosistemas forestales del país y sus recursos, así como distribuir las

competencias que en materia forestal correspondan a la Federación.

El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas del cambio de uso de

suelo en asociaciones vegetales forestales o zonas áridas, por lo que no se hará

necesario la aplicación de ningún Artículo de esta Ley ni de su Reglamento.

III.2.1.2 d) Ley General de Vida Silvestre Reglamentaria del Párrafo tercero del Artículo 27 y de la fracción XXIX, inciso

G del Artículo 73 constitucionales. Su objeto es establecer la concurrencia del

Gobierno Federal, de los gobiernos de los Estados y de los Municipios, en el

ámbito de sus respectivas competencias, relativa a la conservación y

aprovechamiento sustentable de la vida silvestre y su hábitat en el territorio de

la República Mexicana y en las zonas en donde la Nación ejerce su

jurisdicción.

El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas del aprovechamiento

de especies de vida silvestre, por lo que no se hará necesario la aplicación de

ningún Artículo de esta Ley.

III.2.1.3 e) Ley General de Aguas Nacionales El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas de la extracción de

agua del subsuelo, por lo que no se hará necesario la aplicación de ningún

Artículo de esta Ley ni de su Reglamento.




III.2.1.4 f) Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos Esta Ley es reglamentaria de las disposiciones de la Constitución Política de los

Estados Unidos Mexicanos que se refieren a la protección al ambiente en materia de

prevención y gestión integral de residuos, en el territorio nacional (Tabla III.4). Sus

disposiciones tienen por objeto garantizar el derecho de toda persona al medio

ambiente adecuado y propiciar el desarrollo sustentable a través de la prevención de

la generación, la valorización y la gestión integral de los residuos peligrosos, de los

residuos sólidos urbanos y de manejo especial; prevenir la contaminación de sitios

con estos residuos y llevar a cabo su remediación.

Tabla III.4. Principales artículos de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los

Residuos aplicables al proyecto. Artículos Referencia

6º. al 14 Atribuciones de los tres órdenes de gobierno.

25 y 26 Programas para la prevención y gestión integral de los residuos.

44 a 49 Generación de residuos peligrosos.

50 al 53 De las autorizaciones.

54 al 67 Manejo integral de residuos peligrosos.

68 al 79 Responsabilidad acerca de la contaminación y remediación de sitios.

95 al 100 De la prevención y manejo integral de residuos sólidos urbanos y de manejo especial.

En términos generales, de acuerdo a lo establecido en los criterios normativos

analizados, se concluye que el establecimiento de la obra de infraestructura

eléctrica, es congruente con la regulación federal del Sector, acorde a los

diferentes instrumentos jurídicos y de planeación examinados. Como fue citado

anteriormente, además de la presentación de esta MIA-P no se considera la

presentación de un Estudio Técnico Justificativo en virtud de que el proyecto no

requiere de procesos de cambio de uso de suelo en mosaicos de vegetación

nativa.




IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO

Inventario ambiental En este Capítulo se presenta una descripción sobre las condiciones que se

desarrollan en el sistema ambiental donde se pretende llevar a cabo el proyecto.

Para la elaboración de este apartado, se incluyen las características del área

donde está proyectada la instalación de la tubería, la cual comprende una

superficie de 34,240.00 m2 en una longitud de 4,280 m, conformada por un

derecho de vía de ocho metros.

III.3 IV.1 Delimitación del área de estudio El área donde se pretende llevar a cabo el proyecto se localiza en el Estado de

Veracruz, dentro del Municipio que lleva el mismo nombre. La zona se ubica

aproximadamente a 10 Km al Este-Sureste del puerto de Veracruz, entre las

coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur 19°10'16.85" N,

al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W, sobre la Carretera Federal

México Veracruz (Vía Jalapa), en los alrededores del poblado de Tejerías. Dado

que el proyecto se pretende llevar a cabo sobre una zona sin vegetación natural,

se define al sistema ambiental como una franja de 100 m a cada lado del eje de

construcción del ducto. La Fig. IV.1 muestra la ubicación del proyecto con respecto

al área conurbada de Veracruz y núcleos ejidales que se localizan a sus

alrededores. Cabe señalar además, que cerca de la mitad del trayecto se ubica

frente a las instalaciones de Tenaris-TAMSA en el PIBP, como se muestra en el

Anexo Cartográfico, donde dominan diversas áreas industriales.

Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno

Pagliai en Veracruz, Ver.”.


Figura IV.1. Ubicación del área donde se pretende realizar el proyecto, con respecto al Área Conurbada de Veracruz y ejidos circundantes.



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L. Teléfono: (81) 83347459.

V.92

La Tabla IV.1 refiere distancias aproximadas en línea recta al área del proyecto

con respecto a diversos puntos de interés en el Municipio de Veracruz.

Tabla. 1. Rumbos y distancias mínimas al área que ocupa el proyecto con desde diversos lugares

de interés.

Lugar de referencia Rumbo Distancia (Km.)

Cabecera municipal de Veracruz Este Noreste 10.25

Ejido Las Brisas Noroeste 0.35

Ejido Ampliación Delfino Victoria Norte 0.64

Ejido San Juan Norte 0.72


Santa Rita Sur Sureste 0.31

Ejido El Pando Sureste 1.22

Ejido Santa Rita Sur 1.02

Es importante destacar que el derecho de vía propuesto posee una tenencia de

tipo privada y que en la zona no existe vegetación primaria, la cual según la

cartografía realizada ya hace algunas décadas, la vegetación que se presentaba

correspondía a selva baja caducifolia. Sin embargo, en la actualidad se presenta

un uso netamente pecuario y agrícola, situación que puede observarse en las

ortofotos de INEGI y la imagen de satélite Digital Globe Quickbird

1010010005867C0E con fecha de toma del 15 de marzo de 2007 del

Espaciomapa adjunto.

III.4

a) Criterios para la delimitación y extensión del entorno ambiental

Considerando que el trazo en toda su longitud presenta las mismas características

altitudinales, se llevó a cabo una zonificación con la finalidad de describir de

manera particular la obra de acuerdo a su ubicación con base a los siguientes

criterios: 1) Dimensiones y localización, 2) Características hidrográficas, 3)

Comunidades vegetales y 4) Infraestructura antropogénica existente en la región

que permite “detener” los impactos potenciales que se presentarían por la

ejecución del proyecto.




V.93

Dimensiones de la obra y Localización: Dentro de las dimensiones del proyecto se

consideraron los derechos de vía de las obras que conforman la periferia del área

de estudio, así como una superficie de 50 m más allá de la parte central de la línea

que conforma el gasoducto en cada lado. Lo anterior con el fin de asegurar que el

área de influencia del proyecto no rebase dicha área de estudio. Este criterio se

basa en la experiencia que se ha tenido en la elaboración de otros estudios cuyas

características constructivas de la obra y condiciones ambientales son semejantes

a las que comprenden el actual.

Características hidrográficas: Considerando las dimensiones del proyecto y su

ubicación en el PIBP, en la superficie que define el sistema ambiental no se

presentan escurrimientos ni cuerpos de agua superficiales.

Comunidades vegetales: Considerando la relación directa entre la distribución de

la flora y fauna silvestres, se tomó en cuenta de manera prioritaria la carencia de

una cobertura vegetal, independientemente de las condiciones que presenta el

seto vivo que se ubica en la colindancia del derecho de vía; asegurando de esta

manera que el efecto de fragmentación que actualmente presentan las

comunidades vegetales de la región no se propaguen más allá como

consecuencia del desarrollo del proyecto. Cabe señalar que para la delimitación

del área de estudio no se sigue una línea con respecto al comportamiento actual

de cobertura de la vegetación, ya que sus condiciones son muy heterogéneas en

la zona industrial, lo que haría que el área de estudio fuera muy extensa; por lo

anterior, con la delimitación propuesta se trata de asegurar que los impactos no

rebasen la misma, es decir, que el área de influencia no rebase los límites

establecidos como área de estudio.

Infraestructura.- Considerando que la existencia de infraestructura de

comunicaciones, industrial y habitacional en los alrededores del área de estudio,

entre otras, ha causado impactos irreversibles al sistema ambiental en que se

ubica el proyecto, dicha infraestructura permite tener un punto de delimitación que




V.94

presuntamente garantiza que los efectos que se podrían suscitar como

consecuencia del desarrollo del proyecto, no rebasen la superficie ya impactada.

Lo anterior no significa que por existir dicha infraestructura se considere que el

proyecto no causará impactos, por el contrario, con la presencia de esta se trata

de debilitar la potencial afectación acumulativa por la ejecución de la obra hacia

los recursos ambientales aún existentes. Es importante señalar que debido a las

condiciones antropizadas del sistema en que se ubica el proyecto, este criterio es

de los más importantes para la delimitación del área de estudio.

Como producto de lo mencionado anteriormente, en los planos temáticos del

Anexo 1 se presenta la delimitación propuesta. En el siguiente apartado se resume

la información correspondiente a las condiciones físico-bióticas y socio-

económicas del área de estudio, así como se describen las condiciones de

alteración presentes.

III.4.1 III.5 IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental

III.5.1 IV.2.1 Aspectos abióticos III.5.1.1 III.5.1.2 a) Clima

• Tipo de clima Gran parte del estado de Veracruz se encuentra influenciada por climas de tipo

tropical, sin embargo, la presencia de serranías afecta la distribución de los tipos

presentes. En general, en la Entidad los climas se distribuyen de manera paralela

a la línea de costa yendo de los cálidos hacia los semisecos en las inmediaciones

del continente, pasando por los semicálidos, templados, semifríos y fríos.

Con base en el sistema de clasificación de Köppen, modificado por Enriqueta

García, en el área donde se pretende llevar a cabo el proyecto prevalece un clima

con fórmula Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la




V.95

temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes

más seco es menor al 5% anual. Cabe destacar que en la región se presenta una

condición de canícula, que consiste en una pequeña temporada en la que se

registran menos lluvias dentro de la estación lluviosa, llamada también sequía de

medio verano o estío (Fig. IV.2).

Figura IV.2. Unidades climáticas presentes en el municipio de Veracruz.




V.96

• Fenómenos climatológicos En el estado de Veracruz no se registran de manera regular, eventos

meteorológicos de efectos severos. En este sentido, los huracanes son los que

cobran mayor importancia, por su frecuencia. Esto debido a que Veracruz se

encuentra en el área de influencia de la Sonda de Campeche, que es una de las

regiones generadoras de huracanes.

Los meteoros que se forman en esta sonda, aparecen a partir de junio con ruta

norte, noroeste, afectando principalmente a los estados de Veracruz y Tamaulipas.

Además en ocasiones se presentan huracanes que se forman en la región oriental

del Atlántico. Estos huracanes por lo general son mas potentes, de trayectorias

más largas, generalmente se dirigen al oeste penetrando en el Mar Caribe,

Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, en ocasiones virando hacia el norte, afectando

las costas de los Estados Unidos de Norteamérica. La temporada de ciclones

tropicales en la vertiente que corresponde al estado de Veracruz, inicia el 1° de

junio y culmina el 30 de noviembre, abarca la finalización de la primavera, el

verano, así como parte del otoño, aunque los sistemas ciclónicos pueden

presentarse en algunas ocasiones, anterior a la temporada y raras veces posterior

a ella.

Para clasificar a los ciclones tropicales y huracanes, se utiliza la escala Saffir-

Simpson. Es una escala que clasifica los huracanes según la intensidad del viento,

desarrollada en 1969 por el ingeniero civil Herbert Saffir y el director del Centro

Nacional de Huracanes de Estados Unidos, Bob Simpson. Los parámetros para

asignar una categoría se incluyen en la Tabla IV.2 y los daños causados en cada

una de las categorías se describen en la Tabla IV.3.




V.97

Tabla IV.2. Escala de Saffir-Simpson para la clasificación de ciclones tropicales y huracanes.

Tipo Etapa y/o Categoría Presión en Milibares(mb)

Vientos Máximos en Nudos

Vientos máximos en

Km/h

Marea de Tormenta en m

Depresión Tropical Depresión Tropical < 34 62

Tormenta Tropical Tormenta Tropical 34 – 63 63 – 117

Huracán H. 1 > 980 64 – 82 118 – 152 1.22 – 1.524

Huracán H. 2 965 - 980 83 – 95 153 – 176 1.83 – 2.44

Huracán H. 3 945 - 965 96 – 112 177 – 208 2.74 – 3.66

Huracán H. 4 920 - 945 113 - 135 209 – 250 3.96 – 5.47

Huracán H. 5 < 920 > 135 > 250 > 5.48

Tabla IV.3. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-

Simpson.

H. 1 Sin daños en las estructuras de los edificios.

Daños básicamente en casas flotantes no amarradas, arbustos y árboles.

Inundaciones en zonas costeras y daños de poco alcance en puertos.

H. 2 Daños en tejados, puertas y ventanas.

Importantes daños en la vegetación, casas móviles, etc.

Inundaciones en puertos así como ruptura de pequeños amarres.

H. 3 Daños estructurales en edificios pequeños.

Destrucción de casas móviles.

Las inundaciones destruyen edificaciones pequeñas en zonas costeras y objetos a la deriva pueden causar daños

en edificios mayores.

Posibilidad de inundaciones tierra adentro.

H. 4 Daños generalizados en estructuras protectoras, desplome de tejados en edificios pequeños.

Alta erosión de bancales y playas.

Inundaciones en terrenos interiores.

H. 5 Destrucción de tejados completa en algunos edificios.

Las inundaciones pueden llegar a las plantas bajas de los edificios cercanos a la costa.

Puede ser requerida la evacuación masiva de áreas residenciales.

En la Fig. IV.3 se muestra un mapa con la velocidad máxima de los vientos que se

presentan para el estado de Veracruz y en la Tabla IV.4 se muestran los

huracanes, tormentas o depresiones tropicales que han afectado a la Entidad,

desde 1930 hasta 2005 registrando la fecha, nombre, categoría máxima, lugar de

origen y lugar de entrada (Gómez Ramírez, 2006).




V.98

Figura IV.3. Velocidades máximas de vientos para el estado de Veracruz.

Tabla IV.4. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-

Simpson.

Fecha

Nombre

Etapa y/o Categoría

Máxima

Localización de Origen

Espacio Marino de Origen Lugar de impacto en Veracruz Inicio Término

Latitud

Norte

LongitudOeste

Atlántico Norte

Mar Caribe

Golfo de México

10/08/1931 18/08/1931 Tormenta Tropical 3 Tormenta Tropical 14.3° 58.5° X Centro

05/09/1931 12/09/1931 Huracán # 5 Huracán 3 12.5° 55.5° X Norte

08/09/1931 16/09/1931 Huracán # 6 Huracán 2 17.2° 52.8° X Centro-Sur

25/09/1932 03/10/1932 Huracán # 7 Huracán 3 16.3° 56.3° X Centro

14/07/1933 20/07/1933 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 17.5° 59.8° X Norte

26/08/1933 29/08/1933

Tormenta Tropical # 10

S/N Tormenta Tropical 18.6° 93.8°

X

Norte




V.99

Fecha

Nombre

Etapa y/o Categoría

Máxima


Espacio Marino de Origen Lugar de impacto en Veracruz Inicio Término

Latitud

Norte

LongitudOeste

Atlántico Norte

Mar Caribe

Golfo de México

10/09/1933 15/09/1933 Huracán # 14 S/N Huracán 1 16.0° 87.6° X Norte



30/08/1935 1/09/1935 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 22.0° 87.5° X Centro-Sur


23/09/1941 30/09/1941 Huracán # 4 S/N Huracán 3 14.0° 59.3° X Centro


19/09/1944 22/09/1944 Huracán # 8 S/N Huracán 1 19.3° 83.8° X Sur

25/08/1946 26/08/1946 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 20.5° 93.2° X Norte

20/09/1949 26/09/1949 Huracán # 8 S/N Huracán 2 26.0° 92.0° X Centro-Sur

08/10/1950 10/10/1950 Huracán Item Huracán 2 20.8° 90.6° X Centro-Sur

12/08/1951 23/08/1951 Huracán Charlie Huracán 4 12.2° 45.7° X Norte

20/091951 21/09/1951 Tormenta Tropical George Tormenta Tropical 19.8° 93.0° X Norte

11/09/1954 12/09/1954 Huracán Florence Huracán 1 20.9° 94.7° X Centro-Norte

04/09/1955 6/09/1955 Huracán Gladys Huracán 1 20.6° 94.1° X Norte

10/09/1955 20/09/1955 Huracán Hilda Huracán 3 16.8° 61.3° X Norte

21/09/1955 30/09/1955 Huracán Janet Huracán 5 13.2° 54.3° X Centro-Norte

25/07/1956 27/07/1956 Huracán Anna Huracán 1 20.6° 92.7° X Norte

10/09/1956 12/09/1956 Tormenta Tropical Dora Tormenta Tropical 20.5° 91.1° X Norte

13/06/1961 15/06/1961 Depresión Tropical Depresión Tropical 19.03° 93.7 X Centro-Sur

27/07/1961 31/07/1961 Depresión Tropical Depresión Tropical 19.9° 93.0° X Norte

20/09/1966 22/09//1966 Tormenta Tropical Hallie Tormenta Tropical 21.5° 95.4° X Centro

01/10/1966 4/10//1966 Huracán Fern Huracán 1 20.3° 93.0° X Norte

05/08/1978 8/08/1978 Tormenta Tropical Bess Tormenta Tropical 25.3° 90.4° X Norte

20/09/1980 26/09/1980

Tormenta Tropical

Hermine Tormenta Tropical 14.6° 77.2°

X

Sur

11/06/1988 17/06/1988 Depresión Tropical Depresión Tropical 18.4° 85.7° X Norte

31/08/1988 8/09/1988 Huracán Debby Huracán 1 20.1° 91.0° X Norte

4/08/1990 9/08/1990 Huracán Diana Huracán 2 13.2° 79.5° X Norte

14/09/1993 21/09//1993 Huracán Gert Huracán 2 10.6° 80.7° X Norte

29/08/1994 31/08/1994 Depresión Tropical # 5 Depresión Tropical 20.7° 93.5° X Norte

05/08/1995 7/08//1995 Depresión Tropical # 6 Depresión Tropical 20.3° 95.3° X Norte

19/08/1996 24/08//1996 Huracán Dolly Huracán 1 17.3° 80.2° X Norte

2/07/1999 3/07//1999 Depresión Tropical 2 Depresión Tropical 20.6° 97.0° X Norte

28/06/2005 30/06/2005 Tormenta Tropical Bret Tormenta Tropical 19.9° 95.7° X Norte

23/07/2005 25/07/2005 Tormenta Tropical Gert Tormenta Tropical 19.4° 93.2° X Norte

22/08/2005 23/08/2005 Tormenta Tropical José Tormenta Tropical 19.5° 95.0° X Centro

01/10/2005 5/10/2005 Huracán Stan Huracán 1 19.3° 85.8° X Sur




V.100

Causando daños menos severos para la zona, se registran en promedio 23.67

días al año con tormentas eléctricas, ocurriendo principalmente entre los meses de

junio y septiembre. Por otro lado, las granizadas, heladas y nevadas no se

registran en el lugar donde se pretende llevar a cabo el proyecto, ya que la zona

está enclavada en la región tropical.

Temperaturas La Estación meteorológica más cercana al proyecto es la 30093 “Loma Fina, Paso

de Ovejas”, ubicada en el municipio de Veracruz, Durante los últimos 20 años que

se pudo tener registro vía Internet

(http://www.csva.gob.mx/sih/proyecto_2/form_estclima.php), se obtuvo una

temperatura media anual de 20.9°C (de 1984 a 2003). Estas temperaturas

pueden ser observadas en la Tabla IV.5, además de los promedios de las

temperaturas máximas y mínimas mensuales de dichos periodos.

Tabla IV.5. Datos climatológicos de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas” de 1984 a

2003.

Temp. °C Ene Feb Mar Abril May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Prom. 17.2 17.9 19.7 22.2 20.4 24.2 22.8 22.8 22.9 21.9 20.3 18.0

Máx. 27.4 28.6 30.3 32.7 34.2 33.6 32.2 32.4 30.5 30.6 29.6 27.7

Mín. 15.5 16.1 17.9 20.1 22.3 22.8 21.7 21.6 21.8 20.3 18.5 16.3

Precipitación El área donde se pretende realizar el proyecto posee una precipitación media

anual de 886.1 mm (milímetros) anuales, esto tomando en cuenta solamente 15

años donde fueron tomados los registros de todos los meses de cada año, dentro

del periodo 1984 – 2003 en la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas”. Cabe

destacar que de acuerdo a la cartografía del INEGI, en la zona se presenta una

precipitación total anual de 1,200 a 1,500 mm anuales (Figuras IV.4 y IV.5). Esta

precipitación se descarga principalmente durante el verano, ya que durante cuatro

meses (Junio a Septiembre) se precipita el 82% del total anual, y cerca de la mitad




V.101

(47%) durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la más seca, ya que de

Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias.

0

50

100

150

200

250

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0

25

50

75

100

125Temperaturas mínimasPrecipitaciónTemperaturas máximasTemperatura media

Figura IV.4. Diagrama ombrotérmico de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas” (1984 a

2003).




V.102

Figura IV.5. Precipitación total anual para el municipio de Veracruz y los alrededores.




V.103

Vientos dominantes En la región prevalecen vientos que provienen del Norte y del Este y están

cargados de humedad que van transportando desde el mar. Estos vientos alisios

se presentan a lo largo del año, aunque en mayor parte en verano. Los vientos del

norte causan en mayor medida la precipitación así como las corrientes de aire frío

en invierno. Dentro de la población local se le denomina “surada” a los vientos que

contrarios a los nortes, provienen del sur, siendo calientes y secos, ya que su

procedencia es de tipo continental. Estos vientos generalmente se presentan en el

periodo de canícula, lo que agrava esta corta temporada de menor precipitación.

En la Fig. IV.6 se muestra el patrón de vientos mediante la esquematización de

una Rosa de Vientos construida a partir de valores del periodo de 1997 al 2001.

Figura IV.6. Rosa de los vientos de la región de Veracruz.




V.104

III.5.1.3 b) Geología y geomorfología

• Características litológicas del área El municipio de Veracruz se encuentra ubicado en la Provincia Fisiográfica

denominada “Llanura Costera del Golfo Sur” y dentro de la subprovincia “Llanura

Costera Veracruzana”.

En cuanto a provincias geológicas, el área reencuentra en la Cuenca Terciaria de

Veracruz, que se caracteriza por estar constituida por lutitas y areniscas del

Paleoceno al Oligoceno, además de material volcánico, principalmente, los que en

su conjunto forman una amplia planicie.

Por su cercanía al Golfo de México, el municipio de Veracruz se encuentra sobre

materiales recientes, formados en la Era Cenozoica, durante el periodo

Cuaternario, tanto en la época del Holoceno como del Pleistoceno. Estos

materiales se encuentran clasificados en tres tipos:

Qhoal – Cuaternario holoceno – Depósito aluvial.

Qhoeo – Cuaternario holoceno – Sedimento eólico.

QptLhar – Cuaternario pleistoceno – Depósito de lahares y arenas.

Por su parte, la zona donde se proyecta la obra se encuentra dentro de la región aluvial, lo

que se puede constatar en la Fig. IV.7.

Qhoal – Cuaternario holoceno aluvial

Son suelos de origen aluvial formados por depósitos de materiales sueltos

constituidos por material clástico de granulometría variada y de reducido espesor

provenientes de rocas preexistentes, que han sido transportadas por corrientes

superficiales de agua. Incluyen los depósitos que ocurren en las llanuras de

inundación, valles de los ríos y fajas de pie de monte.




V.105

Figura IV.7. Litología del municipio de Veracruz.

Qhoeo – Cuaternario holoceno – Sedimento eólico

Las arenas de origen eólico se presentan sensiblemente paralelas a la línea de

costa; formando dunas. Están formados por arenas de grano fino transportado por

el viento, presentando estratificación cruzada. Se observan en la porción norte y

noreste del municipio, formando lomeríos suaves y alargados de altura variable.




V.106

QptLhar – Cuaternario pleistoceno – Depósito de lahares y arenas Los lahares representan una mezcla de material volcanogénico retrabajado,

fragmentos de suelos erosionados, los cuales fueron movilizados por diferentes

cantidades de agua, asociándose con flujos de lodo. Por su parte, las arenas

corresponden a un paquete de arenas finas de reducido espesor y extensión,

presentan una estratificación cruzada y su composición es de un 70% de arenas

de cuarzo.

• Características geomorfológicas más importantes Geomorfológicamente, corresponde a una planicie costera ligeramente inclinada

hacia el este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que tienen una

topografía más baja que el área circundante. Hacia el oeste, se presentan

lomeríos con orientación oeste-este disectados por barrancas profundas, mientras

que al noroeste del puerto de Veracruz, se distinguen lomeríos de poca altura que

conforman las dunas de la zona.

• Características del relieve El Municipio se encuentra en la parte más baja de la Cuenca, ya que se encuentra

en la zona costera, aquí la altitud es baja. El rango de altitud va de 0 a 119 msnm,

ocurriendo las altitudes mayores hacia el noroeste, en los límites con el Municipio

de La Antigua, presentando una altitud promedio de 26 msnm (Fig. IV.8).

Más del 80% de la superficie del Municipio se localiza en zonas donde la

pendiente es menor al 2.5%, mientras que en las áreas de dunas, ubicadas al

noreste, se presentan las pendientes más altas (de hasta 35%), lo que se puede

observar en la Fig. IV.9.

Para el área donde se proyecta la obra, se registra un rango altitudinal de 25 a 36

msnm, con una altitud promedio de 31 msnm, y una moda de 30 msnm (Fig. IV.10)

además de presentar un 80% de pendiente nula y el resto de 1 a 3%.




V.107

Figura IV.8. Modelo digital de elevación del municipio de Veracruz.




V.108

Figura IV.9. Modelo de pendientes del municipio de Veracruz.




V.109

0%

5%

10%15%

20%

25%

30%35%

40%

45%

25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36Altitud (msnm)

Prop

orci

ón d

el á

rea

Figura IV.10. Histograma de frecuencias de altitud para el área donde se proyecta construir la obra.

• Presencia de fallas y fracturamientos en el predio De acuerdo con la Carta Geológica Minera del Servicio Geológico Mexicano,

Escala 1:250,000 “Veracruz E14-3”, dentro del municipio de Veracruz no se

encuentran registradas fallas o fracturas (para mejor referencia ver Plano No. 3:

Geología del Anexo 1).

• Susceptibilidad de la zona a riesgos geológicos El territorio mexicano está clasificado según el peligro sísmico al que están sujetas

las construcciones. Se han delimitado cuatro zonas: A, B, C y D, cuyo peligro es

de menor a mayor. Básicamente se determinaron en función de la sismicidad

propia de cada región.

La zona A es aquella donde no se tienen registros históricos, no se han reportado

sismos grandes en los últimos 80 años y donde las aceleraciones del terreno se

esperan menores al 10% del valor de la gravedad (g). Las zonas B y C presentan

sismicidad con menor frecuencia o bien, están sujetas a aceleraciones del terreno

que no rebasan el 70% de g. En la zona D han ocurrido con frecuencia grandes

temblores y las aceleraciones del terreno que se esperan pueden ser superiores al




V.110

70% de g. De acuerdo con esta regionalización, el municipio de Veracruz se

encuentra en la zona B, lo que se puede observar claramente en la Fig. IV.11.

Figura IV.11. Ubicación del área de estudio con respecto a la zonificación sísmica de la República

Mexicana; encontrándose localizada en la Zona “B”.

De acuerdo a la Escala de Mercali modificada abreviada, en la zona D han

ocurrido con frecuencia grandes temblores y las aceleraciones del terreno que se

esperan pueden ser superiores al 70% de g.

En 1902, Giuseppe Mercalli propuso una Escala, de doce grados, modificada en

1931 por H. Hood y F. Newmann, para construcciones más modernas. A ésta se le

conoce como Escala de Mercalli Modificada, que ahora se utiliza profusamente.

Actualmente, puede tenerse una medición indirecta de la intensidad de una

manera instrumental, a través de valores de aceleración del terreno producto de

los acelerógrafos. Utilizando la Escala de intensidad Mercalli modificada

abreviada, el municipio de Veracruz posee dos intensidades sismológicas, ya que

está ubicado entre la VII y VIII. (Fig. IV.12). Los efectos causados en cada una de

las escalas pueden ser observados en la Tabla IV.6.




V.111

Figura IV.12. Zonificación de intensidades sismológicas para el municipio de Veracruz.




V.112

Tabla IV.6. Efectos percibidos en la Escala de intensidad Mercalli modificada abreviada. Escala Descripción

I. No es sentido, excepto por algunas personas bajo circunstancias especialmente favorables.

II. Sentido sólo por muy pocas personas en posición de descanso, especialmente en los pisos altos de los edificios.

Objetos delicadamente suspendidos pueden oscilar.

III. Sentido claramente en interiores, especialmente en pisos altos de los edificios, aunque mucha gente no lo

reconoce como un terremoto. Automóviles parados pueden balancearse ligeramente. Vibraciones como al paso de

un camión. Duración apreciable.

IV. Durante el día sentido en interiores por muchos; al aire libre por algunos. Por la noche algunos despiertan. Platos,

puertas y ventanas agitados; las paredes crujen. Sensación como si un camión pesado chocara contra el edificio.

Automóviles parados se balancean apreciablemente.

V. Sentido por casi todos, muchos se despiertan. Algunos platos, ventanas, y similares rotos; grietas en el

revestimiento en algunos sitios. Objetos inestables volcados. Algunas veces se aprecia balanceo de árboles,

postes y otros objetos altos. Los péndulos de los relojes pueden pararse.

VI. Sentido por todos, muchos se asustan y salen al exterior. Algún mueble pesado se mueve; algunos casos de caída

de revestimientos y chimeneas dañadas. Daño leve.

VII. Todo el mundo corre al exterior. Daños insignificantes en edificios de buen diseño y construcción; leve a moderado

en estructuras comunes bien construidas; considerables en estructuras pobremente construidas o mal diseñadas;

se rompen algunas chimeneas. Notado por algunas personas que conducen automóviles.

VIII Daño leve en estructuras diseñadas especialmente para resistir sismos; considerable en edificios comunes bien

construidos, llegando hasta colapso parcial; grande en estructuras de construcción pobre. Los muros de relleno se

separan de la estructura. Caída de chimeneas, objetos apilados, postes, monumentos y paredes. Muebles

pesados volcados. Eyección de arena y barro en pequeñas cantidades. Cambios en pozos de agua. Cierta

dificultad para conducir automóviles.

IX. Daño considerable en estructuras de diseño especial; estructuras bien diseñadas pierden la vertical; daño mayor

en edificios comunes bien construidos, colapso parcial. Edificios desplazados de los cimientos. Grietas visibles en

el terreno. Tuberías subterráneas rotas.

X. Algunas estructuras bien construidas en madera, destruidas; la mayoría de estructuras de mampostería y marcos,

destruidas incluyendo sus cimientos; suelo muy agrietado. Rieles torcidos. Deslizamientos de tierra considerables

en las orillas de los ríos y en laderas escarpadas. Movimientos de arena y barro. Agua salpicada y derramada

sobre las orillas.

XI. Pocas o ninguna obra de mampostería quedan en pie. Puentes destruidos. Anchas grietas en el suelo. Tuberías

subterráneas completamente fuera de servicio. La tierra se hunde y el suelo se desliza en terrenos blandos. Rieles

muy retorcidos.

XII. Destrucción total. Se ven ondas sobre la superficie del suelo. Líneas de mira (visuales) y de nivel deformadas.

Objetos lanzados al aire.

III.5.1.4 III.5.1.5 c) Suelos

• Tipos de suelo Con base en la información proporcionada por la Carta Edafológica, Escala

1:250,000, Veracruz E14-3 (INEGI, 1977); así como a la información recabada en




V.113

literatura, se señala que la mayor parte de los suelos del municipio de Veracruz

poseen textura fina o media, principalmente vertisoles y regosoles calcáricos (Fig.

IV.13).

Figura IV.13. Suelos dominantes para el municipio de Veracruz y sus alrededores.

Dentro del área donde se proyecta la obra, se encuentran suelos de textura fina

definidos como Vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se




V.114

describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura

fina (para mejor referencia ver Plano No. 4: Edafología del Anexo 1).

Durante Marzo de 2006, la empresa EPS Ingeniería, S.A. de C.V., realizó un

Estudio de Mecánica de Suelos y Diseño de Pavimentos. En dicho reporte técnico,

con base en los trabajos de exploración en campo, así como de las diversas

pruebas de laboratorio que se realizaron, concluyen que el subsuelo está

constituido por materiales de origen aluvial compuestos por arenas arcillosas a

poco arcillosas de plasticidad media a baja, que incluso llegan a clasificarse como

arenas limosas no plásticas y/o arcillas arenosas de alta plasticidad, en colores

que van de gris verdoso y café con tonos crema. De igual forma presentan

inclusión errática de grumos medianamente cementados del mismo material y

escasa presencia de gravillas de partículas subredondeadas.

Dichos materiales de acuerdo con la prueba de penetración estándar que realizó

EPS Ingeniería, presentan una compacidad y/o consistencia que se incrementa

con la profundidad. La estratigrafía que se determinó a partir de los sondeos se

presenta en la Tabla IV.7, en la que se incluye un resumen de los resultados

presentados en el Estudio de Mecánica de Suelos.




V.115

Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el Estudio de Mecánica de Suelos. Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características Geotécnicas

TAM

SAC1

VER

0.00 a 0.60

m

Arena fina poco arcillosa (SP-PC), suelta, color café amarillento

con tonos grises, con grumos débilmente cementados del mismo

material, con presencia de raicillas

N=10

W%=4.80

0.60 a 6.00

m

Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color café

amarillento con tonos grises y crema, con grumos deleznables del

mismos material, con inclusión de nódulos blancos de origen

calcáreo, con oxidaciones color naranja

12 < N < 27

13.10 < W% < 25.90

G(%) = 0

51 < A(%) < 68

32 < F(%) < 49

29.2 < %L.I. < 45.6

13.10 < %L.P. < 18.5

16.10 < %I.P. < 30.70

6.00 a 9.85

m

Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color café

amarillento con tonos naranja, con grumos deleznables del mismo

material

32 < N > 50

9.90 < W% < 21.0

G(%) = 0

85 < A(%) < 86

14 < F(%) < 15

TAM

SAC2

VER

0.00 a 1.20

m

Arcilla arenosa de plasticidad media CL), de consistencia media,

color café con tonos grises, con grumos deleznables del mismo

material, con presencia de raicillas

6 < N < 7

6.50 < W% < 23.90

G(%) = 0

A(%) = 41

F(%) = 59

1.20 a 3.00

m

Arcilla arenosa de plasticidad media (SP-SC,SC) firme a muy

firme, color café grisáceo con tonos naranja, con grumos

deleznables a medianamente cementados del mismo material, con

inclusión de gravillas subredondeadas de origen basáltico

12 < N < 25

14.10 < W% < 21.70

3.00 a 6.00

m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP,SC,SC), medianamente

compacta, color café grisáseo con tonos naranja, con grumos

deleznables a medianamente cementados del mismo material, con

inclusión de gravillas subredondeadas de origen basáltico

11 < N < 23

6.80 < W% < 18.60

G(%) = 0

82 < A(%) < 90

10 < F(%) < 12

%L.L. = 27.60




V.116

%L.P. = 17.10

%I.P. = 10.50

6.00 a 9.78 Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color café

grisáceo, con inclusión de gravillas subredondeadas fuertemente

cementadas del mismo material

28 < N > 50

10.60 < W% < 13.50

G(%) = 0

A(%) = 80

F(%) = 20




V.117

Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas

TAM

SAC3

VER

0.00 a 0.60

m

Arena fina arcillosa (SC), suelta, color café crema, con grumos

fuertemente cementados del mismo material, con presencia de

raicillas

N = 5

W% = 7.20

G(%) = 0

A(%) = 60

F(%) = 40

0.60 a 3.00

m

Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color gris

oscuro, con nódulos blancos de origen calcáreo, con errática

presencia de raicillas

11 < N < 24

15.60 < W% < 22.60

G(%) = 0

A(%) = 0

F(%) = 38

%L.L. = 39.90

%L.P. = 13.50

%I.P. = 25.50

3.00 a 6.00

m

Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta, color café

grisáceo con tonos crema, con grumos cementados del mismo

material

12 < N < 24

6.90 < W% < 13.90

G(%) = 0

73 < A(%) < 83

17 < F(%) < 27

%L.L. = 29.00

%L.P. = 15.30

%I.P. = 13.70

TAM

SMC4

VER

0.00 a 0.60

m

Arena arcillosa de baja plasticidad (SC), suelta, color café

amarillento, con grumos deleznables del mismo material, con

presencia de arcillas

N = 6

W% = 10.20

G(%) = 0

A(%) = 73

F(%) = 27

0.60 a 6.60

m

Arena arcillosa (SC), suelta a medianamente compacta, color café

con tonos crema y gris verdoso, con presencia esporádica de

grumos fuertemente cementados del mismo material y de origen

calcáreo

W% < 27.60

G(%) = 0

57 < A(%) < 84

16 < F(%) < 43




V.118

28.2 < %L.L. < 40.4

13.5 < %L.P. < 13.8

14.4 < %I.P. < 26.90

6.60 a 10.0

m

Arena arcillosa de plasticidad baja (SC), compacta a muy

compacta, color café con tonos crema, con presencia esporádica de

grumos fuertemente cementados del mismo material

36 < N < 50

12.30 < W% < 16.90

G(%) = 0

A(%) < 80

F(%) < 20




V.119

Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas

TAM

SMC5

VER

0.00 a 4.80

m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), suelta a

medianamente compacta, color café oscuro con tonos amarillentos y

grises, con oxidaciones color naranja, con inclusión de nódulos blancos

de origen calcáreo, con presencia de raicillas

8 < N < 17

9.20 < W% = 24.90

G(%) = 0,

63 < A(%) < 88

12 < F(%) < 37

4.80 a 9.76

m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), compacta a muy

compacta, color café oscuro, con presencia esporádica de grumos

medianamente cementados del mismo material

22 < N < 48

7.8 < W% < 16.10

G(%) = 0

83 < A(%) < 94

6 < F(%) < 17

TAM-

SMC6-

VER

0.00 a 1.80

m

Arena fina arcillosa (SC), suelta, color gris con tonos rojizos y con

nódulos color negros, con presencia esporádica de raicillas

6 < N < 10

7.80 < W% = 21.1

G(%) = 0; 61 < A(%) < 75

25 < F(%) < 39

%L.L. = 40.1

%L.P. = 13.90

%I.P. = 26.20

4.80 a 9.76

m

Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta a compacta, color

café grisáceo y gris verdoso con tonos crema y rojizo con nódulos color

negro, con errática presencia de raicillas

22 < N < 48

7.8 < W% < 36.6

G(%) = 0

60 < A(%) < 68

32 < F(%) < 40

34.0 < %L.L. < 45.10

13.60 < %L.P. < 15.5

20.4 < %I.P. < 29.6

TAM

SAC7

VER

0.00 a 2.40

m

Arcilla de plasticidad media (CL), firme a muy firme, arenosa, color

gris oscuro y café con tonos crema, con inclusión errática de nódulos

blancos y gravillas de origen calcáreo, con presencia superficial de

raicillas

10< N < 24

18.30 < W% = 20.40

G(%) = 0

A(%) = 43

F(%) = 47

%L.L. = 45




V.120

%L.P. = 14.5

%I.P. = 30.90

2.40 a 5.40

m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP-SC), medianamente compacta,

color crema, con oxidaciones color naranja, con grumos deleznables del

mismo material, con inclusión de gravillas de origen calcáreo

11< N < 30

7.6 < W% = 15.00

G(%) = 0

73 < A(%) < 88

12 < F(%) < 27

%L.L. = 31.40

%L.P. = 17.60

%I.P. = 13.80

5.40 a 10.20

m

Arena fina limosa (SM) compacta, color crema, con grumos

deleznables del mismo material

31< N < 48

5.40 < W% < 18.70

G(%) = 0; 73 < A(%) < 88

12 < F(%) < 27




V.121

III.5.1.6 d) Hidrología superficial y subterránea

• Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la Región Hidrológica No. 28

(RH28) “Río Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa y otros. Dentro de esta

Cuenca, se localizan 22 Cubcuencas hidrológicas: Acatlan, Actopan, Antón

Lizardo, Atoyac, Cotaxtla, El Tejar, Idolos, Jacomulco, Jalapa, La Gloria, Naolinco,

Paso de Ovejas, Pescados, San Francisco, Santa Anita, Tres Palmas - Playa Azul,

VER-2, VER-3, Villa José Cardel, Xicuintla - Jamapa, Zempoala-Mozomboa y

Zocoapan (Fig. IV.14).

El área de construcción del proyecto se encuentra dentro de la Subcuenca San

Francisco y dentro de una vasta superficie que comprende el acuífero “Costera de

Veracruz”, ya que abarca nueve municipios de los cuales Veracruz se encuentra

englobado en su totalidad y ocho de manera parcial (Boca del Río, La Antigua,

Jamapa, Manlio F. Altamirano, Medellín de Bravo, Paso de Ovejas, Puente

Nacional y Soledad de Doblado). Las poblaciones de mayor importancia son

Veracruz, Boca del Río, Soledad de Doblado, Manlio F. Altamirano, Medellín,

Tejería y El Tejar.




V.122

Figura IV.14. Hidrografía de la Cuenca Río Jamada y Otros.

Hidrología superficial El Plano No. 8 del Anexo Cartográfico esquematiza las características hidrológicas

superficiales de la zona.

• Embalses y cuerpos de agua existentes Dentro del área donde se realizará el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni

de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica a cerca de 500




V.123

m y representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas

abajo en un Río. De acuerdo a la Carta Hidrológica de Aguas Superficiales

“Veracruz - E13-3”, Escala 1:250,000 del INEGI (1981), el proyecto se encuentra

en un área con un coeficiente de escurrimiento del 0 al 5%.

Existen numerosos cuerpos de agua a los alrededores del proyecto, pero ninguno

se encuentra alimentado por alguna corriente que atraviese el área destinada a la

instalación de la obra, por lo que no se prevé afectación. Se generó un mapa de

distribución de cuerpos de agua en la zona, mismo que se adjunta al Anexo

Cartográfico (Plano No. 6), y con él una tabla que muestra la superficie que

ocupan y las coordenadas centrales o centroide de cada uno de estos (Tabla

IV.8).

Tabla IV.8. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su superficie y ubicación.

Id NOMBRE Sup (ha) UTM X UTM Y

1 Laguna Valle Dorado 1.867 793315.902 2127103.216

2 Laguna Geovillas Los Pinos 1.415 791788.704 2127389.250

3 Vaso y Laguna El Villarín 99.481 790425.810 2126847.121

4 Vaso Regulador del Río Medio 51.544 794339.941 2123271.541

5 Laguna de Conchas 19.608 796050.819 2123517.662

6 Sin Nombre 2.207 797221.506 2122772.090

7 Laguna de las Caballerizas 0.608 797963.839 2122491.574

8 Laguna Dos Caminos 8.703 797516.628 2121919.812

9 La Marrana 1.238 798223.779 2121555.482

10 Laguna el Encanto 1.015 799110.962 2121921.600

11 Sin nombre 3.040 798446.465 2120998.004

12 Sin nombre 1.655 798196.641 2120478.935

13 Sin nombre 0.937 798833.820 2120359.119

14 Laguna D 2.519 799082.219 2120699.167

15 Laguna del Encierro 1.324 799575.470 2120884.996

16 Laguna Caracol 1.452 799928.065 2120956.944

17 Laguna Coyol 6.572 800103.993 2121108.684

18 Sin nombre 3.668 798799.687 2119984.903

19 Laguna Olmeca o Real 59.403 799589.345 2119668.628

20 Laguna el Olvido 0.993 798916.199 2122974.134

21 Laguna Ensueño 1.823 799654.466 2122093.746

22 Laguna Ilusión 1.085 799676.438 2121912.707

23 Vasos reguladores bajadas 4.100 797262.438 2120631.052

24 Vasos reguladores bajadas 33.417 797546.083 2120230.811




V.124

Id NOMBRE Sup (ha) UTM X UTM Y

25 Sin Nombre 0.461 794118.634 2126483.103

26 Laguna de Lagartos 15.035 796744.163 2126139.781

27 Laguna del Carmen 5.815 796905.328 2125694.141

28 Laguna del Carmen Reserva I 3.097 797083.729 2125268.013

29 Laguna de Tarimoya 9.188 796512.145 2125088.132

30 Sin nombre 1.006 797016.995 2124691.450

31 Laguna la Colorada 1.060 797328.554 2123937.700

32 Humedales 8.607 796419.215 2123717.321

33 Laguna de los Laureles 0.985 796847.104 2123104.125

34 Vaso Regulador 2.798 799408.807 2120421.398

35 Laguna Malibrán 2.982 801047.832 2121234.650

• Análisis de la calidad del agua En la Tabla IV.9 se muestran los resultados de las pruebas de calidad realizadas

al agua proveniente del circuito de agua de TAMSA2, los cuales presentan valores

de acuerdo a la naturaleza de los sustratos del sitio.

Tabla IV.9. Resultados de los análisis de la calidad del agua subterránea.

Parámetro Resultado Unidades

Calcio 152 mg/l CaCO3

Magnesio 60 mg/l CaCO3

Sodio 57 mg/l CaCO3

Bicarbonatos 243 mg/l CaCO3

Carbonatos 0 mg/l CaCO3

Hidróxidos 0 mg/l CaCO3

Cloruros 26 mg/l CaCO3

Alcalinidad M 243 mg/l CaCO3

Alcalinidad P 0 mg/l CaCO3

Dureza Total 212 mg/l CaCO3

pH 7.56 Adimensional

Sílice 70 mg/l Sílice

Turbidez 0.17 NTU

Color 0 Pt – Co

Sólidos Disueltos Totales 379 mg/l

Conductividad 505 micromhos/cm

Sólidos Suspendidos 0 mg/l

Grasas y Aceites 0 mg/l

Bacterias Aerobias 95 UFC/100 ml

Coliformes Totales 1 UFC/ml

Coliformes Fecales 0 UFC/ml




V.125

Hidrología subterránea El Plano No. 9 del Anexo Cartográfico esquematiza las características hidrológicas

subterráneas de la zona.

El acuífero Costera de Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se

encuentra alojado en material granular no consolidado, presentando un

funcionamiento hidráulico del tipo libre. La Unidad hidrogeológica de importancia

es la clasificada como gravas y arenas, de porosidad primaria y de una buena

permeabilidad, la que dependerá del contenido de arcillas y grado de

compactación del material. De conformidad con información obtenida mediante

perforación de pozos, se tiene que esta Unidad se extiende desde el borde

occidental del acuífero hasta la línea costera, diferenciándose

granulométricamente de un sitio a otro, ya que conforme se acerca a la costa, los

fragmentos de rocas son más finos. Por otra parte, los pozos son parcialmente

penetrantes, por lo que el espesor de la unidad acuífera es de 300 m, definido

mediante información geofísica. La recarga principal proviene de la infiltración de

la precipitación que se presenta en la zona, de aquellas áreas consideradas como

cuencas endorreicas, así como por flujo horizontal subterráneo proveniente del

oeste, mientras que los ríos Jamapa y La Antigua también favorecen a la recarga

del acuífero. Por fronteras laterales, se tienen los ríos La Antigua y Jamapa,

aunque estos son de tipo físico y no límites geohidrológicos.

En 1982 se realizaron diversas pruebas en pozos de este gran acuífero y se

concluyó que conforme se acerca a la línea de costa la transmisividad disminuye

de 10 x 10-3 m2/s (metros cuadrados por segundo) hasta 1.25 x 10-3 m2/s. De

esta manera, se puede establecer que la unidad de gravas y arenas tiene un valor

de 15 a 40 x 10-3 m2/s, los depósitos de llanura de inundación de 10 a 15 x 10-3

m2/s y las dunas entre 5 y 10-3 m2/s. Con respecto al coeficiente de

almacenamiento del acuífero, se determinó un valor de 0.085 para la zona de

gravas y arenas y 0.025 para las dunas.




V.126

Con base en el registro de la profundidad del nivel estático a partir de 1973, se

puede comentar que el acuífero presenta variaciones ocasionadas por cambios

climáticos, es decir que el acuífero se recarga durante la lluvia y en estiaje

presenta un cambio negativo en su almacenamiento, de manera rápida y

fácilmente medible.

De manera general, la profundidad del nivel estático cercano a la costa es entre 2

y 5 m, en el área industrial de 15 a 20 m siendo más profundo hacia la zona de

Soledad de Doblado, Ver. (entre 50 y 60 m).

Con el fin de conocer de manera aproximada el comportamiento del flujo

subterráneo, la CNA (Comisión Nacional del Agua) utilizó Cartas topográficas

Escala 1:50,000, editadas por INEGI, para llevar una nivelación de pozos piloto

para observación de la profundidad del nivel estático. Con ello se pudo apreciar

que en la zona cercana del puerto de Veracruz, la elevación del nivel del agua se

encuentra o muy cercano al mar o sensiblemente por debajo de este, sin

determinar la presencia de conos de abatimiento considerables.

• Localización del recurso; profundidad y dirección; usos principales y calidad del agua Para la totalidad del acuífero Costera de Veracruz, la empresa Ariel Construcciones, S.A., efectuó en 1973 un estudio geohidrológico preliminar en donde se detectaron 456 aprovechamientos, de los cuales 119 correspondían a pozos, 334 a norias y tres a manantiales, extrayendo un volumen anual de 68.7 Mm3 (millones de metros cúbicos). Posteriormente, en 1979 se realizó la actualización del estudio geohidrológico ya señalado, detectándose 51 pozos adicionales a los inventariados en 1973, de donde se pudo determinar una extracción de 95.6 Mm3 anuales. Durante 1980, la misma empresa Ariel Construcciones, S.A., desarrolló la continuación del estudio geohidrológico denominado zona Jamapa, detectando




V.127

535 aprovechamientos, de los que 196 correspondieron a pozos, 336 norias y tres a manantiales, mediante los que se extraía un volumen de 92.04 Mm3. En 1982, se realizó un estudio de evaluación geohidrológica cuyo resultado permitió conocer la disponibilidad del acuífero, estimando una extracción por bombeo de 92.04 Mm3 anuales. En 1998, la CNA llevó a cabo la actualización del inventario de aprovechamientos, donde se detectaron 440 obras, de las que 366 se encontraron en operación, con las que se determinó un volumen anual de extracción de 86.77 Mm3 observando que el municipio de Veracruz es donde se extrae el mayor volumen de agua (54.14 Mm3). Del total de obras detectadas, se censaron 354 pozos, 78 norias, seis norias perforadas y dos puyones. Del total de pozos en operación, el 43% tiene una profundidad entre 1 y 50 m; el 56% entre 51 y 100 m y solamente el 1% fueron construidos a una profundidad mayor de 150 m. Por otra parte, se observó que el 43% de las obras extraen caudales instantáneos entre 1 y 10 lps (litros por segundo); el 28% de 11 a 40 lps y el 29% están comprendidos entre 41 y 80 lps. Existen 101 pozos destinados para uso público urbano, mediante los que se extrae un volumen de 41.7 Mm3; 116 pozos para uso agrícola con una extracción de 25.5 Mm3; 30 pozos como fuente de abastecimiento a industrias con un volumen de 15.9 Mm3 y para otros usos se censaron 118 pozos con los que se extraen 3.2 Mm3.

III.5.2 IV.2.2 Aspectos bióticos

III.5.2.1 a) Vegetación terrestre

Como se ha mencionado con anterioridad, la zona donde se pretende llevar a

cabo el proyecto, se ubica dentro de los límites de una zona industrial en la que se

desarrollaban actividades agropecuarias, como lo es la ganadería extensiva. Esta

presión que ejercen ambos usos de suelo, han hecho que las condiciones




V.128

naturales de la vegetación no sean apreciadas en la actualidad, ya que de acuerdo

con la Cartografía del INEGI, Escala 1:250,000 y poco actualizada, se puede

observar que en los alrededores de la zona se desarrollaba una comunidad de

Selva Baja Caducifolia (Fig. IV.15).

En este sentido, se hace mención que dentro de la superficie donde se pretende

establecer la obra no se distribuye vegetación natural, siendo que a una distancia

aproximada de más de cinco kilómetros se distribuyen nuevamente la comunidad

de Selva baja con muchos elementos de vegetación secundaria y arbustiva, de

acuerdo a la Cartografía del Inventario Forestal Nacional del año 2000. Según lo

observado durante los recorridos realizados en el sitio, se pudo constatar la

ausencia de elementos típicos de esa comunidad, apreciándose en lugar de estos

un gran número de especies cultivadas y/o malezas.

La mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se encuentra dominada

por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la trayectoria

paralela a vías de comunicación, dentro de sus derechos de vía. Las principales

especies encontradas fueron los zacates Guinea (Panicum maximum), Bermuda

(Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum) Estrella africana (Cynodon

plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens), Cadillo (Cenchrus

echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que de estas siete

especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada especie nativa.




V.129

Figura IV.15. Uso de suelo y vegetación en del municipio de Veracruz y sus alrededores.

Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria

phaseoloides), Bejuco de chivo (Centrosema pubescens) Centaura (Centaurea

scabiosa), Esponjilla (Luffa operculata), Lantana (Lantana camara), Mala mujer

(Solanum elaeagnifolium) y Piña de ratón (Bromelia pinguen).

El estrato arbóreo de los alrededores se encuentra conformado por especies de

Selva baja caducifolia secundaria, de las cuales es común observar: Palo mulato,




V.130

(Bursera simaruba), Matapalo (Ficus cotinifolia), Higo prieto (Ficus obtusifolia),

Nanche (Byrsonima crassifolia) y Tepeguaje (Leucaena leucocephala), entre otras.

Sin embargo, resulta de suma importancia recalcar que este no se encuentra

representado dentro de la trayectoria, por lo que estas especies no serán

afectadas con la realización del proyecto y por tanto, no se declarará un volumen

forestal a remover.

Uso de las especies en el área de influencia

En la región donde se encuentra ubicado el proyecto, tradicionalmente se emplean

especies vegetales de las que se obtienen recursos como postes, forraje para

animales domésticos, sombra, ornato y medicinales, entre otros. Casi la totalidad

de las especies enumeradas poseen usos reportados en la literatura (Tabla IV.10),

sin embargo, durante los recorridos realizados en el área de estudio no se observó

ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción de forraje, no

descartando lo anterior cualquier otro tipo de aprovechamiento (principalmente de

tipo autoconsumo) de las especies empleadas tradicionalmente. Tabla IV.10. Uso reportado de las especies de flora que se localizan en los alrededores del

proyecto.

Familia Especie

Forr

aje

Com

estib

le

Med

icin

al

Post

es

Leña

Som

bra

Orn

ato

Ace

ites

Pape

l

Tint

es

Tani

nos

Tóxi

ca

Mal

eza

Rom

pevi

ento

s

Agr

ofor

esta

l

POACEAE Panicum maximum X X

POACEAE Cynodon dactylon X X X

POACEAE Cynodon plectostachyus X X

POACEAE Rhynchelytrum repens X X

POACEAE Cenchrus echinatus X

POACEAE Cymbopogon citratus X X

ASTERACEAE Centaurea scabiosa X X

CUCURBITACEAE Luffa operculata X

SOLANACEAE Solanum elaeagnifolium X X

BROMELIACEAE Bromelia pinguin X X

VERBENACEAE Lantana camara X X

FABACEAE Pueraria phaseoloides X X

FABACEAE Clitoria ternatea X X X

FABACEAE Centrosema pubescens X X X X

BURSERACEAE Bursera simaruba X X X X X X X




V.131

Familia Especie

Forr

aje

Com

estib

le

Med

icin

al

Post

es

Leña

Som

bra

Orn

ato

Ace

ites

Pape

l

Tint

es

Tani

nos

Tóxi

ca

Mal

eza

Rom

pevi

ento

s

Agr

ofor

esta

l

MORACEAE Ficus cotinifolia X X X X

MORACEAE Ficus obtusifolia X

MALPIGHIACEAE Byrsonima crassifolia X X X

MIMOSACEAE Leucaena leucocephala X X X X X X X X X X

Especies endémicas y/o en peligro de extinción

Durante los recorridos realizados en los predios donde se ubican la obra, no se

registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-

059-SEMARNAT-2001.

b) Fauna silvestre Con base en observaciones en campo en el área de estudio, es notable que la

influencia de un paisaje altamente modificado repercute de manera directa en la

distribución de las comunidades faunísticas.

La presencia de áreas industriales y carreteras, es una de las principales causas

de la ausencia o disminución de las poblaciones de la mayoría de las especies de

fauna silvestre en el lugar, ya sea por la falta de especies arbóreas que brinden

alimento, cobertura o sitios de anidamiento, principalmente para aquellas que son

sensibles a la presencia del hombre y las modificaciones que este representa para

los ecosistemas.

Durante las visitas que se realizaron en el área donde se proyecta la obra, no se

encontraron huellas, excretas o rastros de fauna silvestre. De acuerdo a registros

tomados de los alrededores, es posible encontrar Coyote (Canis latrans), Conejo

(Sylvilagus floridanus), Ardilla (Sciurus aureogaster), Comadreja (Mustela frenata)

y Zorrillo (Mephitis macroura), entre otras especies, las cuales de manera general

no muestran comportamientos de desplazamiento cuando existen modificaciones

al paisaje por efectos antropogénicos.




V.132

En referencia a las aves, es preciso mencionar que para la zona se ha reportado

la presencia de Chachalaca (Ortalis vetula), Perico pechisucio (Aratinga nana),

Mirlo primavera (Turdus grayi), Urraca (Quiscalus mexicanus), Zopilote (Cathartes

aura), Paloma torcacita (Columbina talpacoti) y Pájaro carpintero (Melanerpes

aurifrons). Asimismo, de reptiles, se cuenta con el registro de Basilsco (Basiliscus

basiliscus) y Lagartija (Sceloporus variabilis). Cabe destacar que de las especies

enumeradas, ninguna se lista en la NOM-059-SEMARNAT-2001.

Uso de las especies en el área de influencia del proyecto

El uso de suelo que se ha dado en los últimos años al área de influencia de la

Zona Metropolitana de Veracruz ha ocasionado que algunas especies de fauna

silvestre nativas se hayan adaptado a los impactos antropogénicos, los cuales

principalmente son ocasionados por la remoción de la cubierta vegetal para la

implementación de proyectos agropecuarios, parques industriales y unidades

habitacionales, tradicionalmente.

En este sentido, la fauna silvestre suele movilizarse hacia lugares que muestran

una cubierta vegetal menos perturbada, desplazándose hacia sitios con mejor

conservación del ecosistema y que lógicamente se encuentran más alejados del

hombre. El principal uso que se le da a los recursos faunísticos en la región, es

principalmente para el autoconsumo y en mucho menor medida para fines

cormerciales, siendo los objetivos principalmente alimenticios; por ejemplo para

Sylvilagus floridanus es medicinal y en el caso de Mephitis macroura, este es

utilizado para combatir la artritis y las pústulas, además en la cultura popular se

dice que la sangre del zorrillo tomada puede curar enfermedades venéreas.

Por otro lado, las aves y reptiles pueden ser utilizados con fines ornamentales,

donde Aratinga nana, Columbina talpacoti, Melanerpes aurifrons y Basiliscus

basiliscus, pueden representar bien esta categoría. Aunque cabe señalar

nuevamente que, durante las visitas al área de estudio no se observaron

situaciones donde se realizaran aprovechamientos de especies de fauna silvestre.




V.133

III.5.3 IV.2.3 Paisaje Los elementos naturales del paisaje se verán modificados de manera directa por

las prácticas de excavación en el terreno, siendo inevitables los efectos negativos

al ecosistema en este sentido, aunque dicha actividad será de carácter temporal y

posteriormente la franja que representa el gasoducto será reintegrada a sus

condiciones iniciales.

Visibilidad. Debido a que serán alterados los elementos del paisaje natural, para

que no se vea afectada de manera significativa la visibilidad de la zona, se

recomienda mantener libre de contaminantes de cualquier índole el área de

estudio, previniendo disminuir la generación de polvos fugitivos que alteren las

características de la atmósfera durante el proceso de movimiento de tierras en la

superficie que comprende el derecho de vía.

Calidad paisajística. Los terrenos donde se pretende establecer el proyecto no

cuentan con una calidad paisajística excepcional, ya que no representan

elementos que atraigan a la población por sus condiciones ecológicas actuales. A

pesar de lo anterior, la calidad paisajística se verá modificada debido a la apertura

temporal del terreno que constituye la franja de excavación y a la instalación de la

infraestructura mínima indispensable para la operación del gasoducto.

Por otro parte, durante los recorridos técnicos efectuados en ell sitio no se

determinaron singularidades paisajísticas o elementos sobresalientes de carácter

natural, además de que el terreno no cuenta con recursos notables de carácter

científico, cultural o histórico.

Fragilidad. Se hace mención de que el ecosistema característico de la actualidad

en el área de estudio, no representa condiciones de fragilidad, dado que su uso

potencial lo constituye su aptitud para la realización de actividades industriales.

Tomando en cuenta la superficie total que abarca el proyecto y el área de impacto

directo a los ecosistemas nativos, este aspecto no es de consideración; cabe




V.134

destacar que el espacio de afectación temporal puede ser rehabilitado, en el caso

de no interferir con la operación del proyecto, con elementos de pastizal para

amortiguar estrato bajo.

III.5.4 IV.2.4 Medio socioeconómico El estado de Veracruz representa el 3.7% de la superficie total del país, su nombre

oficial es Veracruz de Ignacio de la Llave y su capital es Xalapa-Enriquez.

III.5.4.1 A) Demografía

Dinámica de la población de la comunidad directamente afectada con el proyecto De acuerdo con el Segundo Conteo de Población y Vivienda efectuado por el

INEGI, la población total del municipio de Veracruz en Octubre de 2005 era de

512,310 habitantes, de los cuales 444,438 correspondían a la cabecera municipal,

Heroica Veracruz. Sin embargo, el área urbana se desborda y ha absorbido a

otras localidades del mismo Municipio, así como del vecino de Boca del Río,

formando una conurbación que, en el 2005 se encontraba integrada por las

siguientes localidades:

• Heroica Veracruz (municipio de Veracruz): 444,438 hab.

• Las Bajadas (municipio de Veracruz): 4,291 hab.

• Las Amapolas (municipio de Veracruz): 13,259 hab.

• Valente Díaz (municipio de Veracruz): 17,719 hab.

• Las Amapolas 2 (municipio Veracruz): 3,201 hab.

• Veracruz (municipio Boca del Río): 129,416 hab.

• Boca del Río (municipio Boca del Río): 10,980 hab.

En este sentido y aglomerando la zona conurbada, la población se elevó a

623,304 habitantes. Por otro lado, la Zona Metropolitana de Veracruz (ZMVER) ha

sido definida por el INEGI, CONAPO y SEDESOL como la integración de los

municipios de Veracruz y Boca del Río, cuya población al 17 de octubre del 2005




V.135

ascendía a 654,216 hab. (512,310 del municipio de Veracruz y 141,906

correspondientes al municipio de Boca del Río).

La CONAPO hace estimaciones para el 1° de julio del 2007 donde sus

proyecciones arrojan las siguientes cifras:

* Heroica Veracruz (ciudad): 462,003 hab.

* Veracruz (conurbación): 645,499 hab.

* Veracruz (Zona Metropolitana): 677,660 hab.

El municipio de Veracruz representa el 0.34 % de la superficie del Estado, con una extensión territorial de 241.5 Km2. Sin embargo, con esa baja superficie, representa la ciudad más importante del estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, y su puerto está considerado el más importante de México.

Crecimiento y distribución de la población De acuerdo con los resultados del Censo Decimoprimero (1990), Primer Conteo

(1995), Censo Decimosegundo (14/02/2000), Segundo Conteo (17/10/2005) y

Estimación oficial de la CONAPO (1/07/2007), se proyecta un crecimiento de

303,152 a 462,003 habitantes para la ciudad de Veracruz y de 438,821 a 677,660

habitantes para la ZMVER (Fig. IV.16).

Para el 2000 se registró una población de 642,680 habitantes en la ZMVER

(considerando a los municipios de Veracruz, Boca del Río y Alvarado), siendo

Veracruz el que concentró el 71.16% de los habitantes; mientras que para el año

2005 se reportó una población de 703,394 habitantes, siendo nuevamente

Veracruz el que concentró el mayor porcentaje de población con más de 73%.

Esta zona es considerada como la zona central del Estado y es la más poblada, a

pesar de que está constituida por tres municipios, uno de ellos de gran extensión

como lo es Alvarado con 830 Km2 de extensión, lo que evidentemente hace que

su densidad de población sea baja 88.6 hab./ha (habitantes por hectárea), muy

por debajo del promedio metropolitano que es de 116.8 hab./ha; Boca del Río es




V.136

el Municipio que cuenta con la menor superficie territorial de 39 Km2 con una

densidad de 106 hab./ha; Veracruz con una extensión de 243 Km2 tiene una

densidad muy alta, con 121 hab./ha. Los dos primeros han reportado, desde 1990,

tasas de crecimiento negativas, es decir, son municipios que prácticamente no han

crecido en los últimos quince años, en cambio el municipio de Veracruz ha

reportado tasas de crecimiento poblacional relativamente altas, en promedio

alrededor del 3% (CONAPO, 2004).

El Municipio que ha presentado el mayor crecimiento poblacional es Veracruz,

sobre todo en la década 1990-2000 con el 3.37%, pero en la década subsiguiente,

la tasa de este se redujo casi a la mitad. Boca del Río ha tenido un crecimiento

lento, sobre todo en la década de 1990 a 2000 que registró una tasa negativa de –

0.62, es decir, su población dejó de crecer, mostrando también una tasa para los

siguientes periodos por debajo del 1%. El municipio de Alvarado reportó

constantemente durante los tres periodos tasas muy cercanas a cero o negativas;

en este sí se presentó la disminución de su población (CONAPO, 2004).

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

1990 1995 2000 2005 2007

Ciudad de VeracruzZMVER

.

Figura IV.16. Población de la Cd. de Veracruz y de la ZMVER según los censos, conteos y

estimaciones oficiales de 1990 a 2007.

Estructura por sexo y edad




V.137

De acuerdo con el Censo de Población del 2000, en el municipio de Veracruz había una población total de 457,377 habitantes, teniendo 215,863 hombres y 241,514 mujeres; encontrándose distribuida por estructura de edades de la forma que se muestra en la Fig. IV.17.

27%67%

6%0 a 14 años15 a 64 añosmás de 65 años

Figura IV.17. Distribución de la población de la Cd. de Veracruz por estructura de edad.

Utilizando datos del Conteo del 2005, hay una mayor proporción de mujeres que de hombres tanto en el municipio de Veracruz como en el total de la Entidad (Fig. IV.18), mostrando una relación hombres-mujeres de 89.54, que es el resultado de dividir el total de hombres entre el total de mujeres y multiplicarlo por cien.

47.24% 48.15%52.76% 51.85%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

MUN. VERACRUZ EDO. VERACRUZ

Población masculinaPoblación femenina

Figura IV.18. Proporción de hombres y mujeres del municipio y estado de Veracruz.

Natalidad y mortalidad La Tabla IV.11 muestra la población femenina de 12 años y más, hijos nacidos

vivos (total y promedio), así como hijos sobrevivientes (total y porcentaje) para el




V.138

estado de Veracruz, mientras que la Fig. IV.19 presenta la tasa de crecimiento

medio anual para el estado de Veracruz y el total nacional para el periodo de 1990

a 2000.

Tabla IV.11. Población femenina de 12 años y más, hijos nacidos vivos e hijos sobrevivientes.

Población femenina de 12 años y más Hijos nacidos vivos Hijos sobrevivientes

Total Promedio Total Porcentaje

Estado de Veracruz 2734420 6853173 2.51 6225577 90.84

12 - 14 años 216585 670 NS 633 94.48

15 - 19 años 337052 52987 0.16 51715 97.6

20 - 24 años 301334 250973 0.83 244937 97.59

25 - 29 años 278738 439960 1.58 428527 97.4

30 - 34 años 277903 614516 2.21 595261 96.87

35 - 39 años 263418 724769 2.75 694476 95.82

40 - 44 años 226084 730407 3.23 691373 94.66

45 - 49 años 192034 707027 3.68 659498 93.28

50 - 54 años 160571 669220 4.17 611681 91.4

55 - 59 años 127211 614856 4.83 549764 89.41

60 - 64 años 109611 598124 5.46 519436 86.84

65 años y más 243879 1449664 5.94 1178276 81.28

0%

1%

1%

2%

2%

3%

1990 a 1995 1995 a 2000 1990 a 2000

MéxicoVeracruz

Figura IV.19. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo de 1900 al

2000.

Migración De acuerdo a los datos que muestra el Cuestionario ampliado del Censo 2000, el INEGI

(2000) revela que el balance entre los inmigrantes y emigrantes del Estado (tanto internos




V.139

como internacionales) o saldo neto migratorio (SNM), en función de la población nacida en

Veracruz y la actualmente residente en él, equivale a –0.33%, colocándolo en el noveno

lugar en expulsión de población a nivel nacional. Sin embargo, si en lugar de tomar a la

población nacida en el Estado, se considera a la residente en 1995, se obtiene un SNM de –

3.51, ubicándolo como el segundo en expulsión de población en el período 1995-2000, sólo

superado por el Distrito Federal. Con respecto a las diferencias por sexo, los hombres

alcanzan un SNM de –3.67 y las mujeres uno un tanto menor, –3.35.

Por otro lado, en la Tabla IV.12 se muestran datos extraídos del INEGI en materia de

migración, del apartado “Población de 5 años y más por municipio de residencia actual y

lugar de residencia en octubre de 2000 según sexo” del II Conteo de Población y Vivienda

2005, Resultados definitivos, Tabulados básicos. Con base en esta información se muestra

en la Fig. IV.20 la proporción de hombres y mujeres que emigraron de Veracruz, para el

año 2000.

Tabla IV.12. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo de 1900 a

2000.

MUNICIPIO DE VERACRUZ ESTADO DE VERACRUZ

Residentes en la entidad en octubre de 2000 437253 6216579

Residentes en otra entidad en octubre de 2000 15427 121370

Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7737 61245

Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7690 60125

Residentes en EUA en octubre de 2000 579 8910




V.140

77377690

Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000

Figura IV.20. Proporción de hombres y mujeres residiendo en otra entidad en octubre de 2000.

Población Económicamente Activa

La Población Económicamente Activa (PEA) en el estado de Veracruz representa el 47.7% de la población total, de la cual el 1.2% se encuentra desocupada. En la Fig. IV.21a) se muestra la evolución de la PEA de 1990 a 2000 con respecto al total nacional, mientras que en la Fig. IV.22b) se muestra el porcentaje de la PEA desocupada.

La posición geográfica de Veracruz favorece al comercio por vía marítima, por lo

que la actividad económica del Municipio está fuertemente relacionada con el

movimiento portuario: el Sector terciario ocupa al 74.5% de la PEA; mientras que

en el Sector secundario (21.5% del PEA), sobresalen las ramas química,

petroquímica, metalúrgica, mecánica, alimenticia y de la construcción (6.3%); en

contraste, el Sector primario ocupa tan solo al 1.1% de la PEA.

En la PEA se observa una disminución de la población empleada en actividades

agrícolas de 13.78% del año 1970 a 4.16% en el 2000; la industria manufacturera

redujo su participación 19.09% en 1970 a 15.42% en 1990, manteniendo esta

pérdida de participación, quedando en 11.28% durante el año 2000.




V.141

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

1990 1995 2000

MéxicoVeracruz

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

1990 1995 2000

MéxicoVeracruz

Figura IV.21. a) Porcentaje de población mayor a 12 años económicamente activa (PEA). b)

Porcentaje de PEA desempleada para el año 2000.

III.5.4.2 Durante la década de los 70’s se empieza a notar una baja en las

actividades primarias (principalmente agropecuarias, forestales y pesqueras) en el

PIB de la Entidad y una mayor importancia de la ganadería, los cultivos




V.142

comerciales y de exportación, así como la actividad industrial. Para el lapso de

1970 a 1980, la participación de Veracruz en el producto nacional se redujo de

6.5% a 5.8%; mientras que en el sector agropecuario las actividades pasaron de

un 19.4% a 12.3% en su aportación al PIB estatal. Por último, referente a la

actividad manufacturera, tras la importancia clave que Veracruz tuvo en la

industrialización de alimentos, bebidas y productos textiles en la época de la

sustitución de importaciones, se ve rebasado entre 1965 y 1975 por cambios en el

modelo de acumulación nacional, que entraba en su fase monopólica y la apertura

al capital extranjero (Maldonado y Palma, 2006). La Fig. IV.22 muestra la

proporción de la PEA con respecto a las diferentes actividades desarrolladas.

0% 5% 10% 15% 20%

No especif iacada

Trabajador del arte

Trabajador agropecuario

Operador de maquinaria f ijas

Inspector y supervisor de la industria

Funcionario y directivo

Trabajador ambulante

Trabajador en protección y vigilancia

Ayudante, peón o similar

Jefe y supervisor adminstrativo

Técnico

Trabajador de la educación

Trabajador doméstico

Profesionista

Operador de transporte

Trabajador en servicio personal

Oficinista

Comerciante y dependiente

Artesano y obrero




V.143

Figura IV.22. Proporción de PEA por actividad económica.

III.5.4.3 B) Factores socioculturales

En lo que se refiere a los factores socioculturales que pudieran relacionarse de

algún modo con el proyecto, se pueden mencionar lo siguiente: el nivel de

aceptación del proyecto en términos generales es bueno, siendo el principal

indicador la escasa dificultad para la obtención del derecho de vía con los

propietarios de los predios por donde se ubica el trazo de la obra.

Cabe destacar que dentro del área de afectación no se prevé impacto a un área

cercana a la trayectoria que es utilizada con fines de recreación, siendo importante

destacar que esta es propiedad de una de las empresas beneficiadas por la

operación futura del gasoducto, siendo los principales favorecidos con su función

los mismos trabajadores. Por otro lado, no existen evidencias arqueológicas en el

trazo que representa la obra ni en sus áreas aledañas, ni ningún otro vestigio

histórico. En lo referente al uso que se le otorga al suelo del área de influencia del

proyecto, se puede mencionar que netamente es de carácter industrial. Importancia comercial. Reside principalmente en la generación de ingresos económicos

mediante el aprovechamiento de componentes del o los ecosistemas presentes en el área. Tal y como se mencionó en el contenido del presente Capítulo, en el área de estudio no se documentó aprovechamiento de especies de vida silvestre, ya que en su totalidad la obra se proyecta sobre una zona impactada en sus condiciones naturales por constituirse como un derecho de vía ya existente.

Importancia científica. Las especies catalogadas en algún estatus de protección en

la NOM-059-SEMARNAT-2001 son las que en general son más estudiadas. Sobre

este particular, se considera que por el mismo grado de impacto presente en el

área, no se encontró ninguna especie que sea considerada de importancia

científica.

Importancia cultural. En el área donde se pretende desarrollar el Proyecto, no se encuentra

ubicado ningún centro histórico o cualquier otro lugar de importancia cultural.




V.144

Autoconsumo. No se tiene reportado uso de especies silvestres tanto de flora como de fauna silvestre por parte de la población local, situación que tampoco se documentó en las visitas de campo.

Presencia de grupos étnicos y religiosos.

En el área de influencia del proyecto no existen asentamientos humanos con

presencia de grupos étnicos o religiosos.

Localización y caracterización de recursos, así como actividades culturales y

religiosas. Dada la fuerte presión que ha sufrido la zona donde se pretende llevar

a cabo el proyecto, no se tienen registros de recursos ni actividades culturales ni

religiosas en el área de estudio.

Valor del paisaje en el sitio del proyecto. Por ser un área con uso de suelo

agrícola, pecuario e industrial, aunado a la falta de rasgos topográficos o naturales

de importancia estética, los pobladores locales no encuentran la zona como un

área que mantenga atributos escénicos. Aunque se modificará sustancialmente la

armonía visual in situ durante lo que dure la etapa de construcción, se estima que

por esto no se afectará el valor paisajístico actual de la zona.

Sensibilidad social en relación con los aspectos ambientales; asociaciones

participantes y antecedentes de participación. Los habitantes y en ocasiones los

mismos promoventes de los proyectos productivos en la zona, se han involucrado

aún más en la búsqueda de soluciones para evitar al máximo los impactos

negativos sobre el medio ambiente, y que de manera indirecta al final repercutiría

sobre ellos mismos. Dicha participación es a través de diversos frentes como lo

son las instituciones educativas, grupos empresariales, asociaciones de vecinos y

partidos políticos, entre otros.

Identificación de los posibles conflictos por el uso, demanda y aprovechamiento de

los recursos naturales entre los diferentes sectores productivos. No se prevén




V.145

conflictos por el uso del suelo en la zona, ya que la realización del proyecto

representa un beneficio particular para los núcleos empresariales establecidos en

el PIBP.

IV.2.5 Diagnóstico ambiental

a) Integración e interpretación del escenario ambiental La estructura del sistema se constituye por un conjunto de factores físico-

naturales, sociales, culturales, económicos y estéticos que interactúan entre sí con

los individuos y su comunidad. Este sistema se encuentra sub-constituido a su vez

por dos subsistemas, el medio natural y el socioeconómico. Los elementos y

procesos del ambiente natural se proyectan en tres subsistemas (Medio físico: con

los componentes aire, suelo y agua; Medio biológico: vegetación terrestre y fauna

y Medio perceptual: paisaje/detalles visuales), como podrá apreciarse en la Fig.

IV.23. El socioeconómico está conformado por las estructuras y condiciones

sociales, histórico-culturales y económicas del área de influencia; que sustentan

un grupo de parámetros o factores que subsecuentemente se conforman por

diversos componentes del medio ambiente.




V.146

Figura IV.23. Diagrama general de la estructura del sistema ambiental.

Análisis de los componentes ambientales relevantes y/o críticos.

En la región donde se pretende establecer el proyecto no existen acuíferos

superficiales que pudieran ser afectado, por lo que el componente ambiental

hidrológico, aún y cuando sustenta un carácter de gran relevancia no se considera

como crítico. Los elementos del suelo considerados como relevantes son la

capacidad de infiltración y su uso potencial. La infraestructura a construir para la

operación del proyecto afectará directamente porciones del ecosistema que

perderán su capacidad de infiltración y cambiarán permanentemente su uso

actual. Estos componentes se consideran como relevantes, pero no se les confiere

un estatus crítico en función de las dimensiones del derecho de vía a afectar.

El factor ambiental geológico mantiene el elemento relieve. La relevancia de éste

estriba en su composición, lo que se interrelaciona directamente con la formación

botánica existente en el ecosistema, en el aire y el microclima. No se considera

como crítico. Del factor paisaje, el escenario actual no sustenta la mayor

relevancia de la zona, dado que el desarrollo del proyecto no afectará al

ecosistema en su conformación vegetal ni fragmentará el área donde se pretende

establecer el gasoducto.

Sistema Ambiental

Medio físico

Medio socio-económico

Factores ambientales Componentes

Factores ambientales Componentes

Medio biótico Factores

ambientales Componentes




V.147

En lo que respecta a la flora y fauna silvestres de la región son factores del

sistema ambiental que sostienen una gran importancia, pero no son considerados

como críticos; en el caso del componente vegetal por carecer de elementos

arbóreos o de porte arbustivo el derecho de vía propuesto y para el caso de la

fauna silvestre por sus patrones de migración, debidos a la restricción actual del

hábitat causado por la afectación antropogénica de la zona, entre lo cual destacan

los procesos de industrialización cambiando el tipo de uso de suelo. Los

componentes del factor atmósfera adquieren también gran relevancia, ya que las

fuentes emisoras de contaminantes y ruido constituirán efectos acumulativos por

su integración a la zona industrial; estos elementos se consideran críticos, pero la

ejecución u operación del proyecto no se considera que será determinante para la

mejora o aumento significativo de la calidad del aire en la región.

Con relación a los patrones de erosión en la zona, se puede decir que la pérdida

de suelo por efecto del viento y los escurrimientos superficiales se ubica en las

condiciones actuales del terreno en un rango bajo, causado por el efecto anterior

de la eliminación de la cobertura vegetal que sustentaban los terrenos del área, la

cual constituía en ese entonces un factor de retención de suelo.

De manera general, el diagnóstico ambiental para la zona se podría traducir en

una afectación fuerte al sistema ambiental como resultado de las causas

antropogénicas. Por lo anteriormente expuesto, se recomienda actuar también

sobre las causas de deterioro no naturales de los recursos, con la finalidad de

evitar afectaciones sinérgicas y/o acumulativas en el ecosistema por el continuo

ejercicio de las actividades industriales en el área de influencia.

III.6

III.7 b) Síntesis del inventario

A manera de síntesis de los elementos que conforman el ecosistema en la

trayectoria propuesta, a continuación se enumeran las características más

sobresalientes de sus componentes bióticos y abióticos.




V.148

El predio donde se pretende realizar el proyecto se localiza dentro de una

zona clasificada con uso de suelo industrial en el Sector G, subsector 47,

de acuerdo al Plan de Ordenamiento de la Zona. Se ubica entre las

coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur

19°10'16.85" N, al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W. Por

consiguiente, se ubica aproximadamente 10 Km al Sureste de la cabecera

municipal de Veracruz, fuera de alguna ANP.

Según el sistema de clasificación climática de Köppen modificada por

García para la República Mexicana (1973), en la región donde se ubica el

área de estudio se presenta un tipo de clima: Aw1(w), en el cual la

temperatura media anual es mayor a 22°C y la temperatura del mes más

frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes más seco es

menor al 5% anual.

La precipitación media anual registrada por la CNA es de 886.1 mm, la cual

se descarga principalmente durante el verano, ya que durante Junio a

Septiembre se precipita el 82% del total anual y cerca de la mitad durante

Junio y Julio; siendo la estación de invierno la más seca, ya que de Enero a

Marzo solo se registra el 3% de las lluvias. La temperatura media anual es

de 20.9°C, ocurriendo la media mensual más alta en Junio de 24.2°C y la

mínima en Enero de 17.2°C. Los fenómenos meteorológicos que se

presentan son solamente los huracanes.

El predio se encuentran enclavado en una planicie costera ligeramente

inclinada hacia el Este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que

tienen una topografía más baja que el área circundante. Hacia el Oeste, se

presentan lomeríos con orientación oeste-este disectados por barrancas

profundas, mientras que al Noroeste del puerto de Veracruz, se distinguen

lomeríos de poca altura que conforman las dunas de la zona. Más del 80%

de la superficie del Municipio se localiza en donde la pendiente es menor al

2.5%. Además dentro del área de estudio no se encuentran registradas

fallas o fracturas, sin embargo, existe una baja susceptibilidad a la

ocurrencia de sismos o actividad volcánica, ya que se encuentra en la Zona




V.149

B dentro de la zonificación nacional para la sismicidad. Los suelos

identificados corresponden a una asociación de suelos de textura fina,

definidos como vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula

se describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de

textura fina.

El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la RH28 “Río

Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa. Dentro de esta Cuenca, se

localizan 22 subcuencas hidrológicas, de las cuales, el área de construcción

se encuentra dentro de la Subcuenca San Francisco, dentro de una vasta

superficie que comprende el acuífero “Costera de Veracruz”.

En la trayectoria que conforma el proyecto no se localiza ninguna corriente,

ni de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica

aproximadamente a 500 m y representa una corriente encausada en un

canal, la cual se convierte aguas abajo en un río. El acuífero Costera de

Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se encuentra alojado en

material granular no consolidado, presentando un funcionamiento hidráulico

del tipo libre. La unidad hidrogeológica de importancia es la clasificada

como gravas y arenas, de porosidad primaria y de una buena

permeabilidad, la que dependerá del contenido de arcillas y grado de

compactación del material. De manera general, la profundidad del nivel

estático cercano a la costa es de entre dos y cinco metros, en el área

industrial de 15 a 20 m siendo más profundo hacia la zona de Soledad de

Doblado entre 50 y 60 m.

En el área se pretende llevar a cabo el proyecto y en los alrededores, no se

distribuye vegetación natural, siendo a más de cinco kilómetros que se

encuentra la comunidad de selva baja caducifolia con muchos elementos de

vegetación secundaria y porte arbustivo, de acuerdo a la cartografía del

Inventario Forestal Nacional del año 2000.

De acuerdo a lo observado durante los recorridos realizados, se pudo

constatar la ausencia de elementos típicos de la comunidad de selva baja




V.150

en mención, identificando en lugar de ellos un gran número de especies

cultivadas y/o malezas.

La mayor parte de la superficie donde se pretende realizar el proyecto, se

encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente

por presentarse la trayectoria paralela a vías de comunicación y dentro de

sus derechos de vía.

Dada la condición de la vegetación en la trayectoria, se determinó que no

existe volumen forestal a remover en la superficie a impactar por el

establecimiento del gasoducto.

Todas las especies observadas en las proximidades de las trayectorias

poseen usos reportados en la literatura, sin embargo, durante los recorridos

realizados no se observó ninguna actividad extractiva o de uso de especies,

con excepción del mínimo aprovechamiento como forraje. Sin embargo, no

se descarta el aprovechamiento de tipo autoconsumo de las especies

empleadas tradicionalmente en la región.

No se registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada

en la NOM-059-SEMARNAT-2001 en el área de estudio.

Durante las visitas de campo no se encontraron huellas, excretas o rastros

de especies de fauna silvestre. De acuerdo a registros hechos con

anterioridad en los alrededores, es posible encontrar Canis latrans,

Sylvilagus floridanus, Sciurus aureogaster, Mustela frenata y Mephitis

macroura, los cuales no muestran un comportamiento de desplazamiento

cuando existen modificaciones al paisaje por efecto del hombre.

Para las aves, es preciso mencionar que en la zona se ha reportado la

presencia de Ortalis vetula, Aratinga nana, Turdus grayi, Quiscalus

mexicanus, Cathartes aura, Columbina talpacoti y Melanerpes aurifrons.

Asimismo, entre los reptiles se cuenta con registros de Basiliscus basiliscus

y Sceloporus variabilis. Cabe destacar que de estas especies ninguna se

encuentra listada en la NOM-059-SEMARNAT-2001.




V.151

CAPÍTULO V. Identif icación, descripción y evaluación de los impactos ambientales

III.8

III.9 V.1. METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR Y EVALUAR

LOS IMPACTOS AMBIENTALES La evaluación del impacto ambiental es una herramienta indispensable en la planeación que

se utiliza para auxiliar la factibilidad de un proyecto. Los estudios de Impacto ambiental

(EIA) se originaron en la década de 1970 en los Estados Unidos, coincidiendo con la

creación de la EPA (por sus siglas en inglés: Agencia para la Protección al Ambiente).

Éstos proporcionan los elementos necesarios para resolver controversias ambientales

(Bregman y Mackenthun 1992, Wathern 1992).

Existen diversas metodologías desarrolladas para la ejecución de EIA, siendo la mayoría de

carácter subjetivo debido a la falta de información cuantitativa de los efectos del proyecto

en la naturaleza (Bojórquez-Tapia 1989, Bruns et al. 1994). Teniendo como propósito Con

el objetivo de evaluar la totalidad de los impactos potenciales generados por las actividades

del proyecto durante todas sus etapas, asociados al nivel local como su efecto sinérgico, se

utilizó la metodología propuesta por Bojórquez (1989), que plantea la obtención de valores

de impacto ambiental a partir de la valoración cualitativa y cuantitativa de los impactos

ambientales identificados.

Asimismo, es fundamental considerar la condición base del sitio donde se desarrollará el

proyecto, ya que los EIA cumplen la función primordial de proponer medidas preventivas y

mitigatorias para los impactos ambientales.

III.9.1 V.1.1. INDICADORES DE IMPACTO Una característica fundamental en la identificación de los impactos ambientales es el

conocimiento del proyecto en sus distintas etapas (Preparación del sitio, Construcción y

Operación y mantenimiento); esta información nos permite realizar un diagnóstico acertado

del ambiente físico, biológico y socioeconómico en donde se desarrollará el proyecto. Las




V.152

metodologías empleadas para la identificación de impactos ambientales deben incluir la

participación de expertos de las distintas áreas del conocimiento involucradas en el

proyecto, a fin de identificar, caracterizar y evaluar los impactos ambientales potenciales.

Las condiciones actuales del sistema ambiental de la región en donde se ubica el

proyecto, no experimentarán alteraciones relevantes a raíz de esta última, pues

como ilustran los Capítulos II, III y IV y este mismo a continuación, los impactos

negativos derivados de la operación son, en general, no significativos, y siempre

prevenibles y/o mitigables. El comportamiento futuro de la estructura del sistema,

descrita en el Capítulo IV del presente estudio, así como la autorregulación del

medio biótico, verán su proceso influenciado a largo plazo por el incremento

poblacional, debido a la cercanía con centros de concurrencia adyacentes, así

como de la infraestructura carretera existente e íntimamente ligados al proyecto en

cuestión. De esta forma el proyecto “Plan de Ordenamiento de la Distribución de

Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” por sus

dimensiones es intrascendente para la formulación de una prospectiva, pero sus

medidas de mitigación tienden al cuidado del sistema ambiental y de impacto

vehicular.

III.9.2 III.9.3 IDENTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS FUENTES DE CAMBIO, PERTURBACIONES Y EFECTOS Para el desarrollo de este punto, se identificaron y describieron cada uno de los

efectos causados y los procesos de cambio (de manera cuantitativa o cualitativa)

que pudieran ocurrir en el sistema ambiental por efecto de las acciones del

proyecto. A partir de ello se caracterizaron y evaluaron los impactos ambientales,

a fin de establecer su relevancia en los procesos de cambio del sistema.

La identificación y descripción de las fuentes de cambio, las perturbaciones y los

efectos que causan, se desglosan en los apartados V.2 y V.3. Aquí podemos

anticipar que los impactos adversos principales generados por el proyecto son los




V.153

que se presentan durante las acciones propias de la etapa de preparación del sitio

en donde no se considera la afectación al componente flora nativa. Los impactos

benéficos principales son los ocasionados por la operación del ducto ya que esto

determinará el desarrollo económico de la región y disminuirá los efectos adversos

sobre el aire que causaría el actual sistema de conducción.

III.9.4 V.1.2. LISTA INDICATIVA DE INDICADORES DE IMPACTO La lista de indicadores de impacto ambiental, fueron generadas utilizando un sistema de

análisis que incluyó dos tablas, una compuesta por los factores ambientales y otro por las

acciones del proyecto. La tabla de los factores ambientales, consideró al ambiente con tres

subsistemas; el medio físico, el biológico y el socioeconómico, estos subsistemas

constituyen el primer nivel. El segundo nivel lo constituyen los factores ambientales y el

tercer nivel los componentes ambientales. Para desarrollar la tabla de las acciones del

proyecto, éste, se organizó en una estructura jerárquica en forma de árbol, el primer nivel

corresponde a cada una de las etapas del proyecto (Selección del sitio, preparación del

terreno, construcción, operación y mantenimiento). El segundo nivel (segunda columna), a

las distintas acciones que comprende cada etapa y que pueden ser causantes de impacto.

Estas listas, fueron desarrolladas contando con la participación de especialistas en distintas

áreas del conocimiento de manera interdisciplinaria que incluyó: Manejadores de fauna

silvestre, Botánicos, Ingenieros forestales e Ingenieros Químicos a través de mesas de

trabajo y análisis.

En la Tabla V.1 se listan los factores ambientales y sus componentes específicos que fueron

identificados, utilizando listas para cotejarlos. Se identificaron 35 componentes agrupados

en 10 factores ambientales los cuales fueron evaluados con la finalidad de conocer su

posible afectación por las acciones o actividades que involucra la presente obra.

TABLA V.1. LISTADO DE FACTORES Y COMPONENTES AMBIENTALES.

SUBSISTEMA FACTOR COMPONENTE

FISICO AIRE

CALIDAD

VISIBILIDAD

CONFORT SONORO




V.154

H. SUPERFICIAL CALIDAD

PATRÓN DE DRENAJE

H. SUBTERRANEA CALIDAD

PROCESOS DE RECARGA

SUELOS

MICRORELIEVE

PROPIEDADES FISICAS

PROPIEDADES QUIMICAS

PROCESOS DE EROSIÓN-SEDIMENTACIÓN

BIÓTICO

VEGETACIÓN

COBERTURA

DIVERSIDAD

ESPECIES CON VALOR COMERCIAL

ESPECIES CON STATUS NOM-059-SEMARNAT-2001

FAUNA

DISTRIBUCIÓN

DIVERSIDAD

ESPECIES CON STATUS NOM-059-SEMARNAT-2001

ESPECIES CANORAS Y DE ORNATO

ESPECIES CINEGETICAS

PERCEPTUAL PAISAJE VISIBILIDAD

CALIDAD PAISAJISTICA

SOCIOECONÓMICO

ECONOMIA REGIONAL

SECTOR PRIMARIO

SECTOR SECUNDARIO

SECTOR TERCIARIO

POBLACION ECONOMICAMENTE ACTIVA

NIVELES DE INGRESO

ECONOMIA LOCAL

POBLACIÓN ECOCÓMICAMENTE ACTIVA

NIVELES DE INGRESO

PLUSVALIA DE PREDIOS

SOCIAL

ALUMBRADO

DESARROLLO INDUSTRIAL

SALUD

EDUCACIÓN

En la Tabla V.2 se listan las acciones o actividades que involucra el proyecto y que son

consideradas como posibles causas de impactos en los factores ambientales y sus

componentes específicos. En total se identificaron 25 acciones agrupadas en cuatro etapas

cada una de las cuales son consideradas como posibles causantes de impacto. Las etapas

consideradas para el proyecto son: Actividades Previas, Preparación del Sitio,

Construcción, Operación y Mantenimiento, la etapa de abandono no se consideró debido a

la naturaleza del proyecto.




V.155

TABLA 0.2. ACCIONES POR ETAPA QUE COMPRENDE EL PROYECTO

Etapa Acción

Actividades previas

Estudios de factibilidad

Ingeniería preliminar y detalle

Trámites y autorizaciones

Preparación del sitio

Trazo y estacado del proyecto

Despalme y limpieza de la franja de

afectación

Manejo y disposición de residuos

Construcción

Excavación y transporte de maquinaria

Zanjeo

Doblado y soldado de tubería

Bajada de tubería a zanja

Montajes prefabricados

Instalación de sistemas de prevención y

protección

Relleno de zanja

Levantamiento topográfico

Prueba hidrostática y paso con diablo

calibrador

Señalización

Limpieza del área

Operación y Mtto.

Limpieza y rehabilitación de la franja

afectada

Inspección radiográfica

Prueba de hermeticidad

Limpieza y protección anticorrosiva

III.9.5 V.1.3. CRITERIOS Y METODOLOGÍAS DE EVALUACIÓN III.9.5.1 III.9.5.2 V.1.3.1. Criterios

La evaluación del impacto ambiental en términos generales, agrupa dos fases: 1)

caracterización ambiental y descripción del proyecto y, 2) predicción y evaluación de

impactos (Bojórquez-Tapia 1989). La etapa para la caracterización incluye la descripción

de la obra o proyecto que se somete a evaluación y la caracterización ambiental. Es en esta

etapa donde es necesario utilizar información actualizada y verídica, y que participe un

grupo multidisciplinario (Canter, 1991). Así, con la participación de especialistas y la

aplicación del método que se propone se podrá obtener resultados objetivos y confiables.




V.156

a. Descripción de la obra

Consiste en una descripción del proyecto donde se explica con detalle la obra. El objetivo

es dar a conocer las actividades involucradas, la calendarización, los recursos humanos que

serán necesarios, así como los materiales y recursos naturales requeridos o alterados, esta

descripción se encuentra en el Capitulo II.

b. Caracterización ambiental

En ésta, se describe el medio físico, el biológico y el socioeconómico en términos de los

recursos y sus características, teniendo como objetivo, mostrar las condiciones del sitio

donde se desarrollará el proyecto. Esta información, se obtiene de diversas fuentes, entre las

que se incluyen: fuentes bibliográficas, bases de datos biológicos (Bojórquez-Tapia et al.

1994), reportes o documentos oficiales y trabajo de campo. Asimismo, con la

caracterización del medio socioeconómico se identifican los intereses de los sectores

sociales. Esto permite poner especial atención a los conflictos ambientales más probables

ocasionados por el proyecto. Con base en la información obtenida y las metas generales del

proyecto se realiza trabajo en campo para corroborar los datos disponibles y obtener

información específica adicional. Es recomendable realizar los muestreos y análisis

necesarios, dependiendo de las características del proyecto y los atributos ambientales. En

la fase de identificación y evaluación de impactos se incorporan y analizan los resultados

obtenidos en la fase de caracterización ambiental y la descripción de las características de la

obra. Los objetivos en esta fase son: 1) identificar todos los impactos posibles asociados

con el proyecto y 2) proporcionar a las autoridades, si es posible, predicciones cuantitativas

de los efectos de los impactos identificados (Morris, 1994) (Tabla V.3).

III.9.5.3 V.1.3.2. Metodologías de evaluación y justificación de la metodología seleccionada

A partir de esta fase comienza la valoración propiamente dicha, con la construcción de una

matriz de impactos del tipo Causa – Efecto, ésta, consiste en un cuadro de doble entrada en

cuyas filas se ordenan o disponen los componentes ambientales susceptibles de recibir

impacto, y en las columnas las acciones causantes de impacto. Tanto en filas como en

columnas se ordenan los componentes y las acciones en forma de árbol. En cada celdilla se




V.157

marcará con un sombreado si es que la acción (j) en cuestión es causa de impacto en el

componente ambiental (i). En caso de no existir relación causa-impacto, la celdilla queda

en blanco. Es necesario señalar que en esta matriz no se realiza ningún juicio acerca de los

impactos, únicamente se señalan, los resultados se presentan en el Tabla V.4.

TABLA 0.3. MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.




V.158

La importancia de cada interacción se evalúa por medio de los indicadores ambientales que

se definieron con anterioridad y la Significancia de impactos. Esta última es evaluada con

un conjunto de criterios catalogados como básicos y complementarios (Tabla V.5)

(Bojórquez-Tapia 1989).

TABLA 0.4. CLASIFICACIÓN Y DEFINICIÓN DE LOS CRITERIOS UTILIZADOS PARA EVALUAR

LA SIGNIFICANCIA DE IMPACTOS

Criterios Definición

Básicos

Magnitud Grado de afectación del componente ambiental

Extensión espacial Área de afectación con respecto a la disponible en la zona de estudio

Duración Tiempo del efecto

Reversibilidad Posibilidad de recuperación del componente ambiental, a tal grado que tome su

condición inicial, sin ningún tipo de inversión posterior.

Complementarios

Sinergia Interacciones de orden mayor entre impactos

Acumulación Presencia de efectos aditivos de los impactos

Mitigación Existencia y eficiencia de medidas de mitigación

Se considera que los impactos ambientales tienen, al menos, magnitud, extensión,

duración y reversibilidad, por lo que los criterios básicos son indispensables para




V.159

definir una interacción. Sin embargo, los criterios complementarios pueden o no

ocurrir, pero si se presentan provocan un incremento en el impacto. Por el

contrario, la mitigación tiene el efecto opuesto, es decir, disminuye los impactos

negativos. Los calificadores no modifican el impacto pero indican la capacidad

predicativa de la evaluación. De esta manera, los criterios básicos definen las

características directas e inmediatas, los complementarios toman en cuenta las

relaciones de orden superior y los calificativos relacionan a los otros dos con el

fundamento técnico de la predicción.

Los criterios son evaluados bajo una escala ordinal, correspondiente a

expresiones orales relacionadas al efecto de una actividad sobre el componente

ambiental (Tabla V.6). El criterio de estándares ambientales, se evalúa como

presentes o ausentes. Cuando se tiene incertidumbre en determinar el valor de un

criterio, se asigna el mayor. Esta regla es consistente con una racionalidad

precautoria para conflictos ambientales (Crowfoot y Wondolleck 1990); esto es,

disminuir la posibilidad de subestimar un impacto y minimizar el riesgo al público

(Shrader-Frechette y McCoy 1993), de acuerdo con Wilson (1998) considerar un

impacto como significante cuando faltan evidencias de lo contrario, mejora las EIA.

En la evaluación de impactos se utilizan los resultados de la caracterización, discusiones

interdisciplinarias, análisis de laboratorios y modelos de simulación, según sea necesario.

TABLA 0.5. ESCALA ORDINAL UTILIZADA PARA EVALUAR CADA UNO DE LOS CRITERIOS

DE SIGNIFICANCIA.

Valor Criterio

0 Nulo

1 de Nulo a Bajo

2 Muy Bajo

3 Bajo

4 Bajo a Moderado

5 Moderado

6 Moderado a Alto




V.160

7 Alto

8 Muy Alto

9 Extremadamente Alto

Puesto que el valor máximo en la escala ordinal es 9, los efectos de la variable j sobre la

variable i se pueden describir con los criterios de significancia. El índice básico (MEDRij)

y el índice complementario (SAij) se calculan con las siguientes ecuaciones (Bojórquez-

Tapia et al. 1998):

( )ijijijijij RDEMMEDR +++=361

( )ijijij ASSA +=181

Donde:

Mij = Magnitud,

Eij = extensión espacial,

Dij = duración,

Rij = Reversibilidad,

Sij = efectos sinérgicos y

Aij = efectos acumulativos.

Los criterios básicos no pueden ser evaluados como nulos (su valor mínimo es uno y el

máximo 36), mientras que los criterios complementarios pueden tener valores de 0 hasta

18. De tal manera que al aplicar las ecuaciones anteriores, los índices fluctúan en los

siguientes rangos:

104.0 ≤≤ ijMEDR

10 ≤≤ ijSA




V.161

Los impactos se incrementan o disminuyen cuando existe alguno de los criterios

complementarios (sinergia, acumulación y mitigación). El impacto de una interacción (Iij)

está dado por la combinación de los criterios básicos y los complementarios, conforme a la

siguiente ecuación.

( )( )ijSAijij MEDRI −= 1

Con base a la ecuación anterior, la importancia de un impacto se incrementa cuando los

criterios complementarios están presentes, mientras que si están ausentes, el impacto queda

definido solamente por los criterios básicos, sin modificarse.

Sin embargo, la importancia del impacto, medido a través de su índice básico (MEDRij),

debe tomar en consideración las medidas de mitigación (Tij), para lo cual se aplica el

siguiente índice (Fij):

TijMEDRijFij =

Donde Tij es el número de medidas de mitigación para cada impacto ambiental.

Las medidas de mitigación son evaluadas en una escala ordinal similar a la

empleada para los criterios básicos y complementarios. En la evaluación de las

medidas de mitigación se toman en cuenta los costos para discernir su

importancia relativa y las posibilidades de implementación.

La significancia de las medidas de mitigación es el resultado final del análisis de

impactos ambientales, la cual se aplica en el Capítulo VI. Los valores de

significancia (Sij) son clasificados en cuatro clases de significancia de impactos:

baja (0 a 0.25), moderada (0.26 a 0.49), alta (0.50 a 0.74) y muy alta (0.75 a

1.00). Aquí se evalúa la eficiencia de las medidas de mitigación, esto se realiza

observando la magnitud en la reducción de la significancia de un impacto, así

como el número de impactos que son aminorados, directa o indirectamente, por




V.162

una sola medida de mitigación. La determinación de los niveles de significancia

permite visualizar el porcentaje de impactos muy altos, bajos, etc. y con ello se

facilita un balance de impactos.

TABLA 0.6 VALORACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.




V.163

Justificación:

Para cada actividad, factor, indicador e interacción involucrados se tiene registro de los

valores de impacto, lo que permite tener un control sobre la evaluación misma,

uniformizando los criterios de los evaluadores. Es fundamental que las definiciones sean

precisas y que incluyan, para los factores ambientales, las unidades que permitan ubicar al

factor en términos objetivos. Las ventajas de este procedimiento son las siguientes: la

información es organizada en un formato simple, los juicios sobre los impactos son

identificables, asimismo, los impactos se evalúan bajo los mismos criterios. Existe mayor

certidumbre en los resultados y se facilita la racionalidad en la toma de decisiones. Por otro

lado, los datos reales, más fácilmente obtenidos para los criterios básicos, pueden ser

separados de los valores más subjetivos enjuiciados para los criterios complementarios.

Finalmente, los resultados permiten al equipo de trabajo, estimar la efectividad de las

medidas de mitigación propuestas.

Es así que se cumplen las condiciones para tener un procedimiento objetivo y científico,

contando con datos rastreables, cuantificación de los cambios y la inclusión de métodos

matemáticos válidos (Lawrence, 1993). Este procedimiento permite calificar tanto los

impactos positivos como los negativos lo que facilita hacer un balance del proyecto. Con

esto, evita ignorar o subestimar los impactos negativos o que se destaquen sólo los

impactos positivos (Ezcurra 1995, Bojórquez-Tapia y García 1998).

III.9.6 V.1.4. VALORES DE IMPACTO AMBIENTAL Para la identificación de los efectos ambientales provocados, se calculó asignándole un

valor de impacto (Tabla V.7), con cuyos resultados se construyó la matriz de valores de

Impacto ambiental (Tabla V.8), siendo éste la base para realizar el análisis de impacto

ambiental por etapa del proyecto, subsistema, factor y componente ambiental.




V.III-164

TABLA 0.7. VALORES DE IMPACTO OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y COMPONENTE

AMBIENTAL.




V.III-165

En el Tabla V.8 se presentan los valores de impacto obtenidos por componente y factor

ambiental, donde se aprecia que el subsistema con mayor valor de impacto negativo es el

medio físico. Los factores con mayores valores de impacto negativos son el suelo, el aire, el

paisaje, el principal valor negativo por componente lo tiene la calidad estética del paisaje.

Los valores de impactos positivos o compatibles se encuentran en el medio

socioeconómico.

En el Tabla V.9 se presentan los valores de impacto por acción y etapa del

proyecto; en ésta se puede apreciar que la etapa con mayor impacto negativo es

la etapa de preparación del sitio. Las acciones con mayores valores de impacto

negativo son el despalme y limpieza de la franja de afectación y la utilización de

vehículos y maquinaria.



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L. Teléfono: (81) 83347459. VI.166

TABLA 0.8. VALORES DE IMPACTO OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y COMPONENTE

AMBIENTAL.

SUB

SIST

EM

A

FAC

TO

R

CO

MPO

NE

NT

E

Val

or p

or C

ompo

nent

e

Val

or p

or F

acto

r

Val

or p

or S

ubsi

stem

a

Impa

cto

ambi

enta

l tot

al

FÍSICO AIRE CALIDAD -1.08

-4.68

-11.52

-7.63

FÍSICO AIRE VISIBILIDAD -1.81 FÍSICO AIRE CONFORT SONORO -1.79 FÍSICO H. SUPERFICIAL CALIDAD -1.26

-1.90 FÍSICO H. SUPERFICIAL PATRÓN DE DRENAJE -0.64 FÍSICO H. SUBTERRÁNEA CALIDAD 0.00

0.00 FÍSICO H. SUBTERRÁNEA PROCESOS DE RECARGA 0.00 FÍSICO SUELOS MICRORELIEVE -0.75

-4.94

FÍSICO SUELOS PROPIEDADES FÍSICAS -2.62 FÍSICO SUELOS PROPIEDADES QUIMICAS -0.76

FÍSICO SUELOS PROCESOS DE EROSIÓN -

SEDIMENTACIÓN -0.81

BIÓTICO VEGETACIÓN COBERTURA 0.00

0.00 0.00

BIÓTICO VEGETACIÓN DIVERSIDAD 0.00

BIÓTICO VEGETACIÓN ESPECIES CON VALOR

COMERCIAL 0.00

BIÓTICO VEGETACIÓN ESPECIES CON STATUS NOM-059-

SEMARNAT-2001 0.00

BIÓTICO FAUNA ABUNDANCIA -0.99

-6.25 -6.25

BIÓTICO FAUNA DISTRIBUCIÓN -2.92 BIÓTICO FAUNA DIVERSIDAD -2.05

BIÓTICO FAUNA ESPECIES CON STATUS NOM-059-

SEMARNAT-2001 0.00

BIÓTICO FAUNA ESPECIES CANORAS Y DE

ORNATO -0.29

BIÓTICO FAUNA ESPECIES CINEGÉTICAS 0.00 PERCEPTUAL PAISAJE VISIBILIDAD -1.31

-2.67 -2.67 PERCEPTUAL PAISAJE CALIDAD ESTÉTICA -1.36

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR PRIMARIO 0.32

1.54

12.81

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR SECUNDARIO 0.29 SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR TERCIARIO 0.29

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL POBLACIÓN ECONÓMICAMENTE

ACTIVA 0.32

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL NIVELES DE INGRESO 0.32

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL POBLACIÓN ECONÓMICAMENTE

ACTIVA 5.54 11.27

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL NIVELES DE INGRESO 5.73 SOCIOECONÓMICO SOCIAL ALUMBRADO 0.00

0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL DESARROLLO URBANO 0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL SALUD 0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL EDUCACION 0.00




TABLA 0.9. VALORES DE IMPACTO POR ETAPA DEL PROYECTO Y ACCIÓN.

Etapa Acción Valor de Impacto

Selección del Sitio

Estudios de factibilidad 0.78

Ingeniería preliminar y detalle 0.00

Trámites y autorizaciones 0.67

Preparación del Sitio

Trazo y estacado del proyecto -0.70

Despalme y limpieza de la franja de

afectación

-2.10

Manejo y disposición de residuos -0.30

Construcción

Excavación y transporte de maquinaria -3.10

Zanjeo -0.10

Doblado y soldado de tubería 0.58

Bajada de tubería a zanja 0.64

Montajes prefabricados -0.60

Instalación de sistemas de prevención y

protección

-0.20

Relleno de zanja -0.20

Levantamiento topográfico 0.00

Prueba hidrostática y paso con diablo

calibrador

-0.50

Señalización 0.67

Limpieza del área 0.00

Limpieza y rehabilitación de la franja afectada 0.58

Inspección radiográfica -1.50

Prueba de hermeticidad -1.10

Limpieza y protección anticorrosiva -1.10

Operación y Mantenimiento

Estudios de factibilidad 0.78

Ingeniería preliminar y detalle 0.00

Trámites y autorizaciones 0.67

Trazo y estacado del proyecto -0.70

Total -7.63

De la Tabla V.8 se desprende la Fig. V.1 en la que se pueden observar los valores a nivel de

subsistema. La mayor afectación negativa se registra en el medio físico cuyo valor es de –

11.52 Unidades de Impacto Ambiental (UIA), le sigue el sistema fauna silvestre con -6.25

UIA y el perceptual con –6.25; el subsistema socioeconómico registra un total de impactos

positivos de 12.81 UIA, siendo este último un indicador beneficio social que acarreará este

proyecto (Fig. V.1).




FIGURA 0.1. valores de AFECTACIÓN POR SUBSISTEMA.

A continuación se analizan los resultados obtenidos de acuerdo a cada subsistema

ambiental:

III.9.6.1 V.1.4.1. Subsistema Físico – Natural

En el subsistema físico, el factor ambiental aire resulta ser el más afectado (-4.68

UIA), sin embargo, los impactos a este factor serán altamente reversibles. Le

siguen la hidrológica superficial (-1.90 UIA), mientras que no se considera la

afectación a la hidrológica subterránea y finalmente el suelo (-4.94 UIA) (Fig. No.

V.2).




FIGURA 0.2. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA FÍSICO-NATURAL.

III.9.6.2 V.1.4.2. Subsistema Biótico

De los factores ambientales que agrupa el subsistema biótico, la fauna recibe un impacto

negativo de -6.25 UIA por el efecto que tiene en la distribución principalmente, sin

embargo es preciso mencionar que en la zona se encuentra con alta presencia antropogenica

y este valor otorgado a este componente se refiere a los ejemplares que se pudiesen

presentar a lo largo del proyecto (Listadas en el Capítulo IV), por otro lado no se consideró

el componente vegetación, debido a que en la trayectoria del gasoducto no se registró

cubierta vegetal nativa (Fig. V.3).

-6.59

-11.53

-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0

1

FaunaVegetación




FIGURA 0.3. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA BIÓTICO.

III.9.6.3 V.1.4.3. Subsistema Perceptual

El subsistema perceptual abarca un total de –2.72 UIA, de las cuales la calidad estética es la

que registra la mayor cantidad de impactos (-0.34 UIA), mientras que la visibilidad tiene un

valor de -2.38 UIA (Fig. V.4).

FIGURA 0.4. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA PERCEPTUAL.

III.9.6.4 V.1.4.4. Subsistema Socioeconómico

Respecto a los beneficios que se obtendrán, en el subsistema socioeconómico se registra el

mayor número de unidades ambientales con impactos benéficos, el factor economía local es

el mayor beneficiado con 12.81 en total (Fig. V.5).




FIGURA 0.5. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA SOCIOECONÓMICO.

A continuación se discuten los factores ambientales más relevantes desde el punto de vista

de mayores impactos, tanto negativos como positivos.

III.9.6.5 V.1.4.5. Factor Aire

Las mayores afectaciones se presentan en el componente de calidad del aire, debido al

efecto de la limpieza del terreno y en menor proporción al uso de maquinaria y equipo; sin

embargo, todos estos efectos tienen la característica de ser de carácter fugaz, es decir son

altamente mitigables.




FIGURA 0.6. AFECTACIÓN EN EL FACTOR AMBIENTAL AIRE.

III.9.6.6 V.1.4.6. Factor Hidrología Superficial

Los efectos en la hidrología superficial están relacionados con la calidad del agua

superficial y con el patrón de drenaje, los cuales se ven ligeramente impactados con un

valor de -0.64 y –1.26, respectivamente.

FIGURA 0.7. AFECTACIÓN EN EL FACTOR AMBIENTAL HIDROLOGÍA SUPERFICIAL.

III.9.6.7 V.1.4.7. Factor Hidrología Subterránea

En relación a los procesos de recarga, estos no serán afectados por el establecimiento del

gasoducto.

III.9.6.8 V.1.4.8. Factor Suelo

El factor suelo es el componente más afectado después del aire. Las propiedades físicas

seguido del proceso de erosión-sedimentación y las propiedades físicas, mientras que las

propiedades químicas se afectarán en baja medida (Fig. V.8).




FIGURA 0.8. AFECTACIÓN EN EL FACTOR SUELO.

III.9.6.9 III.9.6.10 V.1.4.9. Factor Vegetación

Debido a que el proyecto no contempla actividades de remoción de vegetación nativa, se

considera que el proyecto no tendrá afectaciones en dicho componente.

III.9.6.11 V.1.4.10. Factor Fauna silvestre

Los efectos en la fauna son principalmente en su abundancia, distribución y diversidad

(todos los componentes suman -6.25 UIA), debido a que se alterarán sus patrones de

conducta por la presencia humana, que ahuyentará a la fauna y la desplazará a otras áreas.

Los otros factores no se ven alterados significativamente como se indica en la Fig. V.9.




FIGURA 0-9. AFECTACIÓN EN EL FACTOR FAUNA

III.9.6.12 III.9.6.13 V.1.4.11. Factor Paisaje

Los impactos en el paisaje son característicos por el tipo de proyecto a implementar, siendo

el componente mas afectado la calidad estética con –2.67 UIA.

FIGURA 0.10. AFECTACIÓN EN EL FACTOR PAISAJE.

III.9.6.14

III.9.6.15 V.1.4.12. Factores Economía Regional

Esta obra representa un balance positivo para la economía regional, dado que el adecuado

suministro de gas natural será un motor que impulsará también los sectores secundario y

terciario. Sin embargo, significará una disminución de la superficie agrícola para los

pobladores de la zona (Fig. V.11).




FIGURA 0.11. AFECTACIÓN EN EL FACTOR ECONOMÍA regional.

III.9.6.16 V.1.4.13. Factores Economía Local

Los impactos positivos en los niveles de ingreso se deben principalmente al beneficio

económico que representa los pagos de derechos y la contratación de mano de obra en las

diferentes etapas del proyecto, lo que aumentará los niveles de ingresos (Fig. V.12).

FIGURA 0.12. AFECTACIÓN EN EL FACTOR ECONOMÍA LOCAL.




III.9.6.17 V.1.4.14. Factores Social

Los factores sociales se verán favorecidos con la construcción del gasoducto. Los impactos

en los aspectos de salud, educación, desarrollo urbano y alumbrado principalmente se verán

afectados positivamente por el proyecto, dado que la constitución de la obra promoverá el

desarrollo de los centros de población que se ubican alrededor (Fig. V.13).

FIGURA 0.13. AFECTACIÓN EN EL FACTOR social.

III.9.7

III.9.8 V.1.5. Conclusiones Derivado del análisis de las matrices de impacto ambiental, se concluye que los efectos

negativos más importantes son los que afectan al subsistema físico-biótico, impactando de

manera directa a los factores suelo y fauna principalmente.

Los impactos positivos se relacionan principalmente con la contratación de mano de obra

en las diferentes etapas del proyecto, además del abastecimiento de gas natural para el

sector industrial del PIBP, lo cual generará beneficios importantes en los factores de la

economía local.

El impacto total resultante de considerar los efectos en el sistema ambiental del proyecto de

una manera integral, es de balance negativo de -7.63 UIA.




De un total máximo alcanzable de -92.5 Unidades de Impacto en el peor de los escenarios

(cuando todos los impactos identificados se manifiestan en sentido negativo y en su

máxima expresión); esto equivale a un efecto del 8.24% del impacto global negativo. Es

importante subrayar que hasta este momento del proceso de evaluación de impacto

ambiental, falta de desarrollar la efectividad de las medidas de mitigación con lo que se

obtendrá el impacto residual (ver Capitulo VI).

CAPÍTULO VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES Para prevenir y mitigar los impactos ambientales derivados de la preparación del sitio,

construcción, operación y mantenimiento del proyecto, el grupo encargado de la

elaboración de esta Manifestación de impacto Ambiental pone a consideración del

promovente y de la Autoridad una serie de medidas que a su juicio deberán ser ejecutadas

para prevenir y atenuar los impactos en los componentes físico, biótico, perceptual y

socioeconómico del ecosistema que pueden llegar a presentarse durante la ejecución del

proyecto, considerando además las disposiciones que en materia ambiental señalan las

instancias gubernamentales para el establecimiento de la infraestructura propuesta.

Las medidas propuestas son el resultado del análisis integral realizado a la obra con base en

las disposiciones establecidas en la normatividad mexicana para cada uno de los factores

ambientales, determinándose como una pieza fundamental para determinar como viable el

desarrollo del proyecto. Sobre este particular, la empresa promovente deberá determinar

una organización interna a través de la cual se asignen los responsables del análisis,

programación y ejecución de las medidas propuestas con el objetivo de verificar la

aplicación y efectividad de las mismas.




III.10 VI.1. DESCRIPCIÓN DE LA MEDIDA O PROGRAMA DE

MEDIDAS DE MITIGACIÓN O CORRECTIVAS POR

COMPONENTE AMBIENTAL III.10.1 III.10.2 a) CLASIFICACIÓN DE MEDIDAS Con la finalidad de organizar las medidas propuestas, es necesario describirlas de manera

sistemática. Para las medidas de mitigación se consideró en primer término la agrupación

de acuerdo al factor ambiental, el propósito de la medida y el tiempo u orden cronológico

de aplicación.

III.10.2.1 a. Medidas preventivas

Las medidas preventivas deben anticipar las posibles modificaciones que pudieran

registrarse debido a la realización de las actividades contempladas por el proyecto,

considerando todas las etapas en que se divide su ejecución; plasmando además las

consideraciones ambientales desde el diseño de la obra y su forma de aplicación a fin de

evitar o minimizar los impactos ambientales provocados. En la premisa de que siempre es

mejor no producir impactos que remediarlos, las medidas preventivas son el grupo más

importante considerado en este Estudio.

III.10.2.2 b. Medidas de mitigación

Las medidas de mitigación pretenden reducir los impactos adversos que persisten aun con

la aplicación de las medidas preventivas. Los impactos que generalmente requieren este

tipo de medidas son aquellos que se generarán de manera inevitable; como es el caso por

ejemplo del desmonte y despalme del terreno, aspectos que pueden ser mitigables al

realizar un manejo de la vegetación dentro del derecho de vía de cada una de las obras que

conforman el proyecto.




III.10.3 III.10.4 B) DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN POR COMPONENTE AMBIENTAL La estrategia empleada para la mitigación de los impactos ambientales, se basó en el juicio

de expertos respecto a la caracterización de los elementos de los subsistemas ambientales;

asimismo, se consideraron los lineamientos establecidos en la normatividad mexicana que

incluye las leyes generales, reglamentos y Normas Oficiales Mexicanas, además de otro

tipo de normatividades aplicables para el caso específico de la construcción del gasoducto.

La descripción de cada una de las medidas está presentada por factor ambiental dentro de

cada subsistema y están ordenadas numéricamente de forma ascendente. Los números

arábigos entre paréntesis corresponden a las etapas de desarrollo del proyecto: Preparación

del sitio (1), Construcción (2), Operación y mantenimiento (3) y Abandono (4).

1. SUELO

- Utilizar únicamente los caminos existentes a fin de aprovechar la infraestructura vial de la

zona (1).

- Minimizar las superficies requeridas para el establecimiento de obras provisionales,

hospedando por ejemplo al personal contratado en los poblados más cercanos (1,2).

- No modificar los patrones de escurrimiento del área de estudio (1,2).

- Llevar a cabo las obras especiales que contempla el proyecto en cruzamientos con vías de

comunicación y cualquier otra infraestructura de servicios (1,2).

- Mantener una estricta supervisión del desarrollo de la obra a fin de prevenir que no se

viertan restos de cemento premezclado, concreto u otros generados durante el vaciado de

los camiones revolvedores en ninguna de las áreas dentro o adyacentes al derecho de vía

(1,2).




- No permitir acumulamientos de suelo fuera de las áreas preestablecidas como de

maniobras (1,2).

- Con la finalidad de evitar mayores modificaciones a la topografía de la zona, utilizar el

suelo producto de la excavación para nivelar la misma franja de afectación, respetando el

patrón de escorrentías originales en la longitud total del gasoducto (1,2).

- Utilizar, si fuera necesario, únicamente material proveniente de bancos autorizados (1,2).

- Difundir entre el personal que participará en la construcción del proyecto la información

correspondiente a los procedimientos internos de manejo de residuos, con el fin de evitar la

acumulación de basura y cualquier otro tipo de residuo (1,2).

- Depositar los residuos sólidos urbanos que se generen durante el desarrollo del proyecto

en contenedores metálicos o de plástico preferentemente con tapa, para su posterior

disposición cumpliendo con lo estipule la Autoridad competente (1,2).

- Recolectar los residuos de manejo especial que se generen durante el desarrollo del

proyecto (como por ejemplo los desperdicios de material utilizados por el contratista) para

su posterior disposición cumpliendo con la normativa ambiental correspondiente (1,2).

- Disponer de conformidad con lo estipulado en la legislación aplicable aquellos residuos

clasificados dentro de la NOM-052-SEMARNAT-2001 (1,2,3).

- Evitar el vertido de residuos peligrosos al suelo (aceites, grasas y lubricantes, entre otros).

En los casos de que por causa de fuerza mayor deba ser reparada una unidad en campo, esta

actividad se realizará cumpliendo con los criterios de almacenamiento, recolección y

disposición adecuada contratando una empresa autorizada para su manejo (1,2).

- Realizar prácticas de saneamiento de suelos cuando se viertan o diseminen

accidentalmente los residuos tanto en el área del proyecto como en el transporte de los

mismos (1,2,3).




- Aplicar lo estipulado por la NOM-001-SEMARNAT-1996 en la disposición de las aguas

residuales que se produzcan por la realización de las pruebas hidrostáticas, según sea el

caso (2).

- Realizar prácticas de mantenimiento preventivo de la maquinaria y vehículos a utilizar en

talleres autorizados fuera del área de estudio. En caso que por causa de fuerza mayor se

realicen reparaciones y/o suministro de combustible en los sitios de obra, se tomarán las

precauciones necesarias para evitar la contaminación del suelo (1,2,3).

AGUA

- Colocar letrinas portátiles en los frentes de obra con la finalidad de mantener un estricto

control de los residuos sanitarios que genere el personal contratado, para cuya disposición

se contratará a una empresa autorizada en la prestación del servicio (1,2).

AIRE

- Al realizar las actividades que involucran movimientos de tierra, procurar humedecer la

superficie con la finalidad de minimizar el movimiento de partículas en la atmósfera. Dicha

práctica se realizará únicamente en aquellos sitios que se encuentran más cercanos a los

asentamientos humanos (1,2).

- Proporcionar las prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo a la maquinaria

utilizada y equipos de trabajo (1,2,3).

- Establecer un programa de mantenimiento preventivo, correctivo y de supervisión para

todos aquellos vehículos, maquinaria y equipo de trabajo en general (1,2,3).

- Además, para reducir el incremento en los niveles de ruido ocasionado por el empleo de

maquinaria pesada, solicitar a los contratistas de obra que indiquen a los conductores de sus

camiones la obligatoriedad para que cierren sus escapes de las unidades cuando se

encuentren circulando cerca de las poblaciones aledañas (1,2).




- Para evitar que se produzcan impactos adversos debido al aumento en el flujo vehicular

por el desarrollo del proyecto, utilizar las horas de menor afluencia o seleccionar

alternativas de paso mediante señalizaciones y letreros alusivos a la obra (1,2).

FAUNA SILVESTRE

- Ahuyentar las especies de fauna silvestre mediana y mayor que pudieran encontrarse

durante las actividades que contempla el proyecto (1,2).

- Los vehículos automotores y maquinaria en general, circulará a velocidades moderadas

(30 Km/hr) y únicamente por las vías establecidas con la finalidad de prevenir el

atropellamiento de especies de fauna silvestre que transiten por el sitio del proyecto (1,2).

- Para el caso de las excavaciones a cielo abierto que permanezcan más de un día en esta

condición, estas serán protegidas a fin de evitar la caída de animales silvestre y domésticos

(1,2).

- La empresa encargada de la construcción del gasoducto establecerá reglamentaciones

internas supervisadas con la finalidad de evitar cualquier afectación derivada de las

actividades del personal sobre las poblaciones de fauna silvestre que pudieran encontrarse

durante la realización del proyecto (1,2).

III.11 VI.2. IMPACTOS RESIDUALES Con base en la metodología expuesta en el Capitulo V, las medidas de mitigación son

evaluadas en una escala ordinal similar a la empleada para los criterios básicos y

complementarios, en esta, la evaluación se toma en cuenta los costos para discernir su

importancia relativa y las posibilidades de implementación. La importancia del impacto

medido a través de su índice básico (MEDRij), debe tomar en consideración las medidas de

mitigación (Tij), para lo cual se aplica el siguiente índice (Fij):

TijMEDRijFij =




Aquí se evaluó la eficiencia de las medidas de mitigación, esto se realiza observando la

magnitud en la reducción de la significancia de un impacto, así como el número de

impactos que son aminorados, directa o indirectamente, por una sola medida de mitigación.

La determinación de los niveles de significancia permite visualizar el porcentaje de

impactos muy altos, bajos, etc. y con ello se facilita un balance de impactos. Con esto se

obtuvieron los valores de significancia de las medidas de mitigación por cada componente

ambiental afectado, los valores (Fij) fueron clasificados en cuatro clases de significancia de

impactos: baja (0 a 0.25), moderada (0.26 a 0.49), alta (0.50 a 0.74) y muy alta (0.75 a

1.00) (Tabla VI.1).

Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial

Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.

Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L. Teléfono: (81) 83347459. VI.III-184

TABLA VI.1. IMPACTOS RESIDUALES (SIGNIFICANCIA DE IMPACTOS) E IMPACTO RESIDUAL GLOBAL.

ETAPA ACCION FACTOR COMPONENTE AMBIENTAL Id.

Impa

cto

Miti

gaci

ón

Sign

ifica

ncia

Juic

io

Actividades Previas Estudios de Factibilidad Economía local Población Económicamente Activa A29 -0.50 0 0.43 COMPATIBLES

Actividades Previas Estudios de Factibilidad Economía local Niveles de ingreso A30 0.50 0 0.35 COMPATIBLES

Actividades Previas Ingeniería Preliminar Aire Calidad B1 0.25 0 -0.38 MODERADA

Actividades Previas Ingeniería Preliminar Economía local Niveles de ingreso B30 -0.31 0 0.35 COMPATIBLES

Actividades Previas Tramites y Servicios Economía local Población Económicamente Activa C29 -0.28 0 0.35 COMPATIBLES

Actividades Previas Tramites y Servicios Economía local Niveles de ingreso C30 -0.31 0 0.32 COMPATIBLES

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Distribución D17 -0.39 0 -0.38 MODERADA

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Diversidad D18 -0.56 0 -0.32 MODERADA

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Especies canoras y de ornato D20 0.39 2 -0.29 MODERADA

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Paisaje Calidad estética D22 0.56 1 -0.36 MODERADA

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Economía local Población Económicamente Activa D29 0.69 0 0.32 COMPATIBLES

Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Economía local Niveles de ingreso D30 -0.61 0 0.32 COMPATIBLES

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Aire Visibilidad E2 -0.64 2 -0.36 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Aire Confort sonoro E3 -0.72 2 -0.34 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Microrelieve E8 -0.53 0 -0.43 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Propiedades físicas E9 -0.42 0 -0.43 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Propiedades químicas E10 -0.61 0 -0.38 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Procesos de Erosión-Sedimentación E11 -0.67 0 -0.40 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Fauna Distribución E17 0.56 0 -0.38 MODERADA

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Economía local Población Económicamente Activa E29 0.44 0 0.32 COMPATIBLES

Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Economía local Niveles de ingreso E30 -0.44 0 0.32 COMPATIBLES

Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Aire Visibilidad F2 -0.64 2 -0.34 MODERADA

Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Aire Confort sonoro F3 -0.64 2 -0.25 MODERADA

Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Suelo Propiedades físicas F9 -0.64 0 -0.32 MODERADA

Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Economía local Población Económicamente activos F29 -0.47 0 0.29 COMPATIBLES




Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación).


Impa

cto

Miti

gaci

ón

Sign

ifica

ncia

Juic

io

Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Economía local Niveles de ingreso F30 -0.50 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Calidad G1 -0.50 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Visibilidad G2 -0.58 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Confort sonoro G3 -0.58 2 -0.36 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria H. Superficial Calidad G4 -0.50 0 -0.51 ALTA Construcción Excavación y transporte de maquinaria H. Superficial Patrones de drenaje G5 -0.31 0 -0.32 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Microrelieve G8 -0.25 0 -0.32 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Propiedades físicas G9 -0.50 0 -0.46 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Propiedades químicas G10 -0.39 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Procesos de Erosión-Sedimentación G11 -0.42 1 -0.41 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Fauna Diversidad G18 -0.50 2 -0.23 BAJA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Economía local Población Económicamente Activa G29 0.50 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Excavación y transporte de maquinaria Economía local Niveles de ingreso G30 0.50 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Zanjeo H. Superficial Calidad H4 -0.47 0 -0.40 MODERADA Construcción Zanjeo Fauna Distribución H18 -0.47 0 -0.40 MODERADA Construcción Zanjeo Economía local Población Económicamente Activa H29 -0.47 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Zanjeo Economía local Niveles de ingreso H30 -0.17 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Doblado y soldado de tubería Economía local Población Económicamente Activa I29 0.17 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Doblado y soldado de tubería Economía local Niveles de ingreso I30 0.67 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Acomodo de tubería en zanja Economía local Población Económicamente Activa J29 0.67 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Acomodo de tubería en zanja Economía local Niveles de ingreso J30 0.64 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Montajes Prefabricados Aire Visibilidad K29 0.64 1 -0.33 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Fauna Distribución K17 0.64 1 -0.28 MODERADA




Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación.)


Impa

cto

Miti

gaci

ón

Sign

ifica

ncia

Juic

io

Construcción Montajes Prefabricados Paisaje Visibilidad K22 -0.58 2 -0.25 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Paisaje Patrones de Drenaje K23 -0.22 0 -0.32 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Economía local Población Económicamente Activa K29 -0.22 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Montajes Prefabricados Economía local Niveles de ingreso K30 -0.39 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Suelo Propiedades físicas L9 -0.42 0 -0.38 MODERADA Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Fauna Distribución L17 -0.53 0 -0.38 MODERADA Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Economía local Población Económicamente Activa L29 0.53 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Economía local Niveles de ingreso L30 0.53 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Relleno de Zanja Fauna Distribución M17 -0.53 0 -0.32 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Paisaje Visibilidad M22 0.19 0 -0.38 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Paisaje Patrones de Drenaje M23 0.19 0 -0.32 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Economía local Población Económicamente Activa M29 0.19 0 0.43 COMPATIBLES Construcción Relleno de Zanja Economía local Niveles de ingreso M30 0.19 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Levantamiento Topográfico Paisaje Visibilidad N22 -0.19 0 -0.32 COMPATIBLES Construcción Levantamiento Topográfico Paisaje Patrones de Drenaje N23 -0.14 0 -0.29 BAJA Construcción Levantamiento Topográfico Economía local Niveles de ingreso N29 -0.14 0 0.29 BAJA Construcción Levantamiento Topográfico Economía local Población Económicamente Activa N30 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Aire Visibilidad O2 0.19 0 -0.35 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Aire Confort sonoro O3 -0.19 0 -0.46 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Suelo Microrelieve O9 -0.14 0 -0.32 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Economía local Niveles de ingreso O29 -0.14 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Prueba hidrostatica y paso con diablo calibrador Economía local Población Económicamente Activa O30 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Señalización Economía local Niveles de ingreso P29 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Señalización Economía local Población Económicamente Activa P30 -0.19 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Limpieza del área H. Superficial Calidad Q4 -0.14 0 -0.35 MODERADA




Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación.)


Impa

cto

Miti

gaci

ón

Sign

ifica

ncia

Juic

io

Construcción Limpieza del área H. Superficial Patrones de drenaje Q5 -0.14 0 -0.32 MODERADA Construcción Limpieza del área Economía local Población Económicamente Activa Q29 0.17 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Limpieza del área Economía local Niveles de ingreso Q30 0.17 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Abundancia R16 -0.17 0 -0.29 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Distribución R17 -0.14 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Diversidad R18 -0.14 0 -0.35 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Primario R24 -0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Secundario R25 -0.25 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Terciario R26 0.22 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Población Económicamente Activa R27 0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía local Niveles de ingreso R28 -0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Calidad S1 -0.14 0 -0.35 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Visibilidad S2 -0.14 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Confort sonoro S3 -0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Suelo Propiedades físicas S9 -0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Abundancia T16 0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Distribución T17 0.42 0 -0.40 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Diversidad T18 -0.42 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Abundancia U16 0.22 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Distribución U17 -0.22 0 -0.46 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Diversidad U18 -0.17 0 -0.43 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Paisaje Calidad estética U23 -0.17 0 -0.43 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Economía local Población Económicamente Activa U29 0.17 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Economía local Niveles de ingreso U30 0.42 0 0.29 COMPATIBLES



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L. Teléfono: (81) 83347459. VII.188

III.12 VI.3. JUICIO DE LOS IMPACTOS DE ACUERDO A SU

SIGNIFICANCIA De acuerdo a la valoración de la significancia (Tabla VI.1), se identificaron tres

impactos bajos, 53 moderados, un impacto alto y 40 impactos compatibles. Los

tipos de impacto por etapa del proyecto y factor ambiental se presentan en las

Tablas VI.2 y VI.3, respectivamente. De su análisis se concluye que los efectos

altos se presentan en la etapa de construcción, por la afectación al aire, suelo y

recursos hidrológicos en sus componentes, principalmente; para el factor aire:

calidad, visibilidad y confort sonoro; para el factor suelo: propiedades físicas y para

la hidrología superficial: calidad y patrones de drenaje. Los impactos moderados

son más significativos en la etapa de construcción, en los factores antes

mencionados.

Las acciones que ocasionan los impactos de nivel bajo se encuentran también en

la etapa de construcción, generalmente por el levantamiento topográfico; los

principales factores afectados son la fauna y el paisaje.

Los impactos compatibles se presentan en todas las distintas etapas del proyecto,

principalmente en la de construcción y operación y mantenimiento, a través de la

contratación de personal.

Con relación a la distribución de los tipos de impacto con base a su importancia y

con relación a los factores ambientales, se puede observar que los factores de

economía local y fauna silvestre son los más importantes; los impactos moderados

corresponden en su mayoría a los componentes de fauna, aire y suelo; los

impactos bajos quedan representados en la economía local, fauna y paisaje; y por

último los efectos compatibles se localizan en la economía local y regional. (Tabla

VI.3).




TABLA VI.2. TIPOS DE IMPACTO POR ETAPAS DEL PROYECTO.

Etapa Bajo Moderado Alto Compatible Total General

Actividades Previas 0 1 0 5 6

Preparación del Sitio 0 14 0 6 20

Construcción 3 24 1 22 50

Operación y Mantenimiento 0 14 0 7 21

Total general 3 53 1 40 97

TABLA VI.3. TIPOS DE IMPACTO EN LOS FACTORES AMBIENTALES

Factor Bajo Moderado Alto Compatible Total General

Aire 0 14 0 0 14

Economía local 1 0 0 35 36

Economía regional 0 0 0 4 4

Fauna 1 17 0 0 18

H. Superficial 0 4 1 0 5

Paisaje 1 6 0 1 8

Suelo 0 12 0 0 12

Total general 3 53 1 40 97

En la Tabla VI.4 se presenta un concentrado de los impactos residuales por

componente, factor y subsistema, así como el Impacto residual global. El valor de

impacto total del proyecto es -12.67 UIA; una vez que se aplican las medidas de

mitigación resulta un valor de impacto residual de -7.63 UIA, lo que representa el

60.22% del impacto total. Este valor indica la efectividad que tienen las medidas

de mitigación para contrarrestar los impactos ambientales generados por el

proyecto. Este impacto residual puede considerarse como significativo.




TABLA VI.4. VALORES DE IMPACTO RESIDUAL OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y

COMPONENTE AMBIENTAL.

SUBSISTEMA FACTOR

Val

or p

or

Com

pone

nte

Val

or p

or F

acto

r

Val

or p

or

Subs

iste

ma

Impa

cto

ambi

enta

l

tota

l

FÍSICO AIRE -1.08

-4.68

-11.52

-7.63

FÍSICO AIRE -1.81

FÍSICO AIRE -1.79

FÍSICO H. SUPERFICIAL -1.26 -1.90

FÍSICO H. SUPERFICIAL -0.64

FÍSICO H. SUBTERRÁNEA 0.00 0.00

FÍSICO H. SUBTERRÁNEA 0.00

FÍSICO SUELOS -0.75

-4.94 FÍSICO SUELOS -2.62



BIÓTICO VEGETACIÓN 0.00

0.00

-6.25




BIÓTICO FAUNA -0.99

-6.25



BIÓTICO FAUNA 0.00


BIÓTICO FAUNA 0.00

PERCEPTUAL PAISAJE -1.31 -2.67 -2.67

PERCEPTUAL PAISAJE -1.36

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.32

1.54

12.81





SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL 5.54 11.27

SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL 5.73

SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00

0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00



-7.63 -7.63 -7.63




Tras el análisis integral de las actividades del proyecto y las afectaciones en los distintos

componentes ambientales, así como las medias preventivas y mitigatorias propuestas, se

puede concluir que el proyecto es viable ecológicamente, siempre y cuando se apliquen las

medidas especificadas en el Numeral VI.1 de este Capítulo, por lo que la construcción del

proyecto se considera factible tanto técnica como socialmente en la zona industrial Bruno

Pagliai.

7. PRONÓSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS

III.13

III.14 VII.1. PRONÓSTICO DEL ESCENARIO En el presente Capítulo se muestra un pronóstico del escenario ambiental que resulta con la

construcción de la infraestructura propuesta, para lo cual se incorporarán las medidas de

prevención y mitigación recomendadas anteriormente y en particular, los impactos

permanentes en el área y que son considerados como impactos residuales. Asimismo, se

tomará en cuenta la dinámica regional con sus propias tendencias irreversibles, basándose

en el diagnóstico ambiental detallado en el Capítulo IV con sus correspondientes procesos

de cambio. La intensidad, permanencia y reversibilidad, son variables entre los distintos

efectos del proyecto; mismo que pretende cubrir las necesidades actuales de gas natural en

el PIBP, ubicado en el estado de Veracruz, en ambientes ya impactados de carácter urbano,

agrícola e industrial.

a).- Escenario cero: en el cual se describe la caracterización actual del ecosistema

involucrado, en el cual se pretenden llevar a cabo las diferentes obras y/o actividades

del proyecto.




III.15 EN GENERAL, EL DIAGNÓSTICO AMBIENTAL PARA LA

ZONA SE PODRÍA TRADUCIR EN UNA AFECTACIÓN

MODERADA AL ECOSISTEMA, COMO RESULTADO DE LAS

CAUSAS NATURALES Y ACTIVIDADES ANTROPOGÉNICAS

CONTROLADAS Y NO CONTROLADAS. A MANERA DE

SÍNTESIS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL

ECOSISTEMA EN LA ACTUALIDAD, A CONTINUACIÓN SE

ENUMERAN LAS CARACTERÍSTICAS MÁS SOBRESALIENTES

DE SUS COMPONENTES BIÓTICOS, Y ABIÓTICOS:

- La serie de predios donde se pretende realizar el proyecto se localizan aproximadamente

10 Km al Sureste de la cabecera municipal de Veracruz, fuera de alguna ANP.

- Según el sistema de clasificación climática de Köppen modificada por García para la

República Mexicana (1973), en la región donde se ubica el área de estudio se presenta un

tipo de clima: Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la

temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes más seco

es menor al 5% anual.

- La precipitación media anual registrada por la CNA es de 886.1 mm, la cual se descarga

principalmente durante el verano, ya que durante Junio a Septiembre se precipita el 82%

del total anual y cerca de la mitad durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la

más seca, ya que de Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias. La temperatura

media anual es de 20.9°C, ocurriendo la media mensual más alta en Junio de 24.2°C y la

mínima en Enero de 17.2°C. Los fenómenos meteorológicos que se presentan son

solamente los huracanes.

- El eje del gasoducto se encuentra enclavado en una planicie costera ligeramente inclinada

hacia el Este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que tienen una topografía más




baja que el área circundante. Hacia el Oeste, se presentan lomeríos con orientación oeste-

este disectados por barrancas profundas, mientras que al Noroeste del puerto de Veracruz,

se distinguen lomeríos de poca altura que conforman las dunas de la zona. Más del 80% de

la superficie del Municipio se localiza en donde la pendiente es menor al 2.5%. Además

dentro del área de estudio no se encuentran registradas fallas o fracturas, sin embargo,

existe una baja susceptibilidad a la ocurrencia de sismos o actividad volcánica, ya que se

encuentra en la Zona B dentro de la zonificación nacional para la sismicidad. Los suelos

identificados corresponden a una asociación de suelos de textura fina, definidos como

vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se describe como Vertisol

pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura fina.

- El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la RH28 “Río Papaloapan”, en la

Cuenca Río Jamapa. Dentro de esta Cuenca, se localizan 22 subcuencas hidrológicas, de las

cuales, el área de construcción se encuentra dentro de la Subcuenca San Francisco, dentro

de una vasta superficie que comprende el acuífero “Costera de Veracruz”.

- En la trayectoria que conforma el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni de tipo

intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica aproximadamente a 500 m y

representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas abajo en un río.

El acuífero Costera de Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se encuentra alojado

en material granular no consolidado, presentando un funcionamiento hidráulico del tipo

libre. La unidad hidrogeológica de importancia es la clasificada como gravas y arenas, de

porosidad primaria y de una buena permeabilidad, la que dependerá del contenido de

arcillas y grado de compactación del material. De manera general, la profundidad del nivel

estático cercano a la costa es de entre dos y cinco metros, en el área industrial de 15 a 20 m

siendo más profundo hacia la zona de Soledad de Doblado entre 50 y 60 m.

- En el área se pretende llevar a cabo el proyecto y en los alrededores, no se distribuyen

mosaicos de vegetación natural, siendo a más de cinco kilómetros que se encuentra la

comunidad de selva baja caducifolia con muchos elementos de vegetación secundaria y

porte arbustivo, de acuerdo a la cartografía del Inventario Forestal Nacional del año 2000.




- De acuerdo a lo observado durante los recorridos realizados, se pudo constatar la ausencia

de elementos típicos de la comunidad de selva baja en mención, identificando en lugar de

ellos un gran número de especies cultivadas y/o malezas, además de los componentes del

seto vivo que delimitan los terrenos afectados.

- La mayor parte de la superficie donde se pretende realizar el proyecto, se encuentra

dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la

trayectoria paralela a vías de comunicación y dentro de sus derechos de vía.

- Dada la condición de la vegetación en la trayectoria, se determinó que no existe volumen

forestal a remover en la superficie a impactar por el establecimiento del gasoducto.

- Todas las especies observadas en las proximidades de las trayectorias poseen usos

reportados en la literatura, sin embargo, durante los recorridos realizados no se observó

ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción del mínimo

aprovechamiento como forraje. Sin embargo, no se descarta el aprovechamiento de tipo

autoconsumo de las especies empleadas tradicionalmente en la región.

- No se registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-

059-SEMARNAT-2001 en el área de estudio.

- Durante las visitas de campo no se encontraron huellas, excretas o rastros de especies de

fauna silvestre. De acuerdo a registros hechos con anterioridad en los alrededores, es

posible encontrar Canis latrans, Sylvilagus floridanus, Sciurus aureogaster, Mustela

frenata y Mephitis macroura, los cuales no muestran un comportamiento de

desplazamiento cuando existen modificaciones al paisaje por efecto del hombre.

- Para las aves, es preciso mencionar que en la zona se ha reportado la presencia de Ortalis

vetula, Aratinga nana, Turdus grayi, Quiscalus mexicanus, Cathartes aura, Columbina

talpacoti y Melanerpes aurifrons. Asimismo, entre los reptiles se cuenta con registros de




Basiliscus basiliscus y Sceloporus variabilis. Cabe destacar que de estas especies ninguna

se encuentra listada en la NOM-059-SEMARNAT-2001.

b) Escenario uno: el diagnóstico en el cual se demuestra el comportamiento del

ecosistema involucrad, con la ejecución de las diferentes obras y/o actividades del

proyecto

El siguiente análisis se realiza principalmente para aquellos impactos ambientales

considerados como relevantes, enfocándose en gran parte hacia los servicios ambientales

que prestan los factores que componen el sistema en que se ubicará el proyecto.

Los servicios ambientales se pueden definir como el conjunto de condiciones y procesos

naturales (incluyendo especies y genes) que la sociedad puede utilizar y que ofrecen las

áreas naturales por su simple existencia. Dentro de este conglomerado de servicios se

pueden señalar la biodiversidad, el mantenimiento de germoplasma con uso potencial para

el beneficio humano, el mantenimiento de valores estéticos y filosóficos, la estabilidad

climática, la contribución a los ciclos básicos (agua, carbono y otros nutrientes) y la

conservación de suelos, entre otros. Para el caso particular de los recursos forestales, la

producción de tales servicios está determinada por las características de las áreas naturales

y su entorno socioeconómico (Torres, R. J. M, et. al, en www.ine.gob.mx).

Por otro lado, La Ley General de Desarrollo Forestal Sustentable (Diario Oficial de

la Federación, 2003) define a los servicios ambientales como los que brindan los

ecosistemas forestales de manera natural o por medio del manejo sustentable de

los recursos forestales, tales como: la provisión del agua en calidad y cantidad; la

captura de carbono, de contaminantes y componentes naturales; la generación de

oxígeno; el amortiguamiento del impacto de los fenómenos naturales; la

modulación o regulación climática; la protección de la biodiversidad, de los

ecosistemas y formas de vida; la protección y recuperación de suelos; el paisaje y

la recreación, entre otros.




Debido a una enorme cantidad de factores, la producción de servicios ambientales se ve día

a día amenazada por el uso de prácticas no sustentables de manejo de recursos forestales.

Aunque existen muchas razones por las cuales no se generan señales a favor de la

conservación de los recursos naturales y con ello una producción sostenida de dichos

servicios, las dos de mayor peso son:

a) No tienen un mercado definido

b) Se conoce muy poco acerca de su cuantía o su relación con las características y procesos

desarrollados en las áreas naturales.

La falta de un mercado provoca que no exista un precio que refleje cuánto cuesta

producirlos, razón por la cual la sociedad actúa como si no costara nada destruirlos o como

si existieran en cantidades ilimitadas. Por otro lado, el desconocimiento de las relaciones de

producción entre cantidad de servicios producidos y características de las áreas naturales

limita el número de alternativas de manejo que aseguren la sustentabilidad de estas áreas.

Ambos problemas conducen a una sobre-utilización de los bienes y servicios derivados de

las áreas naturales que sí tienen mercado, dando por resultado un eventual agotamiento de

estas y la consecuente reducción en la producción de los servicios ambientales (Torres, R.

J. M, et al, en www.ine.gob.mx).

Los servicios que provén los ecosistemas se pueden dividir en tres grandes categorías:

Los servicios de la provisión de bienes: como alimentos, medicinas, fibras, leña,

semillas, entre otros.

Los servicios ligados a la regulación del medio ambiente; la provisión de agua, calidad

del aire, control de la erosión, diversidad biológica, banco genético y como soporte esencial

en la litigación de riesgos naturales.

Los servicios que tienen que ver con su valoración por razones culturales, religiosas y

como espacios importantes para la recreación.

Tomando como base lo anterior, a continuación se presenta una breve descripción de los

impactos evaluados por factor ambiental con la ejecución de las diferentes obras y/o

actividades que contempla el proyecto:




III.15.1.1 Factor Aire

Los componentes de la atmósfera adquieren gran relevancia, ya que las fuentes emisoras de

contaminantes y ruido constituyen un gran número por la integración y cercanía del área de

estudio a la mancha industrial de la ZMVER; estos elementos se consideran críticos, pero la

ejecución u operación del proyecto no se considera que será determinante para la mejora o

aumento significativo de la calidad del aire en la región.

Se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva Baja que se

distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a la composición química

de la atmósfera no se afectarán de manera significativa dada la temporalidad de la

construcción de la obra y el adecuado Programa de mantenimiento de la maquinaria y

equipos que será llevado a cabo.

III.15.1.2 Factor Hidrología Superficial


superficial y con el patrón de drenaje. No se prevén afectaciones a ningún cauce por la

realización del proyecto.

Se considera que la comunidad de Selva Baja que se distribuye en los alrededores del área

de influencia no representa ningún aporte en particular a la trayectoria que conforma el

nuevo gasoducto.

III.15.1.3 Factor Hidrología Subterránea

Para el sitio donde se pretende establecer el proyecto, no se considera afectación

componente ambiental hidrológico subterráneo, aún cuando este sustenta un carácter de

gran relevancia en la zona.

Los procesos de recarga podrían ser afectados por las labores de excavación y

compactación del suelo; sin embargo, dado que durante el desarrollo de las obras y

actividades no se requerirá del uso de aguas subterráneas, no se prevé afectación a este

servicio ambiental.




III.15.1.4 Factor Suelo

Los elementos del suelo considerados como relevantes son la capacidad de infiltración y su

uso potencial. El establecimiento de la infraestructura afectará directamente porciones del

ecosistema que perderán su capacidad de infiltración y cambiarán permanentemente su uso

actual; componentes a los cuales se considera que no pueden conferirse un estatus crítico en

función de la superficie a impactar.

La pérdida de suelo por efecto del viento y los escurrimientos superficiales se ubica dentro

de un rango medio, resultante por el efecto de la eliminación de la cobertura herbácea que

sustentan los terrenos del área, la cual aunque mínimo, constituye un factor de retención y

sujeción de suelo.

III.15.1.5 III.15.1.6 Factor Vegetación

De acuerdo a los monitoreos de campo, el área de estudio no cuenta con especies de flora

silvestre, ni constituye un corredor biológico entre los sistemas naturales de la región.

III.15.1.7 III.15.1.8 Factor Fauna

En lo que respecta a las especies de fauna silvestre, su abundancia se verá afectada de

manera temporal durante la ejecución del proyecto por los patrones dinámicos que

presentan, debido a la restricción del hábitat causado por la presencia humana; acción que

provocará su desplazamiento a otras áreas repercutiendo en los patrones de diversidad

locales.

De la misma manera, se considera que el área de estudio no representa un hábitat único

para las especies de fauna silvestre representativa de la región.

III.15.1.9 Factor Paisaje

El factor ambiental geológico mantiene el elemento relieve. La relevancia de éste estriba en

su composición, lo que se interrelaciona directamente con la formación botánica existente

en el ecosistema (nula en el área de estudio tomando en cuenta que no existen elementos de




sucesión primaria), en el aire y microclima. Del factor paisaje, la calidad estética sustenta la

mayor relevancia de la zona, dado que el desarrollo del proyecto contempla el

establecimiento de infraestructura que no se distribuye en la actualidad en el sitio.,

c).- Escenario dos: el diagnóstico del escenario anterior con la aplicación de las

medidas de prevención y mitigación propuestas con la finalidad de que se justifique de

qué manera los ecosistemas han asimilado las diferentes obras y/o actividades que se

llevarán a cabo por la realización del proyecto, tomando en cuenta la dinámica

ambiental resultante de los posibles impactos ambientales acumulativos, sinérgicos y/o

residuales por el desarrollo de éstas

Cualquier alteración en los componentes del ambiente se refleja en menor o mayor grado en

la modificación del hábitat, siendo que toda modificación ocasiona alteraciones benéficas o

adversas al ecosistema; por lo que a continuación se considerarán los principales factores

ambientales que se verán modificados durante la realización de las obras y actividades

propuestas por el proyecto una vez ejecutadas las medidas propuestas. Las expectativas

provocadas se dirigen a que estas se pueden traducir en un factor moderado de deterioro al

afectar el orden natural del ecosistema; sin embargo, se considera que no se crearán

condiciones que se traduzcan en afectaciones trascendentales o irreversibles a nivel de

región. Las afectaciones al medio físico se registrarán a nivel de derecho de vía, pudiendo

resultar en la desestabilización del ecosistema por la falta de planeación y carencia de un

proyecto sustentable que involucre en su diseño el uso de los recursos naturales y su

conservación; aspecto que se cuidará para que no suceda en el área de estudio. En este

sentido, el pronóstico derivado de la ejecución del proyecto no representa un esquema que

sufrirá un descenso en la productividad forestal del área, donde tampoco serán afectados los

procesos de reproducción de la vida silvestre.

Es así que el presente apartado refiere el pronóstico del escenario ambiental que se espera

resulte con la construcción del proyecto, para lo cual se incorporarán las medidas de

prevención y mitigación recomendadas con anterioridad. Asimismo, se tomará en cuenta la

dinámica regional con sus propias tendencias irreversibles, basándose en el diagnóstico

ambiental detallado al inicio de este numeral con sus correspondientes procesos de cambio.




El establecimiento de la infraestructura generará cambios en el corto plazo sobre el

escenario regional, apoyando el desarrollo de actividades industriales, lo que impactará

positivamente en el desarrollo económico regional.


Se prevé que los impactos generados por la obra ocurrieron en mayor medida en el medio

físico, principalmente en los factores de aire y suelo, siendo el componente vegetacional el

que no exhibe afectaciones. Para el caso de la calidad del aire, los efectos derivados del uso

de la maquinaria son de carácter fugaz a temporal, de baja intensidad y fácilmente

mitigables como lo demuestra el hecho de que las medidas de mitigación son preventivas y

de reducción para este factor.

Con lo anterior, se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva

Baja que se distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a la regulación

del clima, entre otros aspectos, no se afectarán por la construcción de la obra y la ejecución

del Programa de mantenimiento preventivo de la maquinaria y equipos para que estos

cumplan con las Normas Oficiales aplicables. Por lo anterior, el valor de significancia del

impacto resultó en -4.68 UIA.



superficial y con los patrones de drenaje. Se considera que la comunidad de Selva Baja de

los alrededores del área, no proporciona protección a la trayectoria que conforma el eje del

gasoducto, ya que no representa ningún aporte en sí. No se prevén afectaciones a cuerpos

de agua permanentes ni intermitentes. Por otro lado, con la implementación de medidas de

mitigación, se reduce significativamente el impacto hacia este factor y sus componentes.

Por todo lo anterior, el valor de significancia resultó en -1.90 UIA.


Los efectos derivados de las prácticas de excavaciones, rellenos y compactación son

importantes y de carácter prolongado, principalmente en las áreas agrícolas, sin embargo




son muy puntuales y de baja magnitud, por lo que se pueden considerar compatibles dada la

poca extensión que representan las superficies de afectación de la obra con relación al

tamaño del área de influencia y lo que representa en términos reales para las tasas de

recarga de los mantos acuíferos, por ejemplo. Por otra parte, serán mitigados en la medida

que se permita la recuperación natural del derecho de vía, situación que asegura que los

efectos residuales desaparezcan en el mediano plazo (de uno a cinco años). Por todo lo

anterior, el valor del impacto residual o de significancia resultó en -0.00 UIA.


En este factor los componentes más afectados son las propiedades físicas, seguido de los

procesos de erosión; en cuanto a las propiedades químicas se considera que las alteraciones

fueron mínimas. Se prevé una adecuada nivelación del terreno para no propiciar procesos

erosivos en la extensión que cubre la longitud del gasoducto. Por la eficacia de las medidas

de mitigación propuestas, se obtuvo un impacto residual -4.94 UIA.

III.15.1.14 Factor Vegetación

El establecimiento del nuevo gasoducto no representa una barrera para los mecanismos de

reproducción y propagación de especies vegetales, ni interrumpe procesos evolutivos ni

corredores biológicos; además, los efectos en la distribución del componente herbáceo

serán circunscritos temporalmente a los períodos de apertura de la zanja. Por otro lado, los

valores naturales en la región son bajos debido a las perturbaciones que han imperado por

tratarse de un área inmersa en un campo industrial. La construcción de la obra no

modificará esta condición.

III.15.1.15 De acuerdo a las observaciones de campo, el área de estudio no

representa un hábitat crítico para las especies de flora silvestre representativa, reservorio

genético ni corredor biológico entre los sistemas naturales de la región., motivo por el cual

el valor de significancia fue de 0.00 UIA.




III.15.1.16 Factor Fauna

La instalación permanente de la infraestructura impacta en el subsistema biótico por la

presencia de la infraestructura misma, ocasionando una modificación del hábitat para las

especies de fauna silvestre. La fauna local se ve afectada por la presencia y actividad

humana que modificarán los patrones normales de su conducta, lo cual afectará su

abundancia.

III.15.1.17 Las medidas preventivas y de mitigación señaladas para el subsistema

biótico aseguran minimizar los impactos a la fauna; en tanto que los efectos residuales

para estos factores se pueden considerar aceptables. Para el caso del componente fauna

silvestre, durante los muestreos no se detectó la presencia de especies en la NOM-059-

SEMARNAT-2001. Se propusieron medidas preventivas y de mitigación, las cuales

reducen sensiblemente sus afectaciones negativas. A pesar de lo anterior, el valor de

significancia fue de -6.25 UIA.


Los impactos en el paisaje son característicos por la naturaleza del proyecto, lo cual es

inevitable, constituyéndose como el componente más afectado la calidad estética. Por el

tipo de infraestructura no hay medidas de mitigación que reduzcan el efecto, por tal razón,

el impacto residual es mediano considerando su valor de significancia. En general se puede

destacar que el valor del paisaje en el área de estudio puede considerarse de medio a bajo,

observando fuertes impactos antropogénicos por efectos de las prácticas de agricultura,

ganadería y desarrollo industrial. El valor de significancia fue de -2.67 UIA.

d).- Escenario tres: un diagnóstico futuro, a través del cual se demuestra técnicamente

que por la realización del proyecto en el ecosistema involucrado no se presentó un

incremento en el nivel de impacto ambiental originalmente identificado

Partiendo como base del diagnóstico ambiental y la identificación y evaluación de impactos

derivados de la construcción y operación del proyecto, se puede afirmar que la obra

generará un gran beneficio social en el ámbito regional, dado que su objetivo principal es

abastecer la demanda de gas natural en la zona industrial Veracruz, Ver.; lo que impactará




positivamente en las actividades productivas y desarrollo económico regional en el corto,

mediano y largo plazo.

Por otra parte, de acuerdo a la descripción de los pronósticos para el sistema ambiental, el

proyecto no representa un factor de cambio importante que altere radicalmente los

ecosistemas de la región. Asimismo, no modificará los procesos naturales hidrológicos, de

propagación, reproducción ni distribución de especies animales y vegetales; siendo que los

efectos por la apertura del terreno son de poca magnitud, por lo que serán fácilmente

abatibles una vez aplicadas las medidas de prevención y mitigación propuestas, como fue

referido en el inciso anterior.

Por otra parte, si bien es cierto que se contempla la alteración del hábitat de los animales

silvestres, se presume que no se afectarán áreas de anidación.

El área de estudio no cuenta con un grado de sismisidad que ponga en peligro la integridad

del ecosistema. Durante la etapa de preparación del sitio, los factores más afectados

directamente serán el suelo y los componentes de la atmósfera, sin embargo, con la

aplicación de las diversas medidas de prevención y mitigación recomendadas los impactos

se minimizarán, no contemplándose alteración de la homeostasia ni resilencia del

ecosistema. Los efectos benéficos del proyecto se presentarán durante todas las actividades,

particularmente por las acciones de contratación de personal que, dado que la ejecución del

proyecto implica una gran demanda de mano de obra, continuará generando beneficios

significativos para la población local una vez puesto en operación.

Los efectos negativos determinados en las primeras etapas son en su mayoría mitigables,

resultando parte de los impactos residuales en la afectación al paisaje. Las medidas de

prevención y mitigación se enfocarán así mismo en la protección del aire, suelo y especies

de vida silvestre; al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas que regulan las

emisiones a la atmósfera, residuos y muy específicamente a la generación de ruido, por lo

que no se consideran cambios en la calidad del aire a nivel regional durante el lapso que

comprende este escenario.




Los efectos en el paisaje serán permanentes, impactando en primera instancia los valores

estéticos y la incidencia visual. Al haber realizado el balance considerando todos los efectos

benéficos y la aplicación de las medidas preventivas y de mitigación propuestas para

disminuir y/o anular los efectos perjudiciales del proyecto en el sistema ambiental, se

obtiene un nivel de impacto global que puede considerarse compatible en el área al

contemplar la necesidad de la obra y de los beneficios que promoverá una vez establecida y

en operación la infraestructura en comento. Tomando como base lo anterior, a continuación

se presenta una breve descripción de los impactos evaluados por factor ambiental como

diagnóstico a futuro por la realización del proyecto:


Las mayores afectaciones se presentarán en el confort sonoro y el componente de calidad

del aire, debido al efecto del ruido ocasionado por el uso de la maquinaria y equipos,

además de la suspensión de polvo por la ejecución de las actividades de movimiento de

tierras y en menor medida por las emisiones de gases a la atmósfera; sin embargo, todos

estos efectos tienen la característica de ser de carácter fugaz, es decir son altamente

reversibles, por lo que no se siguen considerando una vez operando el proyecto a futuro.

Con lo anterior, se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva

Baja que se distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a los niveles de

ruido, la composición química de la atmósfera y la regulación del clima, entre otros

aspectos, no se afectarán de manera significativa dada la temporalidad de la construcción de

la obra y el adecuado Programa de mantenimiento de la maquinaria y equipos que aplicará

la empresa contratista con la finalidad de que su funcionamiento cumpla con las Normas

Oficiales aplicables.



superficial y con el patrón de drenaje, los cuales se verán ligeramente impactados durante la




construcción del proyecto. Al respecto, es importante señalar que no se prevén afectaciones

a ningún cauce en la región.

De acuerdo a las características de la vegetación que sustenta el área de estudio, se

considera que esta no proporciona protección a la cuenca en que se ubica, ya que no

representa ningún aporte en la localidad.


Los procesos de recarga del sitio serán afectados por las labores de excavación y la

compactación del suelo al realizar la apertura de la zanja. Es importante mencionar que

para la operación del proyecto no se requerirá del uso de aguas subterráneas; por lo que no

se prevé afectación de este servicio ambiental.


Para el factor suelo se prevén mayores efectos en las propiedades físicas, seguido del

proceso de erosión-sedimentación y el microrelieve; mientras que las propiedades químicas

se verán afectadas en menor medida. Los efectos derivados de las prácticas de excavación,

rellenos y compactación son importantes y de carácter prolongado, aunque de menor

medida en las zonas agrícolas, sin embargo son muy puntuales y de baja magnitud, por lo

que se pueden considerar compatibles dada la escasa extensión que representa el proyecto

con relación al área de influencia. Se considera que el manejo que se proporcionará a los

residuos generados contribuirá a minimizar la afectación de las características del suelo.

III.15.1.23 Factor Vegetación

Es importante manifestar que durante los recorridos de campo efectuados en el total del

trazo no se identificaron especies que los pobladores del área aprovechen comercialmente

en la actualidad.

III.15.1.24 Factor Fauna

Los efectos en la fauna se reflejaron principalmente en su abundancia, debido a que este

factor se alterará por la presencia humana durante todas las actividades que contempla el

proyecto; acción que provocará su desplazamiento a otras áreas, pero que a nivel regional




no se verán afectados por las actividades futuras de operación y mantenimiento. Los

factores restantes no se verán alterados significativamente.


Los impactos en el paisaje son característicos por la modificación del terreno, básicamente

por la apertura de la zanja; además de la introducción de nuevos elementos al ecosistema

como son las tuberías de acero. El componente mas afectado será la calidad estética.

III.16 VII.2. PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL La mitigación o prevención eficaz de los impactos depende no sólo de la aplicación de las

medidas de control, sino también de prácticas de vigilancia apropiadas. Por este motivo,

durante el desarrollo del presente proyecto se adoptará una forma básica que considere

monitorear principalmente los efectos sobre la salud humana y los niveles de impacto que

resulten por la ejecución de las actividades propuestas, valorando paralelamente la eficacia

de las medidas de mitigación propuestas; apoyando al sistema de cumplimiento de las

medidas de prevención y de mitigación expuestas en el Capítulo VI. La construcción y

operación del proyecto no impactará ningún factor ambiental que modifique las tendencias

actuales en el sistema, por lo que no se propondrá un programa de monitoreo tan amplio. A

partir de la definición de las medidas de prevención y mitigación y a un calendario de

aplicación que empate con los tiempos de ejecución de la obra, se podrá aplicar la

supervisión por la Autoridad correspondiente para verificar el cumplimiento de las medidas

de mitigación. La supervisión deberá ser al final de la etapa de construcción y durante la

etapa de operación, siendo la autoridad competente la que establezca la periodicidad de la

misma. Entre los programas necesarios para realizar la vigilancia de los componentes

ambientales que se presume afectar se encuentran los siguientes:

a) Bitácora de mantenimiento preventivo y correctivo de los vehículos, equipo y

maquinaria a utilizar, contemplando como indicador de éxito los informes de

cumplimiento donde se declaren cero eventos de contaminación al suelo.

b) Bitácora de manejo de residuos sólidos urbanos y de manejo especial, contemplando

como indicador de éxito los informes remitidos a la Autoridad estatal.




c) Bitácora de manejo de residuos peligrosos, contemplando como indicador de éxito

los mismos informes parciales de cumplimiento donde se declaren cero eventos de

contaminación al suelo.

Se señala además, que durante la ejecución del proyecto se contará con un Programa de

supervisión a cargo de un responsable ambiental en el área, encargado de detectar aspectos

críticos desde el punto de vista ambiental y facultado para tomar decisiones, definir

estrategias o modificar actividades que dañen al ecosistema, conforme a las actividades

enlistadas en la Tabla VII.1.



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L. Teléfono: (81) 83347459. VII.III-208

Tabla VII.1. Esquema calendarizado de vigilancia de los componentes a impactar.

No. Etapa del proyecto Recomendación MIA Componente ambiental

beneficiado Forma de cumplimiento

Plazo de

cumplimiento Monitoreo

1 Durante y después de la etapa de


Dar mantenimiento preventivo y correctivo a los vehículos,

equipo y maquinaria. Suelo y atmósfera

Ejecución del Programa de mantenimiento

Llevar un Programa de

mantenimiento Verificación mensual

1 Durante y después de

la etapa de


Manejo de Residuos Sólidos Urbanos y de Manejo Especial

Suelo y atmósfera

Disposición adecuada conforme a la

normatividad local vigente

Llevar un Programa de manejo

Verificación mensual

1 Durante y después de la etapa de


Manejo de Residuos Peligros Suelo

Disposición adecuada conforme a la

normatividad federal vigente

Llevar un Programa de manejo

Verificación mensual



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. I.209

III.17 VII3. CONCLUSIONES El objetivo que pretende el proyecto es fortalecer la red de gasoductos del país para

incrementar las posibilidades de desarrollo social y económico de los habitantes de la

región acorde con los planes de desarrollo urbano del Municipio involucrado. Con base en

el análisis de las características del ambiente socioeconómico y natural, tanto abiótico como

biológico del área de estudio donde se pretende establecer el proyecto, así como de los

impactos que su construcción provocará sobre el ecosistema y de los beneficios

socioeconómicos que conllevará su operación, se puede concluir lo siguiente:

a) Los impactos sobre el medio natural ocasionados durante las distintas etapas del

proyecto serán de carácter local, ya que la zona de estudio se encuentra de alguna manera

deteriorada por diversas intervenciones antropogénicas a través del tiempo, y los sitios

donde se afectará la comunidad herbácea, así como el suelo que la sostiene se encuentra

degradada por procesos previos de cambio de utilización de terrenos forestales y de erosión

por efectos de pastoreo principalmente. Se considera que la mayor afectación es el

despalme y la limpieza de la franja de afectación de manera temporal.

b) No se afectarán mosaicos de vegetación natural en las superficies de impacto temporal

que considera el proyecto. No se contemplan afectaciones permanentes en la calidad y

flujos de aguas superficiales, ya que no se interrumpirán los escurrimientos naturales del

área de estudio.

c) Con respecto al medio socioeconómico, la construcción de la infraestructura generará

efectos benéficos para la región. Durante la ejecución del proyecto, la demanda de mano de

obra no calificada y el incremento en la venta de bienes y servicios a la población flotante

redundará en beneficios para el Sector terciario. Las oficinas y campamentos se podrán

establecer en las poblaciones más cercanas que cuenten los servicios básicos requeridos,

contemplando la adecuada disposición final de los residuos domésticos generados, sin

perjudicar a los núcleos de población. En la región se realizan actividades productivas del

sector secundario y terciario, por lo que la construcción del proyecto integral tendrá

también un impacto positivo en el factor social.




Considerando lo anterior y tomando en cuenta que las medidas de prevención y mitigación

se enfocarán en aminorar los efectos negativos sobre el medio con su correspondiente

evaluación, y destacando los impactos positivos con el desarrollo del proyecto, este se

considera viable de instrumentarse tanto social como ambientalmente en la longitud

propuesta.

CAPÍTULO VIII. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES.

VIII.1. Formatos de presentación

Se entrega un ejemplar impreso de la Manifestación de Impacto Ambiental y

cuatro copias en disco compacto, una de las cuales una será utilizada para los

fines de consulta pública que establece la SEMARNAT. El estudio grabado en

memoria magnética incluye imágenes, planos e información que lo complementan.

De manera similar, se integra un Resumen de la Manifestación de Impacto

Ambiental en el ejemplar impreso, mismo que se entrega grabado en las

memorias magnéticas.

VIII.1.1 Planos definitivos

Se anexa el Plano de Alineamiento general del trazo; así como los siguientes

planos temáticos del área elaborados principalmente a partir de la información

cartográfica publicada por el INEGI y por fotointerpretación de imágenes de

satélite:

- Topográfico: Escala 1:15,000.

- Uso de Suelo y Vegetación: Escala 1:15,000.

- Geología: Escala 1:15,000.

- Edafología: Escala 1:15,000.

- Espaciomapa: Escala 1:15,000.




- Cuerpos de agua cercanos: Escala 1:45,000.

- Sectores Plan de Ordenamiento: Escala 1:15,000.

- Hidrología Superficial: Escala 1:15,000.

- Hidrología Subterránea: Escala 1:15,000.

- AICA´s y ANP´s: Escala 1: 50,000.

- Regiones Prioritarias: Escala 1:50,000.

VIII.1.2. Fotografías

Ninguna.

VIII.1.3 Videos

Ninguno.

VIII.1.4 Listas de flora y fauna

Dado que para la superficie que conforma el derecho de vía del proyecto no se

registraron especies de vida silvestre durante los recorridos efectuados, se señala

que en el contenido del Capítulo IV se hizo mención de los elementos vegetales y

grupos de fauna silvestre que se han observado comúnmente en los alrededores

del área, refiriendo su nombre científico, nombre común empleado en la región y

su estatus de conservación de acuerdo a la NOM-059-SEMARNAT-2001.

VIII.2 Otros anexos En los diversos capítulos que integran este Estudio fue enumerándose una serie

de anexos que contienen tanto los documentos legales como las escrituras de los

terrenos, actas constitutivas, etc., que acreditan el derecho para promover el

proyecto, así como otros de información técnica de la obra,

Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la


Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. III-1

I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

En este Capítulo se incluye la información del Promovente del proyecto

denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en

el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”. De igual forma se incluye la

información correspondiente al responsable de la elaboración del Estudio de

Riesgo Ambiental. La documentación que corresponde al Promovente se incluye

en el Anexo 1 para su consulta.

I.1. PROMOVENTE. El promovente del proyecto es Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai,

S.A. de C.V. En el Anexo 1 se incluye una copia certificada del Instrumento No.

24,547, Tomo 81, Libro 8, mediante el cual se hace constar la Constitución de la

promovente que otorgan Tubos de Acero de México, S.A. y Tenaris Autopartes,

S.A. de C.V., con fecha del 21 de Diciembre de 2005 ante el Lic. Héctor Manuel

Cárdenas Villarreal; que incluye Boleta de Inscripción en el Registro Público de la

Propiedad y Comercio de Veracruz, Ver.

I.1.1. Razón social. La razón social se encuentra definida como Autoabastecedora de Gas Natural

Bruno Pagliai, S.A. de C.V.

I.1.2. Registro Federal de Contribuyentes. El registro federal de contribuyentes es AGN051221KTA. En el Anexo 1 se

incluye una copia simple de la Cédula de Identificación Fiscal, así como también

de la Inscripción en el Registro Federal de Contribuyentes.




I.1.3. Nombre y cargo del representante legal.

I.1.4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal.






I.1.5. Dirección para oír y recibir notificaciones.

La empresa ha determinado para oír y recibir notificaciones la dirección que se

detalla a continuación:

GULF ENERGY DE MÉXICO, S. de R.L. de C.V.

I.1.6. Actividad productiva principal. De acuerdo al Instrumento veinticuatro mil quinientos cuarenta y siete, asentado

en el tomo 81 en el libro 809 con fecha del 21 de diciembre de 2005, el cual

contiene la constitución de la empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno

Pagliai, S.A. de C.V., el objeto de la sociedad es el siguiente (entre otros):

a) Recibir, conducir y entregar gas natural fungiendo como sociedad de

autoabastecimiento, para la satisfacción de los requerimientos de sus socios,

en términos del reglamento de gas natural y demás legislación aplicable.

b) Almacenar gas natural, fungiendo como sociedad de autoabastecimiento,

para la satisfacción de los requerimientos de sus socios, en términos del

reglamento de gas natural y demás legislación aplicable.

c) La planeación, elaboración, colaboración o asistencia técnica en el desarrollo

de infraestructura, instalaciones y desarrollos industriales o de cualquier tipo,

principalmente relacionados con el transporte y almacenamiento de gas

natural, para la satisfacción de los requerimientos de sus socios.





d) Llevar a cabo por su propia cuenta o por terceros, el mantenimiento,

operación y administración de bienes inmuebles y desarrollos, plantas e

instalaciones industriales, incluyendo, sin limitación, la provisión de servicios

de personal, servicios de asistencia, asesoría y consultoría en asuntos

comerciales, técnicos, industriales o financieros; así como la provisión o

asistencia en la obtención y administración de mano de obra.

I.1.7. Número de trabajadores equivalente. Una vez que se encuentre en operación, se estima que se tendrán 3 turnos de

trabajo que cubrirán las 24 horas del día. El número de días anuales que se

trabajarán será de 365 días/año, lo cual arroja un total de horas trabajadas

anualmente de 8,760. De acuerdo al total de horas trabajada anualmente, el

número de trabajadores equivalente es de 4.38.

I.1.8. Inversión estimada en moneda nacional. El monto total aproximado para la construcción de la obra es de $83´760,000.00

M.N. (ochenta y tres millones setecientos sesenta mil pesos 00/100 M.N.), lo que

equivale a USD 5´965,811.97 con un tipo de cambio de $14.04 por dólar al 25 de

Enero del año en curso en www.banamex.com.mx; incluyendo tramitaciones,

permisos, pagos de derechos, compra de las tuberías y ejecución constructiva del

proyecto.




I.1.9. Nombre del responsable técnico.

Firma del promoverte bajo protesta de decir verdad,






I.2. RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

I.2.1. Razón social. La empresa responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental se

denomina Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C. En el Anexo 2 se

incluye una copia simple del Acta Constitutiva de la empresa.

I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes.

I.2.3. Nombre del Responsable Técnico.

Otros participantes:








I.2.5. Dirección del Responsable Técnico.

Firma del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental bajo

protesta de decir verdad:






II. DESCRIPCIÓN DEL DUCTO.

En Este Capítulo se presenta la información referente al gasoducto de 18” de

diámetro que se pretende desarrollar en el proyecto “Plan Maestro de

Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno

Pagliai en Veracruz, Ver.”

El presente Estudio de Riesgo Ambiental se anexa a la Manifestación de Impacto

Ambiental en su Modalidad Particular, debido a que se trata de una Actividad

Altamente Riesgosa. Con la finalidad de facilitar el manejo de información a la

empresa, el Estudio de Riesgo Ambiental que aquí se presenta tomó como base la

guía para la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0 para Ductos

Terrestres.

A pesar de lo anterior, el documento aquí presentado cumple a cabalidad con lo

solicitado en el artículo 18 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio

Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia del Impacto Ambiental.

I.3. NOMBRE DEL PROYECTO.

El proyecto ha sido denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución

de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”

I.3.1. Descripción de la instalación (ducto, válvulas, estaciones de regulación y medición, estaciones de compresión, etc). Indicar el alcance e instalaciones que lo conforman, origen, destino, número de líneas, diámetro longitud, espesor, servicio y capacidad proyectada.

Considerando la necesidad de reordenar el abastecimiento y la distribución de la

zona industrial Bruno Pagliai y garantizar cubrir las necesidades inmediatas y

futuras, se ha proyectado el contar con la infraestructura necesaria para cumplir




con los programas de entrega de gas. Para lograr lo anterior es necesaria la

construcción de un gasoducto de 18” de diámetro y 0.406” de espesor en material

API 5L X 52. Dicha instalación será construida en su mayor parte de forma

paralela a la carretera federal México Veracruz, lo cual dará como resultado el

garantizar un mayor aprovechamiento del gas y garantizar el cumplimiento a los

programas de entrega a los usuarios. El sitio en el que se encuentra proyectada la

construcción el gasoducto se localiza a ambos lados de la carretera federal

México-Veracruz, vía Jalapa en las afueras de la ciudad de Veracruz, Ver., a una

cota medida en campo de 30 msnm (metros sobre el nivel medio del mar),

localizándose entre los kilómetros número 430 y 435. En el Anexo 3 del presente

documento se incluyen los mapas de localización de la trayectoria del ducto.

La empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, quien es la

Promovente del proyecto, requiere la construcción del gasoducto de 18” de

diámetro X 4.28 km de longitud con la finalidad de contar con la infraestructura

necesaria para el transporte de gas natural a la zona industrial, bajo condiciones

que permitan asegurar el cumplimiento de las diversas normas de seguridad y

protección al medio ambiente vigentes, así como también el permitir mantener los

niveles fijados para los nuevos horizontes productivos.

El proyecto contempla la construcción de una línea de 18” de diámetro X 4.28 km,

la cual tendrá la finalidad de operar el gas a una razón de 147,895 m3/hr como

máximo. El gasoducto contará con la siguiente infraestructura:

• Diseño y construcción de dos trampas, una de envío y otra de recibo de

diablos de limpieza e inspección.

• Diseño y construcción de una Estación de Filtración, Medición, Cromatografía

y Regulación (City Gate).

• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación

No. 2), localizada al interior de la Planta Tenaris-TAMSA.





No. 3).

• Un Hot-Tap de 20” d diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya

existente de 48” Cactus San Fernando.

En la Tabla II.1. se incluye un resumen de las principales condiciones de

operación que mantendrá el gasoducto, de acuerdo a las Bases de diseño

elaboradas por el Promovente y las cuales pueden consultarse en el Anexo 4 de

este documento. Sobre el particular, se hace mención de que los planos de las

áreas de afectación resultantes de la modelación realizada se integran para las

presiones máxima y mínima.

Tabla II.1. Condiciones de diseño.

Parámetro Máximo Normal Mínimo

Flujo de gas 147,895 m3/hr 110,404 m3/hr 8,660 m3/hr

Presión 70 kg/cm2 25 kg/cm2 22 kg/cm2

Temperatura 33 °C 23 °C 10 °C

Para los cálculos del espesor de la línea de 18” de diámetro X 4.28 km, será

necesario considerar los estudios topográficos de trazo y perfil, determinando los

espesores requeridos de acuerdo a los lineamientos y criterios de diseño que se

establecen en la especificación de PEMEX CID-NOR-N-SI-001 “Requisitos

Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e

Inspección de Ductos de Transporte”, última edición. Así como también la Norma

NRF-001-PEMEX/2000 “Tubería de Acero para Recolección y transporte de

Hidrocarburos”, complementándose lo que señala el Código ANSI/ASME B31.8.

La tubería de 18” de diámetro X 4.28 km será especificada en acero al carbón API

5L GR. X 52 y sus interconexiones y accesorios serán de acero al carbón ASTM




A-106 GR. B y ASTM A-234 GR. WPB., debiéndose obtener el perfil de dureza hv-

5, o HV-10.

Esta prueba se deberá efectuar en metal base, soldadura y zona afectada por el

calor (ZAC) y el valor máximo permitido, en cada punto indentado, debe ser 250

HV. Los registros de lectura de dureza de la zona afectada por el calor cercanos a

la soldadura se deben localizar tan cerca como sea posible de la línea de fusión.

En el metal base, no se debe tener una variación mayor de 35 unidades HV

(Dureza Vikers) entre los puntos de prueba, de acuerdo a lo que establece el

inciso 8.2.2.8 de la NRF-001-PEMEX-2007.

Composición del Gas.

La composición del gas natural se establece de acuerdo con lo indicado en la

Norma Oficial Mexicana: NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural (que

cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural).

• Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural

correspondientes a la presión absoluta de 98.07 kPa (Kilopascales) y

temperatura de 293.15 °K (Grados Kelvin).

• Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural

correspondientes a la presión absoluta de 101.33 kPa y temperatura de

288.71 °K.

La composición y el conjunto de características físico-químicas que posee el gas

natural se da acuerdo con las propiedades siguientes, las cuales se indican en la

norma de referencia:

a) Poder calorífico, Índice Wobbe;

b) Densidad, factor de compresibilidad;




c) Densidad relativa y puntos de rocío;

El Índice Wobbe es la relación del poder calorífico superior (HS) en base

volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa.

El componente principal del gas natural es el metano con pequeñas cantidades de

hidrocarburos pesados y gases no combustibles. La determinación de las

concentraciones de los componentes principales, secundarios y trazas, se realiza

de conformidad con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no

previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida.

Los componentes principales: metano, etano, propano, butanos, pentanos más

pesados, nitrógeno y bióxido de carbono. Dentro de los componentes secundarios

se encuentran hidrógeno, oxígeno, monóxido de carbono, helio. Adicionalmente

se encuentran trazas de ácido sulfhídrico, mercaptanos, azufre total.

I.3.2. ESPECIFICAR SI EL DUCTO SE ENCUENTRA EN OPERACIÓN.

Al momento de realizar el presente estudio de riesgo ambiental, el ducto no se

encuentra en operación. El Programa calendarizado de trabajo del Plan Maestro

de Ordenamiento y Distribución de Gas Natural dentro del cual se detallan las

actividades de construcción se incluye en el Anexo 4 para su consulta.

I.3.3. Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización.

La empresa tiene proyectado el crecimiento del sistema de distribución, es por

esto que en la Estación 3 se dejará un manifold con 5 disparos para futuras

interconexiones de otras empresas que se quieran incorporar a la red de




distribución. Actualmente, no se cuenta con una fecha estimada para la

realización de esta etapa de crecimiento ya que dependerá de las necesidades de

las empresas localizadas en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai.

I.3.4. Vida útil del ducto y sus instalaciones.

Se estima que la vida útil del proyecto será de 30 años, al término de la cual

deberá ser sustituida para continuar proporcionando el suministro. Sin embargo,

se contempla que con la aplicación de un adecuado Programa de mantenimiento,

esta vida útil pueda prolongarse.

I.3.5. Criterios de ubicación.

La modalidad de transportación de hidrocarburos a través de tuberías representa

diversas ventajas, tales como la reducción del peligro de accidentes y derrames

cuando se usa este tipo de infraestructura, además de la agilización en la

distribución del producto, entre otras no menos importantes. La ejecución de este

proyecto representa un incremento en la utilización de tuberías subterráneas ya en

marcha en la zona geográfica de Veracruz, lo cual implica mayores posibilidades

de protección al ambiente natural y socioeconómico.

Tomando en consideración la información proporcionada por la empresa, se

señala que no se consideraron sitios alternativos para la realización de la obra;

siendo el criterio primordial su ubicación en una zona destinada para uso

predominantemente industrial. Otro factor de suma importancia es la

disponibilidad de servicios y mano de obra capacitada en el país y la ubicación

estratégica de la zona al contar con un fácil acceso.




Adicionalmente, es posible mencionar los siguientes criterios de selección para la

definición de la trayectoria:

a) Criterios de ingeniería:

• Que la trayectoria del gasoducto cubriera la menor longitud posible.

• Utilizar al máximo la infraestructura del sector que se distribuye actualmente

en la región.

• Construir preferentemente sobre superficies planas.

b) Criterios socioeconómicos:

• Evitar afectar núcleos de población considerando su posible radio de

crecimiento.

• Contar con la factibilidad de poder adquirir el permiso de paso por los predios

afectados.

c) Criterios ambientales:

• Ubicación fuera de Áreas Naturales Protegidas (ANPs).

• Ubicación preferentemente fuera de zonas turísticas o con potencial turístico.

• La exclusión de zonas donde existan especies en riesgo.

Por otra parte, es importante manifestar que la empresa constructora se ha

posicionado en los últimos años como una empresa de vanguardia desde el

tiempo de su constitución, teniendo siempre en mente los mercados y sus

necesidades, por lo que representa una agrupación dinámica comprometida con el

desarrollo de estos conceptos dentro del ámbito industrial.




I.4. UBICACIÓN DEL DUCTO. En la Tabla II.2. se incluyen las coordenadas de la localización del derecho de vía

que cubre la trayectoria del gasoducto. En el Anexo 3 se incluyen los Planos de

Localización para facilitar su consulta. Para efectos de ubicación general, se

incluye la Figura II.1. en la que se muestra de forma esquemática la localización

del tendido del gasoducto.

Trazo del ducto

Figura II.1. Localización general del gasoducto (Tomada de google earth). En los planos de localización que se incluyen en el Anexo 3 puede apreciarse el

alineamiento general del proyecto; mismo que detalla las características de la

trayectoria propuesta.

En virtud de que se trata de un proyecto lineal, con una longitud de 4.28 kilómetros

de acuerdo a la información manifestada en el Capítulo I, la Tabla II.2. presenta

las coordenadas del ancho del derecho de vía (ocho metros) que cubre la

superficie total (34,240 m2); haciendo mención además de que la trayectoria no




cruza por cuerpos de agua permanentes, poblados o áreas de conservación

decretadas por la Autoridad competente.

Tabla II.2. Coordenadas UTM (WGS 84 Zona 14) del derecho de vía que cubre la

trayectoria ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y

1 1 788930.805 67 791106.803 2122227.964

2 2 788856.059 68 791077.440 2122241.298

3 3 788664.270 69 791077.507 2122241.268

4 4 788590.279 70 791014.959 2122268.746

5 5 788553.308 71 791015.098 2122268.688

6 6 788385.087 72 790948.775 2122295.857

7 7 788308.025 73 790948.870 2122295.819

8 8 788270.973 74 790845.736 2122336.005

9 9 788082.882 75 790845.767 2122335.993

10 10 788044.162 76 790671.032 2122402.965

11 11 788014.701 77 790671.198 2122402.904

12 12 788008.293 78 790612.429 2122423.456

13 13 787983.308 79 790612.276 2122423.512

14 14 787963.833 80 790580.684 2122435.539

15 15 787939.177 81 790580.639 2122435.556

16 16 787910.926 82 790469.772 2122478.777

17 17 787800.081 83 790470.125 2122478.576

18 18 787871.190 84 790242.452 2122553.054

19 19 789033.776 85 790242.191 2122553.145

20 20 788930.522 86 790056.090 2122624.441

21 21 789067.412 87 790056.208 2122624.397

22 22 789033.799 88 789944.186 2122664.637

23 23 789203.100 89 789876.328 2122685.428

24 24 789067.564 90 789944.455 2122664.547

25 25 789363.060 91 789876.328 2122685.418

26 26 789202.926 92 789818.842 2122705.140

27 27 789481.293 93 789751.377 2122732.859

28 28 789362.686 94 789818.521 2122705.294





29 29 789606.746 95 789710.066 2122748.671

30 30 789481.286 96 789751.578 2122732.781

31 31 789606.785 97 789680.376 2122761.136

32 32 789683.455 98 789709.950 2122748.719

33 33 789683.462 99 789603.795 2122792.094

34 34 789713.036 100 789680.465 2122761.069

35 35 789712.916 101 789603.912 2122792.048

36 36 789754.428 102 789478.452 2122839.767

37 37 789754.404 103 789478.565 2122839.702

38 38 789821.548 104 789359.957 2122882.912

39 39 789878.915 105 789360.143 2122882.760

40 40 789821.429 106 789200.009 2122945.736

41 41 789878.664 107 789199.682 2122945.873

42 42 789946.791 108 789064.145 2123010.209

43 43 790058.903 109 789064.600 2123010.016

44 44 789946.881 110 789030.987 2123022.686

45 45 790245.043 111 789031.057 2123022.660

46 46 790058.942 112 788927.803 2123060.126

47 47 790472.604 113 788927.879 2123060.098

48 48 790244.930 114 788853.133 2123089.596

49 49 790583.535 115 788665.784 2123159.234

50 50 790472.668 116 788587.326 2123191.374

51 51 790615.112 117 788382.319 2123269.140

52 52 790583.520 118 788286.018 2123303.342

53 53 790673.829 119 788080.269 2123378.368

54 54 790615.061 120 788043.744 2123389.991

55 55 790848.619 121 788020.553 2123385.118

56 56 790673.884 122 788016.240 2123374.284

57 57 790951.764 123 787991.137 2122800.359

58 58 790848.630 124 787969.962 2122778.770

59 59 791018.119 125 787945.261 2122744.805

60 60 790951.796 126 787915.846 2122715.964

61 61 791080.714 127 787810.848 2122653.522

62 62 791018.166 128 787878.212 2122530.620





63 63 791171.641 129 787871.190 2122526.771

64 64 791110.943 130 787878.212 2122530.620

65 65 791080.736 131 791171.641 2122187.945

66 66 791167.021 132 791167.021 2122181.437

Es importante mencionar que en la superficie mencionada no han sido

consideradas el resto de las instalaciones pertenecientes al proyecto,

representadas por las estaciones de medición y regulación.

III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.

En este Capítulo se describen las características que presenta el medio natural y

socioeconómico del área de influencia del proyecto denominado “Plan Maestro de

Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno

Pagliai en Veracruz, Ver.

I.5. DESCRIPCIÓN DEL SITIO O ÁREA SELECCIONADA. Para la elaboración de este apartado, se incluyen las características del área

donde está proyectada la instalación de la tubería, la cual comprende una

superficie de 34,240.00 m2 en una longitud de 4.28 kilómetros, conformada por un

derecho de vía de ocho metros.

El área donde se pretende llevar a cabo el proyecto se localiza en el Estado de

Veracruz, dentro del Municipio que lleva el mismo nombre. La zona se ubica

aproximadamente a 10 kilómetros al Este-Sureste del puerto de Veracruz, entre

las coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur 19°10'16.85"

N, al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W, sobre la Carretera Federal

México Veracruz (Vía Jalapa), en los alrededores del poblado de Tejerías.




Dado que el proyecto se pretende llevar a cabo sobre una zona sin vegetación

natural, se define al sistema ambiental como una franja de 100 metros a cada lado

del eje de construcción del ducto. La Fig. III.1. muestra la ubicación del proyecto

con respecto al área conurbada de Veracruz y núcleos ejidales que se localizan a

sus alrededores. Cabe señalar además, que cerca de la mitad del trayecto se

ubica frente a las instalaciones de Tenaris-TAMSA en el Parque Industrial Bruno

Pagliai (PIBP), como se muestra en el Anexo 2 (cartografía), donde dominan

diversas áreas industriales.

El Plano No. 7 del Anexo Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en

una zona totalmente de uso industrial tomando en cuenta la zonificación del

Programa de Ordenamiento de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la

Actualización del mismo en su versión 2002-2004, es indispensable señalar que,

de acuerdo al Plano D-11 “Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se

encuentra integrado al anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m

(62.31%) del eje del gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva

Industrial y los 1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que

considerando los ocho metros del derecho de vía arroja como resultado una

superficie de afectación de 1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el

Programa, equivalentes al 0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la

zonificación plasmada en el Plano E-02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002

que también forma parte integrante del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m

(63.67%) del eje del gasoducto se localizan en la carretera de más de dos carriles,

1,243 m (29.05%) en la zona industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de

amortiguamiento. Para una mejor comprensión de lo anterior, se adjuntan de

manera consecuente los dos planos de zonificación de los usos de suelo

permitidos en la longitud del gasoducto como parte del anexo cartográfico del

Estudio.




Se hace mención de que para los tramos comprendidos en la reserva ecológica y

zona de amortiguamiento, se adoptarán las de recomendaciones realizadas con

anterioridad para las distintas fases de implementación del proyecto, con el

propósito de lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos

naturales, así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente.

Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno



Figura III.1. Ubicación del área donde se pretende realizar el proyecto, con respecto al Área Conurbada de Veracruz y

ejidos circundantes.




En la Tabla III.1. se incluyen las distancias aproximada en línea recta al área del

proyecto con respecto a diversos puntos d interés en el municipio de Veracruz.

Tabla III.1. Distancias mínimas al área que ocupa el proyecto.

Lugar de referencia Rumbo Distancia (kilómetros)

Cabecera municipal de Veracruz Este Noreste 10.25

Ejido Las Brisas Noroeste 0.35


Ejido San Juan Norte 0.72


Santa Rita Sur Sureste 0.31

Ejido El Pando Sureste 1.22

Ejido Santa Rita Sur 1.02

Es importante destacar que el derecho de vía propuesto posee una tenencia de

tipo privada y que en la zona no existe vegetación primaria, la cual según la

cartografía realizada ya hace algunas décadas, la vegetación que se presentaba

correspondía a selva baja caducifolia. Sin embargo, en la actualidad se presenta

un uso netamente pecuario y agrícola, situación que puede observarse en las

ortofotos de INEGI y la imagen de satélite Digital Globe Quickbird

1010010005867C0E con fecha de toma del 15 de marzo de 2007 del

Espaciomapa adjunto. En referencia al seto vivo que delimita la propiedad de los

predios, se estima eliminar máximo un número de 100 ejemplares.

Criterios para la delimitación y extensión del entorno ambiental. Considerando que el trazo en toda su longitud presenta las mismas características

altitudinales, se llevó a cabo una zonificación con la finalidad de describir de

manera particular la obra de acuerdo a su ubicación con base a los siguientes

criterios: 1) Dimensiones y localización, 2) Características hidrográficas, 3)

Comunidades vegetales y 4) Infraestructura antropogénica existente en la región




que permite “detener” los impactos potenciales que se presentarían por la

ejecución del proyecto.

Dimensiones de la obra y localización. Dentro de las dimensiones del proyecto se consideraron los derechos de vía de

las obras que conforman la periferia del área de estudio, así como una superficie

de 50 m más allá de la parte central de la línea que conforma el gasoducto en

cada lado. Lo anterior con el fin de asegurar que el área de influencia del proyecto

no rebase dicha área de estudio. Este criterio se basa en la experiencia que se ha

tenido en la elaboración de otros estudios cuyas características constructivas de la

obra y condiciones ambientales son semejantes a las que comprenden el actual.

Características hidrográficas. Tomando en cuenta las dimensiones del proyecto y su ubicación en el PIBP, en la

superficie que define el sistema ambiental no se presentan escurrimientos ni

cuerpos de agua superficiales.

Comunidades vegetales. Considerando la relación directa entre la distribución de la flora y fauna silvestres,

se tomó en consideración de manera prioritaria la carencia de una cobertura

vegetal, independientemente de las condiciones que presenta el seto vivo que se

ubica en la colindancia del derecho de vía; asegurando de esta manera que el

efecto de fragmentación que actualmente presentan las comunidades vegetales

de la región no se propaguen más allá como consecuencia del desarrollo del

proyecto.




Es importante mencionar que para efectos de delimitar el área de estudio no se

sigue una línea con respecto al comportamiento actual de cobertura de la

vegetación, ya que sus condiciones son muy heterogéneas en la zona industrial, lo

que haría que el área de estudio fuera muy extensa; por lo anterior, con la

delimitación propuesta se trata de asegurar que los impactos no rebasen la

misma, es decir, que el área de influencia no rebase los límites establecidos como

área de estudio.

Infraestructura. Considerando que la existencia de infraestructura de comunicaciones, industrial y

habitacional en los alrededores del área de estudio, entre otras, ha causado

impactos irreversibles al sistema ambiental en que se ubica el proyecto, dicha

infraestructura permite tener un punto de delimitación que presuntamente

garantiza que los efectos que se podrían suscitar como consecuencia del

desarrollo del proyecto, no rebasen la superficie ya impactada. Lo anterior no

significa que por existir dicha infraestructura se considere que el proyecto no

causará impactos, por el contrario, con la presencia de esta se trata de debilitar la

potencial afectación acumulativa por la ejecución de la obra hacia los recursos

ambientales aún existentes. Es importante señalar que debido a las condiciones

antropizadas del sistema en que se ubica el proyecto, este criterio es de los más

importantes para la delimitación del área de estudio.

Como producto de lo mencionado anteriormente, en los planos temáticos del

Anexo 3 se presenta la delimitación propuesta. En los siguientes párrafos se

resume la información correspondiente a las condiciones físico-bióticas y socio-

económicas del área de estudio, así como se describen las condiciones de

alteración presentes.




I.5.1. Flora. Como se ha mencionado con anterioridad, la zona donde se pretende llevar a

cabo el proyecto, se ubica dentro de los límites de una con uso

predominantemente zona industrial en la que se desarrollaban actividades

agropecuarias, como lo es la ganadería extensiva. Esta presión que ejercen

ambos usos de suelo, han hecho que las condiciones naturales de la vegetación

no sean apreciadas en la actualidad, ya que de acuerdo con la Cartografía del

INEGI, Escala 1:250,000 y poco actualizada, se puede observar que en los

alrededores de la zona se desarrollaba una comunidad de Selva Baja Caducifolia

(Figura III.2.).

En este sentido, se hace mención que dentro de la superficie donde se pretende

establecer la obra no se distribuyen mosaicos de vegetación natural, siendo que a

una distancia aproximada de más de cinco kilómetros se distribuyen nuevamente

la comunidad de Selva baja con muchos elementos de vegetación secundaria y

arbustiva, de acuerdo a la Cartografía del Inventario Forestal Nacional del año

2000. De acuerdo a lo que se observó durante los recorridos realizados en el sitio,

se pudo constatar la ausencia de elementos típicos de esa comunidad,

apreciándose en lugar de estos un gran número de especies cultivadas y/o

malezas.

La mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se encuentra dominada

por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la trayectoria

paralela a vías de comunicación, dentro de sus derechos de vía.

Las principales especies encontradas fueron los zacates Guinea (Panicum

maximum), Bermuda (Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum) Estrella

africana (Cynodon plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens), Cadillo

(Cenchrus echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que de




estas siete especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada

especie nativa.

Figura III.2. Uso de suelo y vegetación en el municipio de Veracruz y sus

alrededores. Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria











A pesar de lo anterior, resulta de suma importancia recalcar que este no se

encuentra representado dentro de la trayectoria, por lo que estas especies no

serán afectadas con la realización del proyecto y por tanto, no se declarará un

volumen forestal a remover.

Uso de las especies en el área de influencia. En la región donde se encuentra ubicado el proyecto, tradicionalmente se emplean

especies vegetales de las que se obtienen recursos como postes, forraje para

animales domésticos, sombra, ornato y medicinales, entre otros. Casi la totalidad

de las especies enumeradas poseen usos reportados en la literatura (Tabla III.2.),

sin embargo, durante los recorridos realizados en el área de estudio no se observó

ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción de forraje, no

descartando lo anterior cualquier otro tipo de aprovechamiento (principalmente de

tipo autoconsumo) de las especies empleadas tradicionalmente.




Tabla III.2. Uso reportado de las especies de flora que se localizan en los

alrededores del proyecto.

Familia Especie

Forr

aje

Com

estib

le

Med

icin

al

Post

es

Leña

Som

bra

Orn

ato

Ace

ites

Pape

l

Tint

es

Tani

nos

Tóxi

ca

Mal

eza

Rom

pevi

ento

s

Agr

ofor

esta

l

POACEAE Panicum maximum X X POACEAE Cynodon dactylon X X X

POACEAE Cynodon plectostachyus X X

POACEAE Rhynchelytrum repens X X

POACEAE Cenchrus echinatus X

POACEAE Cymbopogon citratus X X

ASTERACEAE Centaurea scabiosa X X CUCURBITACEAE Luffa operculata X

SOLANACEAE Solanum elaeagnifolium X X

BROMELIACEAE Bromelia pinguin X X VERBENACEAE Lantana camara X X

FABACEAE Pueraria phaseoloides X X

FABACEAE Clitoria ternatea X X X

FABACEAE Centrosema pubescens X X X X

BURSERACEAE Bursera simaruba X X X X X X X MORACEAE Ficus cotinifolia X X X X MORACEAE Ficus obtusifolia X

MALPIGHIACEAE Byrsonima crassifolia X X X

MIMOSACEAE Leucaena leucocephala X X X X X X X X X X

Especies endémicas y/o en peligro de extinción. Durante los recorridos realizados en los predios donde se ubican la obra, no se

registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-

059-SEMARNAT-2001.




I.5.2. Fauna.

Con base en observaciones en campo en el área de estudio, es notable que la

influencia de un paisaje altamente modificado, repercuta de manera directa en la

distribución de las comunidades faunísticas. La presencia de áreas industriales y

carreteras, es una de las principales causas de la ausencia o disminución de las

poblaciones de la mayoría de las especies de fauna silvestre en el lugar, ya sea

por la falta de especies arbóreas que brinden alimento, cobertura o sitios de

anidamiento, principalmente para aquellas que son sensibles a la presencia del

hombre y las modificaciones que este representa para los ecosistemas.

Durante las visitas que se realizaron en el área donde se proyecta la obra, no se

encontraron huellas, excretas o rastros de fauna silvestre. Tomando en

consideración registros efectuados en los alrededores, es posible encontrar

Coyote (Canis latrans), Conejo (Sylvilagus floridanus), Ardilla (Sciurus

aureogaster), Comadreja (Mustela frenata) y Zorrillo (Mephitis macroura), entre

otras especies, las cuales de manera general no muestran comportamientos de

desplazamiento cuando existen modificaciones al paisaje por efectos

antropogénicos.

En referencia a las aves, es preciso mencionar que para la zona se ha reportado

la presencia de Chachalaca (Ortalis vetula), Perico pechisucio (Aratinga nana),

Mirlo primavera (Turdus grayi), Urraca (Quiscalus mexicanus), Zopilote (Cathartes

aura), Paloma torcacita (Columbina talpacoti) y Pájaro carpintero (Melanerpes

aurifrons). Asimismo, de reptiles, se cuenta con el registro de Basilsco (Basiliscus

basiliscus) y Lagartija (Sceloporus variabilis). Es importante mencionar que que

de las especies mencionadas, ninguna se encuentra listada en la NOM-059-

SEMARNAT-2001.




Uso de las especies en el área de influencia del proyecto. El uso de suelo que se ha dado en los últimos años al área de influencia de la

Zona Metropolitana de Veracruz ha ocasionado que algunas especies de fauna

silvestre nativas se hayan adaptado a los impactos antropogénicos, los cuales

principalmente son ocasionados por la remoción de la cubierta vegetal para la

implementación de proyectos agropecuarios, parques industriales y unidades

habitacionales, tradicionalmente.

En este sentido, la fauna silvestre suele movilizarse hacia lugares que muestran

una cubierta vegetal menos perturbada, desplazándose hacia sitios con mejor

conservación del ecosistema y que lógicamente se encuentran más alejados del

hombre. El uso que se le da a los recursos faunísticos en la región, es

principalmente para el autoconsumo y en mucho menor medida para fines

cormerciales, siendo los objetivos principalmente alimenticios; por ejemplo para

Sylvilagus floridanus es medicinal y en el caso de Mephitis macroura, este es

utilizado para combatir la artritis y las pústulas.

Por otro lado, las aves y reptiles pueden ser utilizados con fines ornamentales,

donde Aratinga nana, Columbina talpacoti, Melanerpes aurifrons y Basiliscus

basiliscus, pueden representar bien esta categoría. Aunque cabe señalar

nuevamente que, durante las visitas al área de estudio no se observaron

situaciones donde se realizaran aprovechamientos de especies de fauna silvestre.




I.5.3. Suelo. Con base en la información proporcionada por la Carta Edafológica, Escala

1:250,000, Veracruz E14-3 (INEGI, 1977); así como a la información recabada en

la literatura disponible, se señala que la mayor parte de los suelos del municipio de

Veracruz poseen textura fina o media, principalmente vertisoles y regosoles

calcáricos, como se muestra en la Figura III.3.

Dentro del área donde se proyecta la obra, se encuentran suelos de textura fina

definidos como Vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se

describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura

fina.

Durante marzo de 2006, la empresa EPS Ingeniería, S.A. de C.V., realizó un

Estudio de Mecánica de Suelos y Diseño de Pavimentos. En dicho reporte

técnico, con base en los trabajos de exploración en campo, así como de las

diversas pruebas de laboratorio que se realizaron, concluyen que el subsuelo está

constituido por materiales de origen aluvial compuestos por arenas arcillosas a

poco arcillosas de plasticidad media a baja, que incluso llegan a clasificarse como

arenas limosas no plásticas y/o arcillas arenosas de alta plasticidad, en colores

que van de gris verdoso y café con tonos crema. De igual forma presentan

inclusión errática de grumos medianamente cementados del mismo material y

escasa presencia de gravillas de partículas subredondeadas.




Dichos materiales de acuerdo con la prueba de penetración estándar que realizó

EPS Ingeniería, presentan una compacidad y/o consistencia que se incrementa

con la profundidad. La estratigrafía que se determinó a partir de los sondeos se

presenta en la Tabla III.3. en la que se incluye un resumen de los resultados

presentados en el Estudio de Mecánica de Suelos.

Figura III.3. Suelos dominantes para el municipio de Veracruz y sus alrededores.




Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el Estudio de Mecánica de Suelos. Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características Geotécnicas

TAM

SAC1

VER

0.00 a

0.60 m

Arena fina poco arcillosa (SP-PC), suelta, color café

amarillento con tonos grises, con grumos débilmente

cementados del mismo material, con presencia de raicillas

N=10

W%=4.80

0.60 a

6.00 m

Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color

café amarillento con tonos grises y crema, con grumos

deleznables del mismos material, con inclusión de nódulos

blancos de origen calcáreo, con oxidaciones color naranja

12 < N < 27

13.10 < W% < 25.90

G(%) = 0

51 < A(%) < 68

32 < F(%) < 49

29.2 < %L.I. < 45.6

13.10 < %L.P. < 18.5

16.10 < %I.P. < 30.70

6.00 a

9.85 m

Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color

café amarillento con tonos naranja, con grumos deleznables

del mismo material

32 < N > 50

9.90 < W% < 21.0

G(%) = 0

85 < A(%) < 86

14 < F(%) < 15

TAM

SAC2

VER

0.00 a

1.20 m

Arcilla arenosa de plasticidad media CL), de consistencia

media, color café con tonos grises, con grumos deleznables

del mismo material, con presencia de raicillas

6 < N < 7

6.50 < W% < 23.90

G(%) = 0

A(%) = 41

F(%) = 59

1.20 a

3.00 m

Arcilla arenosa de plasticidad media (SP-SC,SC) firme a

muy firme, color café grisáceo con tonos naranja, con

grumos deleznables a medianamente cementados del

mismo material, con inclusión de gravillas subredondeadas

de origen basáltico

12 < N < 25

14.10 < W% < 21.70

3.00 a

6.00 m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP,SC,SC),

medianamente compacta, color café grisáseo con tonos

naranja, con grumos deleznables a medianamente

cementados del mismo material, con inclusión de gravillas

subredondeadas de origen basáltico

11 < N < 23

6.80 < W% < 18.60

G(%) = 0

82 < A(%) < 90

10 < F(%) < 12

%L.L. = 27.60

%L.P. = 17.10

%I.P. = 10.50

6.00 a

9.78

Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color

café grisáceo, con inclusión de gravillas subredondeadas

fuertemente cementadas del mismo material

28 < N > 50

10.60 < W% < 13.50

G(%) = 0

A(%) = 80

F(%) = 20




Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos

(continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas

TAM

SAC3

VER

0.00 a

0.60 m

Arena fina arcillosa (SC), suelta, color café crema, con

grumos fuertemente cementados del mismo material, con

presencia de raicillas

N = 5

W% = 7.20

G(%) = 0

A(%) = 60

F(%) = 40

0.60 a

3.00 m

Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color

gris oscuro, con nódulos blancos de origen calcáreo, con

errática presencia de raicillas

11 < N < 24

15.60 < W% < 22.60

G(%) = 0

A(%) = 0

F(%) = 38

%L.L. = 39.90

%L.P. = 13.50

%I.P. = 25.50

3.00 a

6.00 m

Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta, color

café grisáceo con tonos crema, con grumos cementados del

mismo material

12 < N < 24

6.90 < W% < 13.90

G(%) = 0

73 < A(%) < 83

17 < F(%) < 27

%L.L. = 29.00

%L.P. = 15.30

%I.P. = 13.70

TAM

SMC4

VER

0.00 a

0.60 m

Arena arcillosa de baja plasticidad (SC), suelta, color café

amarillento, con grumos deleznables del mismo material, con

presencia de arcillas

N = 6

W% = 10.20

G(%) = 0

A(%) = 73

F(%) = 27

0.60 a

6.60 m

Arena arcillosa (SC), suelta a medianamente compacta,

color café con tonos crema y gris verdoso, con presencia

esporádica de grumos fuertemente cementados del mismo

material y de origen calcáreo

W% < 27.60

G(%) = 0

57 < A(%) < 84

16 < F(%) < 43

28.2 < %L.L. < 40.4

13.5 < %L.P. < 13.8

14.4 < %I.P. < 26.90

6.60 a

10.0 m

Arena arcillosa de plasticidad baja (SC), compacta a muy

compacta, color café con tonos crema, con presencia

esporádica de grumos fuertemente cementados del mismo

material

36 < N < 50

12.30 < W% < 16.90

G(%) = 0

A(%) < 80

F(%) < 20




Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación).

Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas

TAM

SMC5

VER

0.00 a

4.80 m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), suelta a

medianamente compacta, color café oscuro con tonos

amarillentos y grises, con oxidaciones color naranja, con

inclusión de nódulos blancos de origen calcáreo, con presencia

de raicillas

8 < N < 17

9.20 < W% = 24.90

G(%) = 0,

63 < A(%) < 88

12 < F(%) < 37

4.80 a

9.76 m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), compacta a

muy compacta, color café oscuro, con presencia esporádica de

grumos medianamente cementados del mismo material

22 < N < 48

7.8 < W% < 16.10

G(%) = 0

83 < A(%) < 94

6 < F(%) < 17

TAM-

SMC6-

VER

0.00 a

1.80 m

Arena fina arcillosa (SC), suelta, color gris con tonos rojizos y

con nódulos color negros, con presencia esporádica de raicillas

6 < N < 10

7.80 < W% = 21.1

G(%) = 0; 61 < A(%) < 75

25 < F(%) < 39

%L.L. = 40.1

%L.P. = 13.90

%I.P. = 26.20

4.80 a

9.76 m

Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta a compacta,

color café grisáceo y gris verdoso con tonos crema y rojizo con

nódulos color negro, con errática presencia de raicillas

22 < N < 48

7.8 < W% < 36.6

G(%) = 0

60 < A(%) < 68

32 < F(%) < 40

34.0 < %L.L. < 45.10

13.60 < %L.P. < 15.5

20.4 < %I.P. < 29.6

TAM

SAC7

VER

0.00 a

2.40 m

Arcilla de plasticidad media (CL), firme a muy firme, arenosa,

color gris oscuro y café con tonos crema, con inclusión errática

de nódulos blancos y gravillas de origen calcáreo, con presencia

superficial de raicillas

10< N < 24

18.30 < W% = 20.40

G(%) = 0

A(%) = 43

F(%) = 47

%L.L. = 45

%L.P. = 14.5

%I.P. = 30.90

2.40 a

5.40 m

Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP-SC), medianamente

compacta, color crema, con oxidaciones color naranja, con

grumos deleznables del mismo material, con inclusión de

gravillas de origen calcáreo

11< N < 30

7.6 < W% = 15.00

G(%) = 0

73 < A(%) < 88

12 < F(%) < 27

%L.L. = 31.40

%L.P. = 17.60

%I.P. = 13.80

5.40 a

10.20 m

Arena fina limosa (SM) compacta, color crema, con grumos

deleznables del mismo material

31< N < 48

5.40 < W% < 18.70

G(%) = 0; 73 < A(%) < 88

12 < F(%) < 27




I.5.4. Hidrología.

El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la Región Hidrológica No. 28

(RH28) “Río Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa y otros. Dentro de esta

Cuenca, se localizan 22 Cubcuencas hidrológicas: Acatlan, Actopan, Antón

Lizardo, Atoyac, Cotaxtla, El Tejar, Idolos, Jacomulco, Jalapa, La Gloria, Naolinco,

Paso de Ovejas, Pescados, San Francisco, Santa Anita, Tres Palmas - Playa Azul,

VER-2, VER-3, Villa José Cardel, Xicuintla - Jamapa, Zempoala-Mozomboa y

Zocoapan (Figura III.4). El área de construcción del proyecto se encuentra dentro

de la Subcuenca San Francisco y dentro de una vasta superficie que comprende

el acuífero “Costera de Veracruz”, ya que abarca nueve municipios de los cuales

Veracruz se encuentra englobado en su totalidad y ocho de manera parcial (Boca

del Río, La Antigua, Jamapa, Manlio F. Altamirano, Medellín de Bravo, Paso de

Ovejas, Puente Nacional y Soledad de Doblado). Las poblaciones de mayor

importancia son Veracruz, Boca del Río, Soledad de Doblado, Manlio F.

Altamirano, Medellín, Tejería y El Tejar.

Figura III.4. Hidrografía de la Cuenca Río Jamada y Otros.




Hidrología superficial. Dentro del área donde se realizará el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni

de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica a cerca de 500

m y representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas

abajo en un Río. De acuerdo a la Carta Hidrológica de Aguas Superficiales

“Veracruz - E13-3”, Escala 1:250,000 del INEGI (1981), el proyecto se encuentra

en un área con un coeficiente de escurrimiento del 0 al 5%.

Existen numerosos cuerpos de agua a los alrededores del proyecto, pero ninguno

se encuentra alimentado por alguna corriente que atraviese el área destinada a la

instalación de la obra, por lo que no se prevé afectación. En la Tabla III.4. se

incluye la superficie que ocupan y las coordenadas centrales o centroide de cada

uno de estos.

Tabla III.4. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su

superficie y ubicación.

Id Nombre Sup (ha) UTM X UTM Y 1 Laguna Valle Dorado 1.867 793315.902 2127103.216 2 Laguna Geovillas Los Pinos 1.415 791788.704 2127389.250 3 Vaso y Laguna El Villarín 99.481 790425.810 2126847.121 4 Vaso Regulador del Río Medio 51.544 794339.941 2123271.541 5 Laguna de Conchas 19.608 796050.819 2123517.662 6 Sin Nombre 2.207 797221.506 2122772.090 7 Laguna de las Caballerizas 0.608 797963.839 2122491.574 8 Laguna Dos Caminos 8.703 797516.628 2121919.812 9 La Marrana 1.238 798223.779 2121555.482 10 Laguna el Encanto 1.015 799110.962 2121921.600 11 Sin nombre 3.040 798446.465 2120998.004 12 Sin nombre 1.655 798196.641 2120478.935 13 Sin nombre 0.937 798833.820 2120359.119 14 Laguna D 2.519 799082.219 2120699.167 15 Laguna del Encierro 1.324 799575.470 2120884.996 16 Laguna Caracol 1.452 799928.065 2120956.944 17 Laguna Coyol 6.572 800103.993 2121108.684 18 Sin nombre 3.668 798799.687 2119984.903 19 Laguna Olmeca o Real 59.403 799589.345 2119668.628 20 Laguna el Olvido 0.993 798916.199 2122974.134




Tabla III.4. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su

superficie y ubicación. (Continuación).

Id Nombre Sup (ha) UTM X UTM Y 21 Laguna Ensueño 1.823 799654.466 2122093.746 22 Laguna Ilusión 1.085 799676.438 2121912.707 23 Vasos reguladores bajadas 4.100 797262.438 2120631.052 24 Vasos reguladores bajadas 33.417 797546.083 2120230.811 25 Sin Nombre 0.461 794118.634 2126483.103 26 Laguna de Lagartos 15.035 796744.163 2126139.781 27 Laguna del Carmen 5.815 796905.328 2125694.141 28 Laguna del Carmen Reserva I 3.097 797083.729 2125268.013 29 Laguna de Tarimoya 9.188 796512.145 2125088.132 30 Sin nombre 1.006 797016.995 2124691.450 31 Laguna la Colorada 1.060 797328.554 2123937.700 32 Humedales 8.607 796419.215 2123717.321 33 Laguna de los Laureles 0.985 796847.104 2123104.125 34 Vaso Regulador 2.798 799408.807 2120421.398 35 Laguna Malibrán 2.982 801047.832 2121234.650

I.5.5. Densidad demográfica del sitio. De acuerdo con el Segundo Conteo de Población y Vivienda efectuado por el

INEGI, la población total del municipio de Veracruz en Octubre de 2005 era de

512,310 habitantes, de los cuales 444,438 correspondían a la cabecera municipal,

Heroica Veracruz. Sin embargo, el área urbana se desborda y ha absorbido a

otras localidades del mismo Municipio, así como del vecino de Boca del Río,

formando una conurbación que, en el 2005 se encontraba integrada por las

siguientes localidades:

• Heroica Veracruz (municipio de Veracruz): 444,438 habitantes. • Las Bajadas (municipio de Veracruz): 4,291 habitantes. • Las Amapolas (municipio de Veracruz): 13,259 habitantes. • Valente Díaz (municipio de Veracruz): 17,719 habitantes. • Las Amapolas 2 (municipio Veracruz): 3,201 habitantes. • Veracruz (municipio Boca del Río): 129,416 habitantes. • Boca del Río (municipio Boca del Río): 10,980 habitantes.




En este sentido y aglomerando la zona conurbada, la población se elevó a

623,304 habitantes. Por otro lado, la Zona Metropolitana de Veracruz (ZMVER) ha

sido definida por el INEGI, CONAPO y SEDESOL como la integración de los

municipios de Veracruz y Boca del Río, cuya población al 17 de octubre del 2005

ascendía a 654,216 hab. (512,310 del municipio de Veracruz y 141,906

correspondientes al municipio de Boca del Río).

La CONAPO hace estimaciones para el 1° de julio del 2007 donde sus

proyecciones arrojan las siguientes cifras:

• Heroica Veracruz (ciudad): 462,003 habitantes.

• Veracruz (conurbación): 645,499 habitantes.

• Veracruz (Zona Metropolitana): 677,660 habitantes.

El municipio de Veracruz representa el 0.34 % de la superficie del Estado, con una

extensión territorial de 241.5 km2. A pesar de la baja superficie, representa la

ciudad más importante del estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, y su puerto

está considerado el más importante de México.

Crecimiento y distribución de la población. De acuerdo con los resultados del Censo Decimoprimero (1990), Primer Conteo

(1995), Censo Decimosegundo (14/02/2000), Segundo Conteo (17/10/2005) y

Estimación oficial de la CONAPO (1/07/2007), se proyecta un crecimiento de

303,152 a 462,003 habitantes para la ciudad de Veracruz y de 438,821 a 677,660

habitantes para la ZMVER (Figura III.5.).

Para el 2000 se registró una población de 642,680 habitantes en la ZMVER

(considerando a los municipios de Veracruz, Boca del Río y Alvarado), siendo

Veracruz el que concentró el 71.16% de los habitantes; mientras que para el año




2005 se reportó una población de 703,394 habitantes, siendo nuevamente

Veracruz el que concentró el mayor porcentaje de población con más de 73%.

Esta zona es considerada como la zona central del Estado y es la más poblada, a

pesar de que está constituida por tres municipios, uno de ellos de gran extensión

como lo es Alvarado con 830 km2 de extensión, lo que evidentemente hace que su

densidad de población sea baja 88.6 habitantes/hectárea, muy por debajo del

promedio metropolitano que es de 116.8 habitantes/hectárea.

Boca del Río es el Municipio que cuenta con la menor superficie territorial de 39

km2 con una densidad de 106 habitantes/hectárea; Veracruz con una extensión de

243 km2 tiene una densidad muy alta, con 121 habitantes/hectárea. Los dos

primeros han reportado, desde 1990, tasas de crecimiento negativas, es decir, son

municipios que prácticamente no han crecido en los últimos quince años, en

cambio el municipio de Veracruz ha reportado tasas de crecimiento poblacional

relativamente altas, en promedio alrededor del 3% (CONAPO, 2004).

El Municipio que ha presentado el mayor crecimiento poblacional es Veracruz,

sobre todo en la década 1990-2000 con el 3.37%, pero en la década subsiguiente,

la tasa de este se redujo casi a la mitad. Boca del Río ha tenido un crecimiento

lento, sobre todo en la década de 1990 a 2000 que registró una tasa negativa de –

0.62, es decir, su población dejó de crecer, mostrando también una tasa para los

siguientes periodos por debajo del 1%.

El municipio de Alvarado reportó constantemente durante los tres periodos tasas

muy cercanas a cero o negativas; en este sí se presentó la disminución de su

población (CONAPO, 2004).




0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

1990 1995 2000 2005 2007

Ciudad de VeracruzZMVER

.

Figura III.5. Población de la Cd. de Veracruz y de la ZMVER según los censos,

conteos y estimaciones oficiales de 1990 a 2007.

Estructura por sexo y edad. De acuerdo con el Censo de Población del 2000, en el municipio de Veracruz

había una población total de 457,377 habitantes, teniendo 215,863 hombres y

241,514 mujeres; encontrándose distribuida por estructura de edades de la forma

que se muestra en la Figura III.6.

27%67%

6%0 a 14 años15 a 64 añosmás de 65 años

Figura III.6. Distribución de la población de la Cd. de Veracruz por estructura de

edad.




A partir de los datos arrojados por el Conteo del 2005, puede mencionarse que

existe una mayor proporción de mujeres que de hombres tanto en el municipio de

Veracruz como en el total de la Entidad, tal como se observa en la Figura III.7.,

mostrando una relación hombres-mujeres de 89.54, que es el resultado de dividir

el total de hombres entre el total de mujeres y multiplicarlo por cien.

47.24% 48.15%52.76% 51.85%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

MUN. VERACRUZ EDO. VERACRUZ

Población masculinaPoblación femenina

Figura III.7. Proporción de hombres y mujeres del municipio y estado de

Veracruz.

Natalidad y mortalidad. La Tabla III.5. muestra la población femenina de 12 años y más, hijos nacidos

vivos (total y promedio), así como hijos sobrevivientes (total y porcentaje) para el

estado de Veracruz, mientras que la Figura III.9. presenta la tasa de crecimiento

medio anual para el estado de Veracruz y el total nacional para el periodo de 1990

a 2000.




Tabla III.5. Población femenina de 12 años y más, hijos nacidos vivos e hijos

sobrevivientes.

Población femenina de 12 años y

más Hijos nacidos vivos Hijos sobrevivientes

Total Promedio Total PorcentajeEstado de Veracruz 2,734,420 6,853,173 2.51 6225577 90.84

12 - 14 años 216,585 670 NS 633 94.48 15 - 19 años 337,052 52,987 0.16 51,715 97.6 20 - 24 años 301,334 250,973 0.83 244,937 97.59 25 - 29 años 278,738 439,960 1.58 428,527 97.4 30 - 34 años 277,903 614,516 2.21 595,261 96.87 35 - 39 años 263,418 724,769 2.75 694,476 95.82 40 - 44 años 226,084 730,407 3.23 691,373 94.66 45 - 49 años 192034 707,027 3.68 659,498 93.28 50 - 54 años 160,571 669,220 4.17 611,681 91.4 55 - 59 años 127,211 614,856 4.83 549,764 89.41 60 - 64 años 109,611 598,124 5.46 519,436 86.84

65 años y más 243,879 1,449,664 5.94 1,178,276 81.28

0%

1%

1%

2%

2%

3%

1990 a 1995 1995 a 2000 1990 a 2000

MéxicoVeracruz

Figura III.9. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del

periodo de 1900 al 2000.




Migración. De acuerdo a los datos que muestra el Cuestionario ampliado del Censo 2000, el

INEGI (2000) revela que el balance entre los inmigrantes y emigrantes del Estado

(tanto internos como internacionales) o saldo neto migratorio (SNM), en función de

la población nacida en Veracruz y la actualmente residente en él, equivale a –

0.33%, colocándolo en el noveno lugar en expulsión de población a nivel nacional.

A pesar de lo descrito en el párrafo anterior, si en lugar de tomar a la población

nacida en el Estado, se considera a la residente en 1995, se obtiene un SNM de –

3.51, ubicándolo como el segundo en expulsión de población en el período 1995-

2000, sólo superado por el Distrito Federal. Con respecto a las diferencias por

sexo, los hombres alcanzan un SNM de –3.67 y las mujeres uno un tanto menor, –

3.35.

Por otro lado, en la Tabla III.6. se muestran datos extraídos del INEGI en materia

de migración, del apartado “Población de 5 años y más por municipio de

residencia actual y lugar de residencia en octubre de 2000 según sexo” del II

Conteo de Población y Vivienda 2005, Resultados definitivos, Tabulados básicos.

Con base en esta información se muestra en la Figura III.10. la proporción de

hombres y mujeres que emigraron de Veracruz, para el año 2000.

Tabla III.6. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo

de 1900 a 2000.

Municipio Veracruz Estado Veracruz Residentes en la entidad en octubre de 2000 437253 6216579 Residentes en otra entidad en octubre de 2000 15427 121370 Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7737 61245 Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7690 60125 Residentes en EUA en octubre de 2000 579 8910




77377690

Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000

Figura III.10. Proporción de hombres y mujeres residiendo en otra entidad en

octubre de 2000.

Población Económicamente Activa.

La Población Económicamente Activa (PEA) en el estado de Veracruz representa

el 47.7% de la población total, de la cual el 1.2% se encuentra desocupada. En la

Figura III.11. se muestra la evolución de la PEA de 1990 a 2000 con respecto al

total nacional, así como también se muestra el porcentaje de la PEA desocupada.

La posición geográfica de Veracruz favorece al comercio por vía marítima, por lo

que la actividad económica del Municipio está fuertemente relacionada con el

movimiento portuario: el Sector terciario ocupa al 74.5% de la PEA; mientras que

en el Sector secundario (21.5% del PEA), sobresalen las ramas química,

petroquímica, metalúrgica, mecánica, alimenticia y de la construcción (6.3%); en

contraste, el Sector primario ocupa tan solo al 1.1% de la PEA.

En la PEA se observa una disminución de la población empleada en actividades

agrícolas de 13.78% del año 1970 a 4.16% en el 2000; la industria manufacturera

redujo su participación 19.09% en 1970 a 15.42% en 1990, manteniendo esta

pérdida de participación, quedando en 11.28% durante el año 2000.




0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

1990 1995 2000

MéxicoVeracruz

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

1990 1995 2000

MéxicoVeracruz

PEA MAYOR A 12 AÑOS PEA DESEMPLEADA

Figura III.11. Porcentaje de población mayor a 12 años económicamente activa y

Porcentaje de PEA desempleada para el año 2000.

Durante la década de los 70’s se empieza a notar una baja en las actividades

primarias (principalmente agropecuarias, forestales y pesqueras) en el PIB de la

Entidad y una mayor importancia de la ganadería, los cultivos comerciales y de

exportación, así como la actividad industrial. Para el lapso de 1970 a 1980, la

participación de Veracruz en el producto nacional se redujo de 6.5% a 5.8%;

mientras que en el sector agropecuario las actividades pasaron de un 19.4% a

12.3% en su aportación al PIB estatal.

Finalmente, en lo que se refiere a la actividad manufacturera, tras la importancia

clave que Veracruz tuvo en la industrialización de alimentos, bebidas y productos

textiles en la época de la sustitución de importaciones, se ve rebasado entre 1965

y 1975 por cambios en el modelo de acumulación nacional, que entraba en su fase

monopólica y la apertura al capital extranjero (Maldonado y Palma, 2006). En la

siguiente figura (Figura III.12.) se muestra la proporción de la PEA con respecto a

las diferentes actividades desarrolladas.




0% 5% 10% 15% 20%

No especif iacada

Trabajador del arte

Trabajador agropecuario

Operador de maquinaria f ijas

Inspector y supervisor de la industria

Funcionario y directivo

Trabajador ambulante

Trabajador en protección y vigilancia

Ayudante, peón o similar

Jefe y supervisor adminstrativo

Técnico

Trabajador de la educación

Trabajador doméstico

Profesionista

Operador de transporte

Trabajador en servicio personal

Oficinista

Comerciante y dependiente

Artesano y obrero

Figura III.12. Proporción de PEA por actividad económica.

Factores socioculturales.

En lo que se refiere a los factores socioculturales que pudieran relacionarse de

algún modo con el proyecto, se pueden mencionar lo siguiente: el nivel de

aceptación del proyecto en términos generales es bueno, siendo el principal

indicador la escasa dificultad para la obtención del derecho de vía con los

propietarios de los predios por donde se ubica el trazo de la obra.




Cabe destacar que dentro del área de afectación no se prevé impacto a un área

cercana a la trayectoria que es utilizada con fines de recreación, siendo importante

destacar que esta es propiedad de una de las empresas beneficiadas por la

operación futura del gasoducto, siendo los principales favorecidos con su función

los mismos trabajadores.

Finalmente, es conveniente mencionar que no se encontraron evidencias

arqueológicas en el trazo que representa la obra ni en sus áreas aledañas, ni

ningún otro vestigio histórico. En lo referente al uso que se le otorga al suelo del

área de influencia del proyecto, se puede mencionar que netamente es de carácter

industrial.

I.6. CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS. Gran parte del estado de Veracruz se encuentra influenciada por climas de tipo

tropical, sin embargo, la presencia de serranías afecta la distribución de los tipos

presentes. De forma general, puede mencionarse que en el Estado los climas se

distribuyen de manera paralela a la línea de costa yendo de los cálidos hacia los

semisecos en las inmediaciones del continente, pasando por los semicálidos,

templados, semifríos y fríos.

Con base en el sistema de clasificación de Köppen, modificado por Enriqueta

García, en el área donde se pretende llevar a cabo el proyecto prevalece un clima

con fórmula Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la

temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes

más seco es menor al 5% anual.

Es importante mencionar que en la región se presenta una condición de canícula,

que consiste en una pequeña temporada en la que se registran menos lluvias

dentro de la estación lluviosa, llamada también sequía de medio verano o estío,

como se muestra en la Figura III.13.




Figura III.13. Unidades climáticas presentes en el municipio de Veracruz.

I.6.1. Temperatura.

La Estación meteorológica más cercana al proyecto es la 30093 “Loma Fina, Paso

de Ovejas”, ubicada en el municipio de Veracruz. Durante los últimos 20 años

que se pudo tener registro vía Internet

(http://www.csva.gob.mx/sih/proyecto_2/form_estclima.php), se obtuvo una

temperatura media anual de 20.9°C (de 1984 a 2003).




Las temperaturas pueden observadas en la Tabla III.7., además de los promedios

de las temperaturas máximas y mínimas mensuales de dichos periodos.

Tabla III.7. Datos climatológicos de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de

Ovejas” de 1984 a 2003.

Temp.

°C Ene Feb Mar Abril May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Prom. 17.2 17.9 19.7 22.2 20.4 24.2 22.8 22.8 22.9 21.9 20.3 18.0

Máx. 27.4 28.6 30.3 32.7 34.2 33.6 32.2 32.4 30.5 30.6 29.6 27.7

Mín. 15.5 16.1 17.9 20.1 22.3 22.8 21.7 21.6 21.8 20.3 18.5 16.3

I.6.2. Precipitación pluvial. El área donde se pretende realizar el proyecto posee una precipitación media

anual de 886.1 mm (milímetros) anuales, esto tomando en cuenta solamente 15

años donde fueron tomados los registros de todos los meses de cada año, dentro

del periodo 1984 – 2003 en la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas”. De

acuerdo a la información contenida en la cartografía del INEGI, en la zona se

presenta una precipitación total anual de 1,200 a 1,500 mm anuales (Figuras III.14

y III.5). Esta precipitación se descarga principalmente durante el verano, ya que

durante cuatro meses (Junio a Septiembre) se precipita el 82% del total anual, y

cerca de la mitad (47%) durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la

más seca, ya que de Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias.




0

50

100

150

200

250

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0

25

50

75

100

125Temperaturas mínimasPrecipitaciónTemperaturas máximasTemperatura media

Figura III.14. Diagrama ombrotérmico de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de

Ovejas” (1984 a 2003).

Figura III.15. Precipitación total anual para el municipio de Veracruz y los

alrededores.




I.6.3. Dirección y velocidad del viento. Dentro de la población local se le denomina “surada” a los vientos que contrarios a

los nortes, provienen del sur, siendo calientes y secos, ya que su procedencia es

de tipo continental. Estos vientos generalmente se presentan en el periodo de

canícula, lo que agrava esta corta temporada de menor precipitación. En la Figura

III.16. se muestra el patrón de vientos mediante la esquematización de una Rosa

de Vientos construida a partir de valores del periodo de 1997 al 2001.

Figura III.16. Rosa de los vientos de la región de Veracruz.

I.7. INTEMPERISMOS SEVEROS. En el estado de Veracruz no se registran de manera regular, eventos

meteorológicos de efectos severos. En este sentido, los huracanes son los que

cobran mayor importancia, por su frecuencia. Esto debido a que Veracruz se

encuentra en el área de influencia de la Sonda de Campeche, que es una de las

regiones generadoras de huracanes.




Los meteoros que se forman en esta sonda, aparecen a partir de junio con ruta

norte, noroeste, afectando principalmente a los estados de Veracruz y Tamaulipas.

Además en ocasiones se presentan huracanes que se forman en la región oriental

del Atlántico. Estos huracanes por lo general son más potentes, de trayectorias

más largas, generalmente se dirigen al oeste penetrando en el Mar Caribe,

Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, en ocasiones virando hacia el norte, afectando

las costas de los Estados Unidos de Norteamérica.

La temporada de ciclones tropicales en la vertiente que corresponde al estado de

Veracruz, inicia el 1 de junio y culmina el 30 de noviembre, abarca la finalización

de la primavera, el verano, así como parte del otoño, aunque los sistemas

ciclónicos pueden presentarse en algunas ocasiones, anterior a la temporada y

raras veces posterior a ella. Para clasificar a los ciclones tropicales y huracanes,

se utiliza la escala Saffir-Simpson, la cual es una escala que clasifica los

huracanes según la intensidad del viento, desarrollada en 1969 por el ingeniero

civil Herbert Saffir y el director del Centro Nacional de Huracanes de Estados

Unidos, Bob Simpson. Los parámetros para asignar una categoría se incluyen en

la Tabla III.8. y los daños causados en cada una de las categorías se describen en

la Tabla III.9.

Tabla III.8. Escala de Saffir-Simpson para la clasificación de ciclones tropicales y

huracanes.

Tipo Etapa y/o

Categoría Presión en Milibares

(mb)

Vientos Máximos en Nudos

Vientos máximos en Km/h

Marea de Tormenta en

m Depresión Tropical

Depresión Tropical

< 34 62

Tormenta Tropical

Tormenta Tropical

34 – 63 63 – 117

Huracán H. 1 > 980 64 – 82 118 – 152 1.22 – 1.524 Huracán H. 2 965 - 980 83 – 95 153 – 176 1.83 – 2.44 Huracán H. 3 945 - 965 96 – 112 177 – 208 2.74 – 3.66 Huracán H. 4 920 - 945 113 - 135 209 – 250 3.96 – 5.47 Huracán H. 5 < 920 > 135 > 250 > 5.48




Tabla III.9. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías

de Saffir-Simpson.

Clasificación Efectos H. 1 Sin daños en las estructuras de los edificios.

Daños básicamente en casas flotantes no amarradas, arbustos y

árboles.

Inundaciones en zonas costeras y daños de poco alcance en puertos.

H. 2 Daños en tejados, puertas y ventanas.

Importantes daños en la vegetación, casas móviles, etc.

Inundaciones en puertos así como ruptura de pequeños amarres.

H. 3 Daños estructurales en edificios pequeños.

Destrucción de casas móviles.

Las inundaciones destruyen edificaciones pequeñas en zonas

costeras y objetos a la deriva pueden causar daños en edificios

mayores.

Posibilidad de inundaciones tierra adentro.

H. 4 Daños generalizados en estructuras protectoras, desplome de

tejados en edificios pequeños.

Alta erosión de bancales y playas.

Inundaciones en terrenos interiores.

H. 5 Destrucción de tejados completa en algunos edificios.

Las inundaciones pueden llegar a las plantas bajas de los edificios

cercanos a la costa.

Puede ser requerida la evacuación masiva de áreas residenciales.

En la Figura III.17. se muestra un mapa con la velocidad máxima de los vientos

que se presentan para el estado de Veracruz y en la Tabla III.10. se muestran los

huracanes, tormentas o depresiones tropicales que han afectado a la Entidad,

desde 1930 hasta 2005 registrando la fecha, nombre, categoría máxima, lugar de

origen y lugar de entrada (Gómez Ramírez, 2006).




Ocasionando daños considerados como menos severos para la zona, se registran

en promedio 23.67 días al año con tormentas eléctricas, ocurriendo principalmente

entre los meses de junio y septiembre. Por otro lado, las granizadas, heladas y

nevadas no se registran en el lugar donde se pretende llevar a cabo el proyecto,

ya que la zona está enclavada en la región tropical.

Figura III.17. Velocidades máximas de vientos para el estado de Veracruz.




Tabla III.10. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-Simpson. Fecha Nombre Etapa y/o

Categoría Máxima


Espacio Marino de Origen Lugar de impacto

en Veracruz

Inicio Término Latitud Norte

Longitud Oeste

Atlántico Norte

Mar Caribe

Golfo de

México 10/08/1931 18/08/1931 Tormenta Tropical 3 Tormenta Tropical 14.3° 58.5° Centro 05/09/1931 12/09/1931 Huracán # 5 Huracán 3 12.5° 55.5° Norte

08/09/1931 16/09/1931 Huracán # 6 Huracán 2 17.2° 52.8° Centro-

Sur 25/09/1932 03/10/1932 Huracán # 7 Huracán 3 16.3° 56.3° Centro 14/07/1933 20/07/1933 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 17.5° 59.8° Norte 26/08/1933 29/08/1933 Tormenta Tropical # 10 S/N Tormenta Tropical 18.6° 93.8° Norte 10/09/1933 15/09/1933 Huracán # 14 S/N Huracán 1 16.0° 87.6° Norte 16/09/1933 25/09/1933 Huracán # 15 S/N Huracán 2 11.0° 54.7° Norte 26/08/1934 1/09/1934 Huracán # 5 S/N Huracán 1 27.2° 88.0° Norte

30/08/1935 1/09/1935 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 22.0° 87.5° Centro-

Sur 28/08/1936 30/08/1936 Huracán # 10 S/N Huracán 1 18.3° 86.3° Norte 23/09/1941 30/09/1941 Huracán # 4 S/N Huracán 3 14.0° 59.3° Centro 16/08/1944 24/08/1944 Huracán # 4 S/N Huracán 3 12.3° 57.0° Norte 19/09/1944 22/09/1944 Huracán # 8 S/N Huracán 1 19.3° 83.8° Sur 25/08/1946 26/08/1946 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 20.5° 93.2° Norte

20/09/1949 26/09/1949 Huracán # 8 S/N Huracán 2 26.0° 92.0° Centro-

Sur

08/10/1950 10/10/1950 Huracán Item Huracán 2 20.8° 90.6° Centro-

Sur 12/08/1951 23/08/1951 Huracán Charlie Huracán 4 12.2° 45.7° Norte 20/091951 21/09/1951 Tormenta Tropical George Tormenta Tropical 19.8° 93.0° Norte

11/09/1954 12/09/1954 Huracán Florence Huracán 1 20.9° 94.7° Centro-

Norte 04/09/1955 6/09/1955 Huracán Gladys Huracán 1 20.6° 94.1° Norte 10/09/1955 20/09/1955 Huracán Hilda Huracán 3 16.8° 61.3° Norte

21/09/1955 30/09/1955 Huracán Janet Huracán 5 13.2° 54.3° Centro-

Norte 25/07/1956 27/07/1956 Huracán Anna Huracán 1 20.6° 92.7° Norte 10/09/1956 12/09/1956 Tormenta Tropical Dora Tormenta Tropical 20.5° 91.1° Norte



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. V-58

IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.

En este Capítulo se presenta la vinculación del proyecto con respecto a los

lineamientos incluidos en los diferentes programas de desarrollo urbano.

I.8. PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL. Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del Río - Medellín – Alvarado, Ver. Veracruz 2002-2004

El Programa establece objetivos, políticas, estrategias e instrumentos específicos

para su implementación, en base a las disposiciones que establecen la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley General de

Asentamientos Humanos; la Constitución Política del Estado Libre y Soberano de

Veracruz – Llave; Ley Orgánica de la Administración Pública; Ley de Desarrollo

Regional y Urbano y la Ley Orgánica del Municipio Libre. Su estructura se

establece en seis apartados en los que se desglosa toda la información necesaria

para su desarrollo y los cuales corresponden a las siguientes fases metodológicas:

Antecedentes, Diagnóstico, Normatividad, Estrategia, Programación e

Instrumentación.

El Programa en sí ordena una zonificación primaria de las localidades

involucradas, donde se diferencian las superficies y usos para cada zona,

delimitando la estructura de la Zona Conurbada y describiendo las áreas de

reserva, ya sean industriales, ecológicas, territoriales y espaciales. Asimismo,

estructura la zona urbana en una zonificación secundaria, definiendo usos

permisibles y condicionados para cada desagregado, a partir de las características




de suelo –densidad, COS, CUS- así como los elementos que dan servicio a la

población.

Capítulo 4 “ESTRATEGIA” 4.1. ESTRATEGIA GENERAL DEL PLAN…

4.2. POLÍTICAS DE DESARROLLO…

4.3. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS Los lineamientos estratégicos establecen la organización espacial prevista para la

Zona Conurbada mediante su división en distritos funcionales para el área urbana,

las áreas de reserva y las áreas rurales que fueron determinadas.

…

Las acciones se establecen en plazos temporales denominados horizontes y los

lineamientos estratégicos se subdividen en los siguientes aspectos:

• Vivienda.

• Incorporación del suelo al desarrollo.

• Reservas (territoriales, ecológicas, industriales, especiales). Dentro del apartado 4.3.4. Reservas, específicamente en el destinado a Reserva

Industrial, se menciona lo siguiente:

La Zona conurbada constituye un conglomerado urbano en el cual se ha

desarrollado una infraestructura industrial de importancia así como condiciones de

desarrollo urbano que la hacen sujeto de inversión industrial, comercial y turística.

El Gobierno del Estado de Veracruz a través de las Secretarías de Desarrollo

Regional y Desarrollo Económico y con la concurrencia de los Ayuntamientos

participantes han definido políticas generales para el diseño y aplicación de una

estrategia que busca la consolidación de un desarrollo económico y urbano que

reactive y consolide la base económica ante las nuevas condiciones de los

mercados globales y la integración regional.

Reserva Industria Pesada. La zona industrial de la Zona Conurbada enfocada

principalmente a la industria manufacturera y metal-metalmecánica se localiza al




Oeste de la mancha urbana sobre la carretera libre a Xalapa; las principales

industrias se asientan en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai así como otras

ubicadas en esta zona como TAMSA y MASECA. Esta ubicación estratégica

permite un fácil acceso a mercados nacionales e internacionales por su relativa

cercanía al Puerto de Veracruz, así como por medio de sus enlaces ferroviarios,

carreteros y aéreos contemplando los requerimientos de la infraestructura

industrial presentes y a futuro.

La presente estrategia determina en forma general las reservas para la expansión

de la industria hasta el año 2020 en base a la importancia industrial de la zona

conurbada. Para tal fin, se determinó como reserva industrial, una superficie

constituida por secciones de los predios II-0061-G, II-0021-2M, II-0062-G, II-0018-

C4, II-0064-G, II-0065-G, II-0020-2M, II-0009-F1, II-0032-M, II-0026-M y II-0029-M

de 1,407.8079 ha (hectáreas) localizados en torno de la ciudad industrial Bruno

Pagliai y a las industrias MASECA y TAMSA. Lo anterior en la búsqueda de un

equilibrio entre usos industriales y habitacionales optimizando la infraestructura

existente y la posibilidad de enlaces carreteros, portuarios, ferroviarios y aéreos.

Se considera que la industria asentada en estas reservas deberá continuar la

especialización funcional encaminada a la industria metal-mecánica y de

transformación, ya que se considera la más adecuada en función de las

condiciones existentes para ello.

Reserva Ecológica Productiva Esta reserva tiene la finalidad de constituir un área que envuelva la ciudad en la

cual el medio natural contrarreste los efectos negativos implícitos en el desarrollo

urbano. Esta área es complementaria del centro de población asegurando el

desenvolvimiento de las actividades ecológicas y agropecuarias. Se ha

considerado en el Programa la constitución de una reserva de preservación

ecológica con fines productivos. La superficie total asciende a 27,863.7457 Has.




Esta se extiende de forma homogénea a partir de la manche urbana actual siendo

dispuesta con anterioridad a las reservas habitacionales.

Los usos agropecuarios continuarán siendo desempeñados por los propietarios en

sus predios sin permitirse los usos urbanos hasta que exista un adecuado

producto de un consenso del H. Ayuntamiento y el Gobierno del Estado con la

finalidad de realizar un estudio específico para cada caso.

Reservas Especiales (Área de Amortiguamiento) Se ha considerado necesario el establecimiento de áreas de amortiguamiento en

torno a los suelos con uso industrial localizados principalmente al oeste de la

mancha urbana en el límite entre la reserva industrial y las reservas habitacionales

o poblados rurales….

Considerando lo anteriormente expuesto, la ejecución del proyecto en la

trayectoria propuesta, contribuirá al logro de los objetivos y metas del desarrollo en

la localidad al coadyuvar en la provisión de los servicios de gas natural,

fomentando de la misma manera el impulso económico de la región. Asimismo,

tomando en cuenta que el abastecimiento permitirá también la operación del

sector industrial denominado PIBN, la construcción del gasoducto representa una

prioridad regional al sustituir los dos ductos actuales que abastecen la zona

industrial en la actualidad (el de la Cabeza Olmeca y el de la Av. Cuauhtémoc y J.

B. Lobos), atendiendo los reclamos de la ciudadanía y de la Autoridad municipal,

además de generar a la par de manera indirecta fuentes de empleo que permitirán

satisfacer en parte las necesidades de la sociedad.

En el Anexo 1 de este documento, se incluye una copia del Oficio No.

DGFEyP/246/08 del 28 de Abril del actual, dirigido al Ing. Sergio A. de la Maza

Jiménez (Presidente de la Unidad de Autoabastecimiento de Gas Natural “Bruno

Pagliai”) por el Lic. Miguel Rolón García (Director General de Fomento Económico




y Portuario de la Secretaría de Desarrollo Económico y Portuario del Gobierno del

Estado de Veracruz, donde hace mención de su apoyo a la iniciativa de la

construcción del gasoducto que propone este Estudio a esa Secretaría; citando

además que se encuentra comisionado por instrucciones del Lic. Fidel Herrera

Beltrán (Gobernador) y del Dr. Carlos García Méndez (Secretario) para efectuar

junto con el personal que este designe la gestión de los trámites requeridos ante

las autoridades municipales, estatales y federales, y poder así concretar el

establecimiento de la obra.

Finalmente, tal como se mencionó con anterioridad, el Plano No. 7 del Anexo

Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en una zona totalmente de

uso industrial tomando en cuenta la zonificación del Programa de Ordenamiento

de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la Actualización del mismo en su

versión 2002-2004, es indispensable señalar que, de acuerdo al Plano D-11

“Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se encuentra integrado al

anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m (62.31%) del eje del

gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva Industrial y los

1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que considerando los ocho

metros del derecho de vía arroja como resultado una superficie de afectación de

1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el Programa, equivalentes al

0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la zonificación plasmada en el Plano E-

02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002 que también forma parte integrante

del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m (63.67%) del eje del gasoducto se

localizan en la carretera de más de dos carriles, 1,243 m (29.05%) en la zona

industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de amortiguamiento. Para una mejor

comprensión de lo anterior, se adjuntan de manera consecuente los dos planos de

zonificación de los usos de suelo permitidos en la longitud del gasoducto como

parte del anexo cartográfico del Estudio. Para los tramos comprendidos en la

reserva ecológica y zona de amortiguamiento, se adoptarán las de

recomendaciones realizadas con anterioridad para las distintas fases de




implementación del proyecto, con el propósito de lograr el aprovechamiento

racional y sostenido de los recursos naturales, así como aminorar los impactos

adversos sobre el ambiente:

I.9. PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL. Plan Veracruzano de Desarrollo 2005-2010.

Es el instrumento rector que establece las políticas y acciones públicas del

Gobierno estatal, así como las líneas estratégicas y prioridades programático-

presupuestales. Parte de un diagnóstico que evidencia los retos y las debilidades

que enfrenta la Entidad, al tiempo que reconoce las oportunidades, fortalezas y

capacidades con las que cuenta Veracruz para superar con responsabilidad y

equidad sus carencias.

En la formulación del Plan se consideraron 10 criterios básicos que dan sustento a

los objetivos, estrategias y acciones específicas, a continuación se presenta un

condensado de dichos extractos:

1) Garantía a las libertades, respeto a los derechos humanos y su promoción

permanente para impulsar la más amplia inclusión ciudadana, en especial de

mujeres y jóvenes, a fin de lograr su mayor participación social.

2) Combate a la pobreza, la marginación y la discriminación de todo tipo, como

base del impulso al bienestar social y al mejoramiento del nivel de vida de la

población.

3) Mejoramiento de los servicios públicos, en particular los de salud, educación,

comunicaciones y transportes.

4) Sustentabilidad, conservación, restauración y aprovechamiento racional del

medio ambiente.

5) Eficiencia y calidad, así como productividad y competitividad, en todas las

actividades públicas y privadas.




6) Desarrollo regional y urbano que distribuya mejor los beneficios sociales, tanto

en términos demográficos como geográficos.

7) Gobernabilidad democrática, con articulación entre los órdenes de gobierno,

de acuerdo con sus respetivas atribuciones, con base en la transparencia, el

acceso a la información y la rendición de cuentas.

8) Modernización y mejoramiento de la seguridad pública, la procuración y la

impartición de justicia; así como de la prevención del delito y la readaptación

social.

9) Planeación obligatoria de las acciones del sector público estatal, que

comprende la formulación, la ejecución, la evaluación, y el control del Plan y

los programas que de éste se deriven, en un contexto de articulación y

corresponsabilidad con la sociedad.

10) Desarrollo educativo y cultural, que propicie y apoye la innovación y la

creatividad, promueva los valores cívicos y contribuya la convivencia pacífica.

Cada Capítulo del Plan inicia con un diagnóstico específico del tema en cuestión y

con una consideración conceptual sobre la posición del gobierno del estado

respecto a dicho tema. Posteriormente, se presentan los objetivos, líneas

estratégicas, acciones prioritarias y, en su caso, los proyectos detonadores.

Las problemáticas sectorial y regional de la Entidad son abordadas en los

Capítulos V y VI del Plan, con el propósito de proporcionar un contexto para ubicar

las estrategias que se presentan a partir del Capítulo VII: Medio ambiente;

combate a la pobreza; educación; cultura; recreación y deporte; y salud.

Dentro del Capítulo V “Estrategia Sectorial” se habla del sector Industria en el

apartado V.3, indicándose lo siguiente: “Veracruz contrasta con otras regiones del

país en términos de su proceso de industrialización. Por una parte, porque este se




inició y ha sido altamente dependiente del desenvolvimiento de las actividades de

PEMEX en la entidad, en particular de la industria petroquímica en el sur del

Estado. Por otra, porque la industrialización ha respondido a un patrón de lunares

de manufacturas, más que al de cadenas. Esto tiene como resultado que en el

Estado las manufacturas tengan un peso relativamente menor (18.4% del

Producto Interno Bruto estatal) en comparación con 20% a nivel nacional.”

Más adelante, en el apartado V.3.1. se habla de un Diagnóstico en el que se

establece que la disponibilidad de recursos naturales, tierra, agua, de

infraestructura adecuada para la industria, la cercanía geográfica a los principales

mercados nacionales y del exterior, y el aprovechamiento de esquemas para

promover la atracción de actividades manufactureras, constituyen oportunidades

que no deben dejarse pasar. El reto es crear las condiciones adecuadas para

promover y facilitar que se instalen nuevas empresas industriales en Veracruz, en

coordinación con el sector empresarial y los municipios.

Dentro del apartado V.3.2. “Objetivos” se establecen los siguientes:

• Recuperar el sector industrial como uno de los motores fundamentales de la

actividad económica en Veracruz.

• Impulsar un patrón de industrialización distinto, basado en manufacturas de

alta sofisticación que requieran tecnologías de punta, y que se complementen

con servicios de alta especialización.

• Promover el establecimiento de industrias de proceso que aprovechen las

ventajas competitivas de Veracruz.

Dentro del apartado V.3.3. que habla sobre las Líneas estratégicas se detalla lo

siguiente:




• Desarrollar nuevos esquemas para ubicar y localizar físicamente nuevas

industrias acordes con sus necesidades y sus requerimientos, con apego a

estándares estrictos de seguridad industrial, utilizando para ello las diversas

modalidades existentes, entre las que destacan parques industriales, villas,

clusters, distritos, redes.

• Promover el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenamiento y

distribución de gas natural en el Estado, con objeto de ofrecer a usuarios

residenciales, comerciales e industriales acceso a un energético alternativo,

limpio, seguro y competitivo, lo que redundará también en un mayor desarrollo

regional.

Dentro del apartado V.3.4. que determina las acciones prioritarias se define lo

siguiente:

• Promover la modalidad de contratos de largo plazo para el suministro de gas

natural y derivados petroquímicos entre Pemex y empresas petroquímicas

asentadas o interesadas en localizarse en el Estado.

• Apoyar y participar en el proceso de licitación para construir y operar sistemas

de distribución de gas natural en las principales ciudades del Estado.

Bajo dicha perspectiva, la realización del proyecto no contraviene este instrumento

de planeación al promover el desarrollo de infraestructura para la distribución de

gas natural en las instalaciones del PIBP y en un futuro del Parque Industrial

Santa Fe, además de pretender satisfacer la demanda del producto en la zona

industrial ubicada en las afueras de la Cd. de Veracruz.

Es necesario mencionar que la construcción del gasoducto ha sido planeada de

manera que impacte lo menos posible el ambiente, la ejecución de las actividades

propuestas permitirá mejorar las prácticas operativas y cumplir con las metas de




producción de los grupos empresariales, impulsando de la misma manera el

desarrollo de los centros industriales estratégicos.

I.10. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO. El proyecto se encuentra acorde con los lineamientos del Plan Nacional de

Desarrollo al respetar las áreas destinadas para ampliación de infraestructura, así

como en proporcionar un proyecto que favorezca el establecimiento de nuevas

industrias con la finalidad de que pueda incrementarse el número de empleos

permanentes en la zona.

De acuerdo a la información que proporciona la empresa, el proyecto cumplirá con

los lineamientos que establezcan las diferentes dependencias que intervienen en

un proyecto de esta magnitud.

I.11. DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES

PROTEGIDAS.

La ubicación del proyecto no concuerda con los límites de las ANPs de regulación

federal ubicadas en Veracruz.

Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad. El Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad se

orienta a la detección de áreas cuyas características físicas y bióticas favorezcan

condiciones particularmente importantes desde el punto de vista de la

biodiversidad.

En este sentido, la CONABIO ha impulsado un programa de identificación de

regiones prioritarias, considerando los ámbitos terrestre (regiones terrestres




prioritarias), marino (regiones prioritarias marinas) y acuático epicontinental

(regiones hidrológicas prioritarias) para los cuales, a través del desarrollo de

talleres de especialistas, se definieron las áreas de mayor relevancia en cuanto a

la riqueza de especies, presencia de organismos endémicos y áreas con un mayor

nivel de integridad ecológica, así como aquéllas con mayores posibilidades de

conservación en función de los aspectos sociales, económicos y ecológicos. Con

este marco de planeación regional, se espera orientar los esfuerzos de

investigación que optimicen el conocimiento de la biodiversidad en México.

a) Regiones Terrestres Prioritarias.

El Proyecto Regiones Terrestres Prioritarias (RTP), en particular, tiene como

objetivo general la determinación de unidades estables desde el punto de vista

ambiental en la parte continental del territorio nacional, que destaquen la

presencia de una riqueza ecosistémica y específica comparativamente mayor que

en el resto del país, así como una integridad ecológica funcional significativa y

donde, además, se tenga una oportunidad real de conservación. La

identificación de las regiones prioritarias es el resultado del trabajo conjunto

de expertos de la comunidad científica nacional, coordinados por la

CONABIO.

Como producto del proyecto para la identificación de regiones, se obtuvo un

Mapa en Escala 1:1´000,000 con 152 RTPs para la conservación de la

biodiversidad en México, que cubren una superficie de 515,558 km2,

correspondiente a más de la cuarta parte del territorio.

Análisis geográfico: El proyecto no se encuentra dentro de alguna RTP para

la conservación, la más cercana es la identificada con el número 123

denominada como “Dunas costeras del centro de Veracruz”; no previéndose

afectación por su realización en el sitio propuesto.




b) Regiones Hidrológicas Prioritarias.

En Mayo de 1998, la CONABIO inició el Programa de Regiones Hidrológicas

Prioritarias (RHP) con el objetivo de obtener un diagnóstico de las principales

subcuencas y sistemas acuáticos del país considerando las características de

biodiversidad y los patrones sociales y económicos de las áreas identificadas, para

establecer un marco de referencia que pueda ser considerado por los diferentes

sectores para el desarrollo de planes de investigación, conservación uso y manejo

sostenido.

Con la información generada en los talleres interdisciplinarios, se elaboraron

mapas del territorio nacional (Escala 1:1´000,000) de las áreas prioritarias

concensuadas por su biodiversidad, uso de recursos, carencia de información

y potencial para la conservación, así como una ficha técnica de cada una con

información de tipo biológico y físico, problemática y sugerencias identificadas

para su estudio, conservación y manejo.

Se identificaron 110 RHPs por su biodiversidad, de las cuales 82

corresponden a áreas de uso y 75 a áreas de alta riqueza biológica con

potencial para su conservación; dentro de estas dos categorías, 75

presentaron algún tipo de amenaza. De igual forma, se identificaron también

29 áreas que son importantes biológicamente pero carecen de información

científica suficiente sobre su biodiversidad.


RHP para la conservación, la más cercana es la identificada con el número 77

denominada como “Río La Antigua”; no previéndose afectación por su realización

en el sitio propuesto.




c) Regiones Marinas Prioritarias. En 1998 se realizaron dos talleres en los que se definieron áreas prioritarias de

biodiversidad en las zonas costeras y oceánicas de México, las cuales son de gran

importancia debido a la situación geográfica de nuestro país con costas en cuatro

mares principales: Pacífico, Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe, y

niveles de riqueza, diversidad y endemismos comparables con los de la biota

continental. Estos ecosistemas además se encuentran pobremente representados

en las ANPs del país y frecuentemente entran en conflicto con diversos esquemas

de utilización de los recursos.

Bajo esta perspectiva, la CONABIO instrumentó el Programa de Regiones Marinas

Prioritarias (RMP) con el apoyo de la Agencia PACKARD, USAID, FMCN y WWF,

reuniendo a un grupo de 74 expertos del sector académico, gubernamental,

privado, social y ONGs de conservación.

Como producto de este proyecto, se dispone de un Mapa del territorio nacional en

Escala 1:4´000,000 con 70 RMPs para la conservación de la biodiversidad costera

y oceánica en México, repartidas en ambas costas del país: 43 en el Pacífico y 27

en el Golfo de México-Mar Caribe.


RMP para la conservación, la más cercana es la identificada con el número 49

denominada como “Laguna Verde-Antón Lizardo; no previéndose afectación por

su realización en el sitio propuesto.




d) Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves. El Programa surgió como una idea conjunta de la Sección Mexicana del Consejo

Internacional para la Preservación de las Aves (CIPAMEX) y BirdLife International.

Inició con apoyo de la Comisión para la Cooperación Ambiental de Norteamérica

(CCA) con el propósito de crear una red regional de áreas importantes para la

conservación de las aves.

A través del trabajo del grupo antes mencionado, se identificaron 170 áreas,

mismas que se difundieron, invitando a más personas a participar para

conformar 193 áreas nominadas durante 1996-1997. Estas áreas fueron

revisadas por la coordinación del Programa, constituyéndose una base de

datos. La información gráfica recabada en el taller que incluía los mapas

dibujados por los expertos de todas las áreas que fueron nominadas, se

digitalizó y sistematizó en CONABIO incorporándose en su Sistema de

Información Geográfica.

Análisis geográfico: El proyecto se ubica dentro de la poligonal

correspondiente al AICA SE-03 denominada como “Centro de Veracruz”; no

previéndose afectación de las comunidades de la avifauna local por su realización

por presentar el sitio un uso industrial, donde se presume que las condiciones

ecológicas del área no representan hábitats potenciales de anidación ni

alimentación de especies.




I.12. NORMAS OFICIALES MEXICANAS. A continuación se enumeran las Normas Oficiales Mexicanas relacionadas con el

diseño, la construcción y operación del proyecto que deberán considerarse

principalmente para la prevención de efectos sobre los componentes de la

atmósfera, suelo, generación de residuos peligrosos, emisiones de ruido, etc. El

listado de las normas es enunciativo, más no limitativo y se presenta como una

referencia.

• NOM-003-SECRE-2002. Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo

por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de

gas natural).

• NOM-007-SECRE-1999. Transporte de gas natural.

• NOM-008-SECRE-1999. Control de la corrosión externa en tuberías de acero


• NOM-009-SECRE-2002. Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas

natural y gas L.P., en ductos.

• NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida.

• NOM-013-SCFI-2004. Instrumentos de medición-Manómetros con elemento

elástico-Especificaciones y método de prueba.

• NOM-063-SCFI-2001. Productos eléctricos-Conductores-Requisitos de

seguridad.

• NOM-064-SCFI-2000. Productos eléctricos- Luminarias para uso en

interiores y exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba.

• NOM-093-SCFI-1994. Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-

Alivio y alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.

• NOM-022-STPS-1999. Electricidad estática en los centros de trabajo –

Condiciones de seguridad e higiene.




• NOM-025-STPS-1999. Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.

• NOM-026-STPS-1998. Colores y señales de seguridad e higiene, e

identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.

• NOM-001-SEMARNAT-1996. Que establece los límites máximos permisibles

de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes

nacionales.


de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los

vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.


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 de

motores.

• NOM-045-SEMARNAT-1996. Que establece los niveles permisibles de

opacidad del humo proveniente del escape de vehículos automotores en

circulación que usan diesel o mezclas que incluyan diesel como combustible.

• NOM-050-SEMARNAT-1993. Que establece los niveles máximos permisibles

de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los

vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas

natural u otros combustibles alternos como combustible.

• NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el

procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos

peligrosos.





de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores,

motocicletas y triciclos motorizados en circulación y su método de medición

• NOM-117-SEMARNAT-1998. Que establece las especificaciones de

protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los

sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos

en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres

existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.

• NOM-129-SEMARNAT-2006. Redes de distribución de gas natural.- Que

establece las especificaciones de protección ambiental para la preparación

del sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono de redes de

distribución de gas natural que se pretendan ubicar en áreas urbanas,

suburbanas e industriales, de equipamiento urbano y de servicios.

En la Tabla IV.1. se presenta la vinculación de la normatividad referida con las

diferentes obras y actividades que contempla el proyecto por etapa.




Tabla IV.1. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas

aplicables.

Norma Factor que

considera Etapa de

aplicación Vinculación con el

proyecto NOM-003-SECRE-2002 Gas natural y

Gas L. P. Operación y

mantenimiento La distribución del gas se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma

NOM-007-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento

El transporte del gas se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma

NOM-008-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento

La operación y mtto. del ducto se sujetará a lo dispuesto en la Norma

NOM-009-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P.

Operación y mantenimiento

El mtto. del ducto se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma

NOM-008-SCFI-2002 ----- Preparación del sitio y Construcción

La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma







NOM-093-SCFI-1994 ----- Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.


NOM-022-STPS-1999 Seguridad e higiene

industrial

Construcción, Operación y

mantenimiento





Tabla IV.1. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas aplicables. (Continuación).

Norma Factor que

considera Etapa de

aplicación Vinculación con el

proyecto NOM-025-STPS-1999 Seguridad e

higiene industrial

Construcción, operación y

mantenimiento


NOM-026-STPS-1998 Seguridad e higiene

industrial

Construcción, Operación y

mantenimiento


NOM-001-SEMARNAT-1996

Aguas residuales

Construcción La práctica de las pruebas hidrostáticas cumplirá con la Norma


Emisiones a la atmósfera

Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.

Los vehículos que utilicen gasolina no rebasarán los límites de la Norma




Los vehículos que utilicen diesel no rebasarán los parámetros referidos




Los vehículos que utilicen diesel no rebasarán los límites de la Norma




Los vehículos que utilicen gas o combustibles alternos no rebasarán los niveles que permite la Norma


Residuos peligrosos


La ejecución de la obra cumplirá con lo estipulado en la Norma y Ley Gral.


Emisiones de ruido


Los vehículos a utilizar no rebasarán los límites máximos de la Norma


Protección ambiental


La realización del proyecto se ajustará a los criterios de la Norma


Protección ambiental


La realización del proyecto se ajustará a los criterios de la Norma




A continuación, en la Tabla IV.2. se incluyen las normas que se utilizarán de forma

específica para el diseño del gasoducto.

Tabla IV.2. Normas que se utilizarán para el diseño del gasoducto.

Norma Especificación

PROCESO ESPECIF. PEMEX CID NOR-N-SI-0001

Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de tuberías de transporte.

ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.461.02 Niveles de radiación permisible. ESPECIF.PEMEX NO. P. 4.315.07 Tubería de acero para recolección de transporte de

hidrocarburos amargos. ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0401.01 Símbolos de equipos de proceso (Process

equipment symbols). ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0431.02 Sistemas para llamas (Flare systems). ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0370.01 Tuberías de proceso y servicios auxiliaries, criterios

de diseño (Process and auxiliary services pipe systems criteria and advices desing)

ASME B31.8 Sistema de tubería para el transporte y distribución de gas.

API 5L Especificación para tuberías (Specification for line pipe).

NORMA NRF-001-PEMEX/2000 Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos.

API-RP-521 Guía para sistemas de relevo de presión (Guide for pressure relieving and depressuring systems).

CIVIL NORMA PEMEX NO. 3.102.01 Trazo y niveles NORMA PEMEX NO. 3.121.01 Acarreos para terracerías ESPECIF.PEMEX NO. 3.123.03 Construcción de pavimentos de concreto ESPECIF. PEMEX NO. 3.411.01 Preparación de superficies aplicación e inspección

para protección anticorrosiva cimbras para concreto.

NORMA PEMEX NO. P.4.0137.03 Acero de refuerzo para concreto. ESPECIF. PEMEX NO. P. 3.151.03 Muros, dalas y castillos. NORMA PEMEX NO. 3.151.04 Impermeabilización. NORMA PEMEX NO. 3.153.01 Pisos. NTC. Normas Técnicas Complementarias.

ELÉCTRICA N.T.I.E. Normas Técnicas Instalaciones Eléctricas. N.E.M.A. Normatividad NEMA (National Electric Manufactures

Asociation). ESPECIF. PEMEX NO. P.2.201.01 Símbolos eléctricos. ESPECIF.PEMEX NO. P.2.0203.01 Clasificación de áreas peligrosas y selección de

equipo eléctrico. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.227.01 Proyecto y diseño de instalaciones eléctricas en

plantas industriales. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.231.01 Alumbrado para instalaciones industriales.




Tabla IV.2. Normas que se utilizarán para el diseño del gasoducto. (Continuación).

Norma Especificación

NORMA PEMEX NO.P.2.0353.01 Sistemas de protección catódica. ESPECIF. PEMEX NO. P.3.0413.01 Instalación de sistemas de protección catódica. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.0220.01 Diseño de sistemas de tierra. ESPECIF. PEMEX NO. P.3.0223.01 Instalación de sistemas de conexión a tierra. NORMA PEMEX NO. P. 09.0.02 Aplicación y uso de protección catódica en tuberías

enterradas sumergidas. NFPA 78A Código de iluminación (Proposed lightning

presention code). API-C.8-A54A Protección contra fuentes de ignición por

electricidad estática (Protection against ignitions arising out of static, lighting, and stray currents).

CATÓDICA NORMA PEMEX NO.2.413.01 Sistemas de protección catódica. NORMA PEMEX NO. 3.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para

protección anticorrosiva. ESPECIF. PEMEX NO.2.411.01 Sistemas de protección anticorrosiva. ESPECIF. PEMEX NO.4.411.01 Recubrimientos para protección anticorrosiva.

INSTRUMENTACION ISA-S51-1-1 1984 (R1992) Símbolos para instrumentación e identificación

(Instrumentation symbols and identification). V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.

En este Capítulo se incluye la información referente a las características del

gasoducto que se pretende construir, incluyendo las bases de diseño, los

procedimientos y medidas de seguridad, así como las condiciones de operación

que se mantendrán, una vez que se decrete el inicio de operaciones.

I.13. BASES DE DISEÑO.

La empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S.A. de C.V. cuenta con

un Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural para el nuevo

gasoducto de 18” de diámetro.

El diseño de la ingeniería, así como la construcción del ducto será responsabilidad

de la empresa Constructora ANTAR, S.A. de C.V. De forma general, puede




mencionarse que la instalación consiste en la construcción de un gasoducto de 18”

de diámetro y 0.460” de espesor en material API 5L X 52, el cual se construirá en

una gran parte de forma paralela a la carretera federal México-Veracruz vía

Xalapa, entre los kilómetros 430 y 435.

La finalidad del ducto será realizar el transporte de gas natural desde el gasoducto

de 48” de Cactus-San Fernando, hasta las plantas del Parque Industrial Bruno

Pagliai, bajo condiciones que permitan garantizar una operación eficiente y

segura.

Considerando que las instalaciones de distribución de gas natural están regidas

por normas, códigos y estándares, la fase de diseño de las instalaciones

contempla aspectos para dar seguridad física a los gasoductos y sus instalaciones

de operación y control.

La norma oficial mexicana NOM-003-SECRE-2002 “Distribución de gas natural” es

la principal regulación aplicada en el desarrollo de una red de distribución. Es

importante mencionar que la empresa constructora es auditada anualmente por

una Unidad de Verificación quien evalúa la conformidad con la norma antes

mencionada, así como también con la vigilancia de la Comisión Reguladora de

Energía.

El diseño bajo el cual se ha construido la red de distribución de gas natural desde

el Gasoducto de 48” Cactus-San Fernando hasta las Plantas del Parque Industrial

Bruno Pagliai, cubre aspectos que se mencionan a continuación:

• Las cargas estáticas a las que esté sometida la tubería, consideran la no

afectación por cargas externas originadas por suelos inestables, vibraciones

mecánicas o sónicas y adición de pesos adicionales a la tubería.




• Se considerarán las cargas dinámicas por cruces especiales, tales como

carreteras, autopistas, ferrocarril, etc., incluyendo el menor número de

eventos posibles.

• La determinación del espesor necesario para soportar la presión de

operación de los ductos son corroborados con la fórmula de Barlow,

utilizando factores para clase de localización 4, en el caso de tuberías

metálicas.

• La tubería de alimentación a las Estaciones de Medición y Regulación de

Gas No. 1, No. 2 y No. 3, es de 18 pulgadas de diámetro y estará protegida

mediante recubrimiento antioxidante bajo la norma NOM-008-SECRE-1999,

Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o

sumergidas.

• Los esfuerzos debidos a afectaciones exteriores, están considerados en los

procedimientos de diseño utilizados por la empresa en los ductos de la red

de distribución.

- La tubería metálica de la red y sus estaciones cumplirá con los requisitos

de la NOM-007-SECRE-1999, que establece las especificaciones técnicas

que deben cumplir los materiales, tuberías, equipos, instalaciones

principales y accesorias y dispositivos que son necesarios para el diseño,

construcción, operación, mantenimiento e inspección de los sistemas de

transporte de gas natural.

- Las instalaciones como casetas de regulación y medición de la red de

distribución se encontrarán debidamente resguardadas de agentes

externos, a través de bardas perimetrales y/o cercas metálicas con acceso

permitido solo a personal de la propia empresa o de PEMEX Gas y

Petroquímica Básica




El diseño de los trenes de medición y regulación, equipos de filtrado y dispositivos

de seguridad fueron realizados por la empresa constructora ANTAR, especialista

en este tipo de trabajos.

Las estaciones de medición y regulación de gas natural (EMR) City Gates 1, 2 y 3,

contarán con dos trenes de regulación y válvulas necesarias, uno funcionará de

“by pass” del otro, para cuando se requieran labores de mantenimiento y

reparación a los reguladores. Cada sistema consiste en un regulador “monitor” y

otro “activo”. El regulador de presión monitor incluye un módulo de corte por alta

presión, a fin de proteger la instalación de la sección de baja presión, el regulador

activo entrará en operación a fin de mantener la presión de salida regulada dentro

de los parámetros de diseño establecidos.

Los dos trenes de regulación están interconectados entre sí para poder recibir el

gas natural del sistema de filtración a través de un filtro coalescente vertical

diseñado y construido en base a la sección VIII del ASME div. 1 con 10 elementos

filtrantes y a su vez ambas poder suministrar gas natural a la etapa de regulación y

medición.

Una vez que se tenga el gas natural regulado a presión constante, se dejará pasar

a través de los tubos de medición tipo placa orificio marca, de igual forma se

contará con dos trenes de medición y que uno servirá de respaldo al otro en

épocas de mantenimiento o calibración.

El sistema de medición incluirá un computador de flujo marca sensores de

temperatura, un transmisor multivariable, el electro corrector de flujo tendrá la

capacidad de poder conectarse al sistema Scada de PEMEX Gas y Petroquímica

Básica bajo la característica de “modbus PEMEX”, trabajará bajo el estándar API

21.1. y contendrá la estructura de base de datos solicitada incluyendo datos

acumulados por hora y por día.




Toda la tubería y accesorios del lado de alta presión de la estación están

diseñados bajo el estándar ANSI 600 y la parte de baja presión bajo ANSI 300.

Descripción del gasoducto.

El nuevo gasoducto a construir, mantendrá las características de diseño que se

mencionan en la Tabla V.1.

Tabla V.1. Condiciones generales de diseño.











• Diseño y construcción e dos trampas, una de envío y otra de recibo de







No. 3).

• Un Hot-Tap de 20” d diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya


Adicionalmente, puede mencionarse que el gasoducto contará con la siguiente

infraestructura.

• Cuarto con equipo de Telecomunicación y monitoreo en áreas de

“Abastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V.”

• Sistema de alimentación eléctrica propio.

• Sistema de relevo por sobrepresión.

La constructora ANTAR desarrollará la ingeniería básica y de detalle, así como la

construcción y puesta en servicio del ducto. La Estación 1 (City Gate), se

encontrará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de 48” a través de un

Hot Tap de 20” de diámetro, pasando posteriormente por un sistema de filtrado, un

cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de regulación que bajará la

presión a 25 kg/cm2. Con esta presión, el gas se inyecta en el gasoducto cercano

a la trampa de envío de diablos.




El gasoducto en la mayoría de su trayectoria corre de forma paralela a la carretera

federal antes citada, teniendo una derivación hacia el Parque Industrial Santa Fe

que se conectará en un futuro y una salida hacia la planta de tubos de TENARIS-

TAMSA.

La Estación No. 2 (que se ubicará al interior de la Planta de Tenaris-TAMSA), se

interconectará al gasoducto a 2.37 Km de la Estación No. 1. En ella se hallará una

válvula reductora de 25 Kg/cm2 a 8 Kg/cm2, luego la tubería en 18” de diámetro

seguirá enterrada dentro de las instalaciones en una longitud de 280 m (metros)

para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente una longitud aproximada

de 340 m para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la

estación reguladora actualmente en uso.

La Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, contará con la trampa

de diablos de recibo correspondiente, un sistema de regulación de baja presión

para el cambio de 25 Kg/cm2 a 15 Kg/cm2 y un manifold de cinco válculas para

interconectar a otras empresas de la zona.

Plan de calidad y medio ambiente.

En atención a los requerimientos de los sistemas de calidad y de administración

ambiental (ISO 9000, ISO 14000), la empresa elaborará y aplicará el Plan de

Calidad del Proyecto desde su inicio. El plan contará con lo siguiente: Plan de

Calidad del Proyecto, Plan de Calidad de las Actividades, Programa de Auditorias

del Plan de Calidad y Plan de Medio Ambiente.

Dentro el Plan de Medio Ambiente se incluye la necesidad de la realización de los

Estudios de Impacto y Riesgo Ambiental.




Normas y especificaciones aplicables. De forma general, puede mencionarse que el diseño, construcción y puesta en

servicio del ducto se realizará de acuerdo a los estándares de calidad, seguridad y

ambientales aplicables. Se incluirán los requerimientos particulares de las

autoridades ambientales a nivel federal, estatal y municipal, así como también los

requerimientos de la empresa Abastecedora de Ga Natural Bruno Pagliai, S.A. de

C.V. y PEMEX. A continuación, en la Tabla V.2. se incluye un listado no

exhaustivo de las normas aplicables.

Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño.

Norma Contenido

Secretaría de Energía

NOM-003-SECRE-2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

ductos.

NOM-007-SECRE-1999 Transporte de gas natural

NOM-008-SECRE-1999 Control de la corrosión externa en tuberías de acero


Secretaría de Comercio y Fomento Industrial

NOM-08-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.

NOM-013-SCFI-2004 Instrumentos de medición – Manómetros con elemento

elástico Especificaciones y mé3todo de prueba

NOM-093-SCFI-1994 Especificaciones de seguridad y métodos de prueba. Válvulas

de relevo de presión (seguridad, seguridad – alivio y alivio)

operadas por resorte y piloto, fabricadas de acero y bronce.

Secretaría del Trabajo y Previsión Social

NOM-022-STPS-1999 Electricidad estática en los centros de trabajo – condiciones de

seguridad e higiene.

NOM-025-STPS-1999 Condiciones de iluminación en los Centros de trabajo.

NOM-026-STPS-1998 Colores y señales de seguridad e higiene, identificación de

riesgos por fluidos conducidos por tubería.




Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño. (Continuación).

Norma Contenido

Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales

NOM-117-SEMARNAT-1998 Que establece las especificaciones de protección

ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de

los sistemas para el transporte y distribución de

hidrocarburos y petroquímica en estado líquido y

gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres

existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y

eriales.

Normas mexicanas

NMX-B-254-1987 Acero estructural

NMX-B290-1988 Malla soldada de alambre liso de acero para refuerzo de

concreto.

NMC-C-414-ONNCCE-2004 Cementos hidráulicos – Especificaciones y métodos de

prueba

NMX-C-412-198-ONNCCE Anillos de hule empleados como empaque en las juntas

de tuberías y elementos de concreto para drenaje en los

sistemas de alcantarillado hermético.

Normas de referencia

NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de

hidrocarburos no amargos.

NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a

instalaciones superficiales de ductos (versión 1).

NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.

NRF-009-PEMEX-2004 Identificación de productos transportados por tuberías o

contenidos en tanques de almacenamiento.

NRF-010-PEMEX-2004 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución

de instalaciones industriales en centros de trabajo de

PEMEX y Organismos subsidiarios.

NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego

y/o atmósferas riesgosas SAAFAR.





Norma Contenido

NRF-022-PEMEX-2004 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones

para edificios administrativos y áreas industriales de

PEMEX y Organismos subsidiarios.

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías


NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de

ductos terrestres para transporte y recolección de

hidrocarburos.

NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de

protección catódica.

NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.

NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones

petroleras.

NRF-084-PEMEX-2004 Electrodos para soldadura en los sistemas de ductos e

instalaciones relacionadas.

NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y

transporte de hidrocarburo.

NRF-110-PEMEX-2003 Evaluación de ánodos galvánicos de sacrificio de

magnesio.

Especificaciones PEMEX

CID-NOR-N-SI-0001(1998) Requisitos mínimos de seguridad para el diseño,

construcción, mantenimiento e inspección de ductos de

transporte. Aplica únicamente en lo referente a las

estaciones de almacenamiento, compresión y bombeo, así

como sus correspondientes sistemas de tuberías que

interconectan dichas estaciones con las trampas o ductos

de recolección y transporte.

DG-GPASI-IT-0204(1998) Procedimientos para el registro, análisis y calibración

preventiva de espesores.





Norma Contenido

DG-GPASI-IT-0400(1996) Procedimiento para efectuar las pruebas hidrostáticas a

tuberías y equipos de las instalaciones dependientes de

PEMEX Refinación.

DG-GPASI-IT-051(1997) Procedimiento para dimensionar y seleccionar válvulas

de relevo de presión.

DG-GPASI-SI-2740(1999) Criterios para la instalación de válvulas de aislamiento

de activación remota.

GPEI-IT-0904 (1988) Procedimiento para efectuar trabajados de barrenado

(Tapping Machine) en tuberías en operación.

DG-SASIPA-SI-08301(2003) Recubrimientos anticorrosivos para superficies

metálicas.

NO.09.04 Reglamento con respecto a la instalación de válvulas de

bloque en las válvulas de seguridad.

K-101 Rev-7 (PGPB) Norma de tuberías.

Estándares internacionales

API RP 114 Standard for welding pipelines and related facilities.

API Spec. 5L (1995) Specification for Line Pipe

API Spec. 6D Specification for Pipeline Valves, End Closures,

Connectors and Swivels.

MSS-SP-44 Steel pipeline flanges.

MSS-SP-75 Specification for high test wrought welding fittings.

NACE RP-0676 Control for corrosion on offshore steel pipelines.




Datos de diseño.

Dentro de los requerimientos que definen los criterios de diseño del ducto en lo

que se refiere a las tuberías, es posible mencionar los siguientes:

• Las tuberías serán adecuadas para cumplir con el propósito requerido y con el

concepto de una aplicación efectiva de los costos asociados.

• Las tuberías serán diseñadas y construidas cumpliendo con los códigos y

normas aplicables.

• Las tuberías deberán ser certificables y factibles de ser construidas y de

mantener una operación segura. Se encontrarán diseñadas para mantener

una vida útil de 30 años.

• Dado que la tubería mantendrá corrida de diablos instrumentados, el diámetro

interior deberá mantenerse constante.

• Se encontrarán diseñadas respecto del espesor, considerando tres metros

adicionales de eventual enterramiento, aún para las líneas nuevas, como factor

de seguridad adicional, lo cual permitirá dar mayor flexibilidad en el uso futuro

de las líneas.

• Las tuberías deberán ser protegidas contra la corrosión exterior con la

selección de un recubrimiento anticorrosivo adecuado y la aplicación de un

sistema de protección catódica.

En la Tabla V.3. se resumen los criterios básicos de diseño que son aplicables al

ducto que se proyecta.

Tabla V.3. Criterios básicos de diseño.

Concepto Descripción

Clima Tropical con péquelas variaciones entre primavera y

verano. La temporada de lluvias ocurre entre los meses de

Junio y Septiembre.




Tabla V.3. Criterios básicos de diseño. (Continuación).

Concepto Descripción

Localización Ubicado aproximadamente a 5 km del centro de la ciudad

de Veracruz, Ver.

Elevación 26 y 34 msnm

Suministro de energía

(construcción)

440 Volts, 3 fases, 60 ciclos, sistema conectado a tierra

física

Condiciones del terreno Suelo arcilloso, fácil para excavación, nivel freático 20 a 30

m, no hay elevaciones ni formación de perfiles rocosos, no

se presentan nevadas

Condiciones

climatológicas

Presión barométrica (promedio anual) 1,013.4 milibares

Humedad relativa (promedio anual) 80%

Lluvias (promedio anual) 1,676.6 mm

Vientos con dirección del dominante Norte

Velocidad media de vientos 4.6 m/s

Viento de máxima absoluta 70.2 m/s

Tormentas 35 días por año

Atmósfera Corrosividad del aire alta, vientos marinos

Propiedades de la tubería. Se utilizará tubería de acero sin costura para el diámetro de 18” de diámetro, con

un espesor de 0.406” en material API 5L X 52. La tubería se encontrará diseñada

para soportar una presión interna equivalente a la presión máxima de operación

de 70 kg/cm2. En lo que se refiere a la temperatura de diseño la media anual se

considera de 23°C con una máxima detectada de 33°C, de acuerdo a lo

mencionado en las bases de diseño.

Composición del gas.

La composición del gas natural se establece en la NOM-001-SECRE-2003, calidad

del gas natural. En la Tabla V.4. se incluyen sus propiedades principales. Las




propiedades que se mencionan se encuentran referenciadas a condiciones base

de presión y temperatura. El factor de corrección de 1 m3 de gas natural en

condiciones estándar equivale a 1.05 m3 de gas en condiciones base.

El gas natural debe encontrarse libre de agua, aceite e hidrocarburos líquidos,

material sólido, polvos, gomas y cualquier sólido que pueda generar problemas en

los ductos y sus instalaciones en cantidades que provoquen un deterioro en los

materiales que normalmente se encuentran en dichas instalaciones y que puedan

afectar su utilización. El rango de temperatura en la entrega de gas natural en los

sistemas de transporte, distribución y/o usuarios finales es de 283.15 a 323.15°K.

En caso que un usuario desee entregar gas natural a una temperatura inferior al

mínimo establecido, puede hacerlo, siempre y cuando no afecte la operación del

sistema, previa autorización por escrito del transportista.

Tabla V.4. Propiedades del gas natural.

Propiedad Unidades Especificación

Mínimo Máximo

Oxígeno % vol - 0.2

Inertes

Nitrógeno (N2)

Bióxido de carbono (CO2)

Total de inertes

% vol

% vol

% vol

-

-

-

5

3

5

Contenido de licuables a partir

del propano

O bien temperatura de rocío de

hidrocarburos de 1 a 8,000 kPa

l/m3

°K (°C)

-

271.15 (-2)

0.059

Humedad (H2O) mg/m3 112

Poder calorífico superior MJ/m3 35.42 41.53

Índice Wobbe MJ/m3 45.8 50.6

Ácido sulfhídrico (H2S) mg/m3 - 6.1

Azufre total (S) mg/m3 - 150




Las cargas de diseño, así como sus condiciones, se refieren al principio de que el

sistema de tuberías deberá diseñarse, construirse y operarse de tal manera que

los sistemas satisfagan durante su vida útil de diseño. Lo anterior significa que la

capacidad de transporte debe mantenerse bajo las condiciones de operación y

deberá mantenerse un margen de seguridad razonable en presencia de cargas

accidentales o condiciones operativas no programadas que puedan derivar en

daños en personas, pérdidas económicas y daños al medio ambiente.

Estaciones de compresión.

Las estaciones de compresión se localizarán en terrenos que estén bajo el control

del operador. La estación deberá localizarse en un área libre, con el objeto de

prevenir, en la eventualidad un incendio, que éste traspase los límites de la

propiedad o se extienda hacia otras propiedades colindantes. La estación de

compresión debe contar con espacio libre del área principal para permitir la

libertad de movimiento del equipo contraincendio.

La estación deberá construirse con materiales no combustibles y deberá contar

con al menos, dos salidas separadas y no obstaculizadas, ubicadas de tal manera

que proporcionen posibilidad de escape y paso sin obstrucción a un lugar seguro.

El cerrojo de las puertas de salida de emergencia debe accionar rápidamente

desde el interior sin necesidad de una llave y deberá contar con puertas

oscilatorias localizadas en una pared exterior, las cuales deben abrir hacia afuera

del recinto.

La cerca perimetral de la estación de compresión debe tener, al menos, dos

puertas localizadas de manera que faciliten la salida a un lugar seguro o contar

con otras vías de escape que permitan evacuar rápidamente el área. Las puertas

deberán localizarse en un radio de 30 m de cualquier edificio de la estación de

compresión y deben abrir hacia afuera libremente y desde el interior sin llave.




El equipo eléctrico con que se cuente deberá incluir la instalación de alumbrado,

cumpliendo con los requerimientos de la NOM-001-SEDE-2005.

Se deberá instalar un separador e líquidos para evitar su entrada al compresor

cuando los vapores contenidos en el gas se puedan licuar bajo condiciones

previstas de presión y temperatura. Dichos equipos deberán contar con las

siguientes características:

• Contar con medios de operación manual para la remoción de líquidos.

• Disponer de instalaciones automáticas de remoción de líquidos, dispositivos de

paro automático del compresor, o una alarma de alto nivel de líquido, cuando

exista la posibilidad de que el líquido pueda introducirse al compresor.

• Fabricarse en conformidad con la sección VII del código ASME de

calentadores y recipientes a presión, con excepción de aquellos separadores

de líquido construidos de tubo y accesorios sin costura interna, a los cuales se

les aplicará un factor de diseño máximo de 0.4

Con excepción de las estaciones de compresión de 746 kW (1,000 caballos de

fuerza) o menores que se instalen en campo y se operen de forma automática, las

estaciones deberán contar con un sistema de paro de emergencia que realice lo

siguiente:

• Bloquee el gas natural que entra o sale de la estación dependiendo e la

filosofía de operación;

• Descargue el gas natural por la tubería de desfogue a un cabezal de venteo o

a quemador;

• Proporcione los medios para el paro del equipo de compresión, es decir, que

no se bloqueen los circuitos eléctricos que abastecen el alumbrado de

emergencia necesario para apoyar al personal de la estación en la evacuación




del área de compresión ni tampoco los circuitos eléctricos necesarios para

proteger al equipo en caso de permanecer energizado.

• Opere por lo menos en dos localizaciones, cada una de las cuales se

encuentre fuera del edificio de compresión o cerca de las puertas de salida, en

caso de que la estación esté cercada o cercana a las salidas de emergencia si

la estación no se encuentra cercada.

• Las estaciones de compresión deberán contar con dispositivos de relevo de

presión u otros dispositivos de protección de capacidad y sensibilidad para

asegurar que la máxima presión de operación de la tubería y equipo de la

estación de compresión no se exceda en más de 10%.

• La estación deberá contar con instalaciones contraincendio, paro de

emergencia, etc.

• Los edificios de las estaciones de compresión deben estar perfectamente bien

ventilados para asegurar que el personal no esté en peligro por la acumulación

de gas natural en lugares cerrados.

El ducto deberá contar con válvulas de seccionamiento a lo largo de su trayectoria,

instalándose en lugares accesibles y manteniéndose protegidas de

manipulaciones o daños provocados por terceros. Dichas válvulas deberán contar

con el soporte necesario para evitar asentamientos del tubo al cual se encuentran

unidas y finalmente, los tramos de tubería que se encuentren entre válvulas deben

contar con una válvula con capacidad de desfogue que permita que la tubería sea

desfogada de acuerdo con las necesidades del sistema de transporte.

El diseño de la válvula deberá garantizar que el desfogue del gas natural pueda

liberarse a la atmósfera si peligro.




Metodología de análisis.

El criterio de diseño aplicado se refiere al límite de esfuerzos permisibles de

acuerdo con lo indicado en el Código DnV 1982, en donde los límites de esfuerzos

se expresan en términos de los esfuerzos mínimos especificados para tubería de

acero.

La metodología de análisis se encuentra basada en el programa Autopipe, el cual

es un programa automático para la ingeniería apoyada en computadora que

permite el análisis y diseño de sistemas de tuberías. La versión que se tiene

disponible es la 5.0. Este programa utiliza la teoría del elemento finito para

analizar sistemas complejos de tubería sujetos a cargas estática y dinámicas. El

programa Autopipe cumple con los códigos ASMES B31.1, B31.3, B31.4, Clase II,

Clase III y algunos códigos Europeos e internacionales.

Se realizará también un análisis por pandeo por levantamiento, el cual es un

fenómeno que se presenta cuando existen imperfecciones o irregularidades sobre

la trinchera en donde se depositará la tubería. Debido a que generalmente las

tuberías se encuentran sometidas a fuerzas axiales que se agravan con este tupo

de problemas. Este análisis considera el desalineamiento vertical de la tubería y

se realizará con el programa Pus-One Upbk, donde se determinarán si la tubería

es susceptible o no, de sufrir este fenómeno. Asimismo, se evaluará la altura

requerida de relleno para prevenir el pandeo.

Cruzamiento de líneas.

Para el diseño de cruces se seguirán los parámetros de diseño que a continuación

se detallan para el cruzamiento de las tuberías existentes:




• Se buscará en la medida de lo posible que el ángulo de cruce entre una tubería

instalada y la tubería nueva, sea entre 30° y 90°.

• El método preferente para cruzar una tubería existente consiste en bajar la

línea a ser cruzada cumpliendo una separación vertical no menor a un metro.

• Cualquier carga de la tubería a instalar sobre la línea viva deberá ser

minimizada.

• Para el diseño de cruces de la nueva línea sobre las existentes, éstas últimas

deberán enterrarse a la profundidad requerida en el diseño final, tomando en

consideración las coordenadas del cruce y marcando las instalaciones

existentes.

Seguridad y protección a la tubería.

La filosofía de seguridad se basará en identificar las posibles fuentes de peligro a

lo largo de la vida útil de la tubería, que se encuentra definida en 30 años. Las

consecuencias de los peligros potenciales serán evaluadas y se aplicarán medidas

que mitiguen el nivel de riesgo, en donde sea necesario. La tubería no estará

diseñada para recibir golpes de objetos específicos. Las medidas de mitigación

consideradas se dividen en dos y se refieren a la zona en la que se encuentra

clasificada la tubería: Zona 1 cuando se refiere a tubería enterrada y Zona 2 la

tubería se encuentra sobre el terreno por razones operativas, al menos una

porción de ella y por tratarse de una zona activa en lo que se refiere a los

desplazamientos térmicos, deberá implementase un sistema muy estricto para

minimizar el riesgo.




I.14. PROCEDIMIENTOS Y MEDIDAS DE SEGURIDAD. Debido a que la seguridad es el elemento primordial en la actividad de distribución

de gas natural, por tratarse de un proceso de servicio para satisfacer una

demanda de mercado. Este servicio se orienta a una amplia gama de

satisfactores de necesidades que van desde su utilización para confort y servicio

en casas habitación, requisitos energéticos para los comercios, fábricas y

aplicaciones como materia prima en procesos industriales. De forma particular, se

brinda especial atención a las medidas de seguridad o a las actividades inherentes

a la distribución de gas y la atención a las instalaciones lo que permite garantizar

un proceso seguro para el entorno y la misma infraestructura.

La empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. dispone de

Bases de Diseño para la construcción de 4.28 kilómetros de un gasoducto de 18”

diámetro nominal, el cual contará con 3 Estaciones de Regulación y Medición.

Cabe señalar que el Diseño está basado tanto en los Estándares Internacionales,

como en las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, Normas y

Estándares Internacionales, Normas de Referencia y Especificaciones de

Petróleos Mexicanos. Debido a lo anterior, puede mencionarse que las Etapas de

Diseño y Construcción están sustentadas en los Estudios de Mecánica de Suelos

y el Historial de las Condiciones climatológicas, otros factores la determinación de

las cargas de diseño, esfuerzos y la clase de localización en donde se pretende

llevar a cabo el Proyecto.

En lo que se refiere a las Ubicación de las Estaciones de Regulación y Medición

deben de respetarse las distancias mínimas de protección, señaladas en la Norma

Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, las cuales se incluyen en la Tabla V.5.

Sus Instalaciones eléctricas deben de estar apegadas a lo señalado en la Norma

NOM-001-SEDE-2005.




Tabla V.5. Distancias mínimas de protección.

Concepto Estación para uso industrial

hasta 2,059 kPa (21 kg/cm2)

Concentración de personas 5 m

Fuentes de ignición 5 m

Motores eléctricos 5 m

Subestaciones eléctricas 5 m

Torres de alta tension 5 m

Vías de ferrocarril 5 m

Caminos o calles con paso de vehículos 5 m

Almacenamiento de materiales peligrosos 15 m

A continuación se detallan los requisitos de seguridad con que se cumplirá para

los rubros de obra mecánica, reguladores y medidores.

Operación de la línea de 18” de diámetro X 4.28 km.

La línea tendrá la finalidad de operar el gas a razón de 147,895 m3/hr, contando

con la siguiente infraestructura principal:

• Diseño y construcción de dos trampas, una de envío y recibo de diablos de

limpieza a inspección.


y Regulacion (City Gate).


No. 2).

• Diseño y construcción de una Estación de Regulación (Estación No. 3).

• Un Hot Tap de 20” de diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto de

48” Cactus-San Fernando, ya existente.




Trampa de envío y trampa de recibo de diablos.

Se considerará el área necesaria para realizar la instalación de dos trampas, una

de envío y otra de recibo de diablos, en las ubicaciones correspondientes para el

gasoducto de 18” de diámetro X 4.28 km. Dichas trampas deberán montarse

sobre soportes de concreto para mayor facilidad.

Adicionalmente, deberán de contar con los aditamentos necesarios para su óptima

operación, tales como: drenajes para desfogarlas, indicador de paso de diablos

tipo bandera (se considera preferible de tipo no intrusivo, ultrasónico), indicador de

presión, e indicador de temperatura, así como también facilitar la maniobra de

introducción del diablo a la cubeta, y una tapa de apertura y cierre rápido para

incrementar el nivel de seguridad en la operación, cuando se realicen las corridas

de diablos de limpieza del gasoducto de 18” de diámetro.

Filtros coalescedores.

El filtro coalescente es un separador que divide una mezcla o una emulsión de dos

fluidos inmiscibles utilizando la tensión interfacial entre los dos fluidos y la

diferencia en la adherencia de los dos fluidos en un medio poroso particular. Los

líquidos se quedan en el elemento filtrante central y se van aglutinando hasta

formar gotas grandes. El material filtrante será de microfibra de vidrio, con una

eficiencia de filtración del 100% en partículas sólidas mayores o iguales a 3

micras y del 99.5% en partículas líquidas o aerosoles de 0.3 a 0.6 micras. La

caída de presión deberá mantenerse menor a 0.2 bares.




Medidor de tipo ultrasónico.

Dentro de la medición que se tendrá se contará con los siguientes instrumentos:

a) Medidor de flujo ultrasónico primario con transmisor.

b) Medidor de flujo ultrasónico patrón con transmisor.

c) Computador de flujo a instalarse en cuarto de control.

d) Válvulas manuales de bloqueo y alineación.

e) Transmisores de presión y temperatura.

f) Alineadores de flujo.

El computador de flujo deberá tener la capacidad de recibir las señales de flujos

actuales en frecuencia de pulsos y en 4 a 20 mA, las señales analógicas de

presión y temperatura de cada medidor para calcular la masa y la energía

suministrada. Deberá también de desplegar en pantalla el flujo actual, volumen

neto compensado y la cantidad de energía suministrada. El computador de flujo

deberá realizar los cálculos para totalizar el volumen neto compensado con los

factores de corrección de temperatura y presión a condiciones estándar (15.5°C y

0 Bar-G) del API MPMS Capítulo 11 AGA Report .

De forma adicional, el computador de flujo deberá enviar las variables medidas y

calculadas de cada lote a una impresora, la cual debe conectarse en forma

permanente al computador a través de un puerto serial. El proveedor deberá

configurar el arreglo del sistema de tal forma que un medidor ultrasónico sea el

medidor primario y el otro medidor patrón, midiendo en operación normal el

primario.

Adicionalmente, el arreglo debe tener previsiones que le permitan aislar cualquiera

de los dos medidores cuando por necesidades de mantenimiento, inspección o

verificación se requiera, permitiendo continuar con la tarea de medición, con el

medidor restante, el diseño debe incluir las válvulas de alineación necesarias para




desviar el flujo hacia un sistema de medición de prueba portátil (por otros),

considerando que la instalación y localización de dichas preparaciones facilite la

maniobra de interconexión.

Cromatógrafo.

• En el sistema de análisis debe ser funcionalmente y físicamente separado del

sistema de muestreo.

• Cada Cromatógrafo incluyendo el sistema de acondicionamiento de muestra

y el display local debe ser localizado en el cuarto de análisis y montados en

un gabinete tipo autosoportado, fabricado en lámina de acero inoxidable.

• El Cromatógrafo debe ser conectado al computador de flujo.

• El sistema de acondicionamiento de muestra debe vaporizar la columna de

líquido, de ser necesario, el Cromatógrafo analizará automáticamente las

columnas sencillas o múltiples y se deberá ajustar automáticamente.

• El tipo de conexiones y rangos de presión los deberá especificar el proveedor

acorde a las condiciones de proceso.

• La repetibilidad deberá ser ± 1/2 % del SPAN.

• El voltaje para la operación de las válvulas solenoides (si es requerida)

deberá ser 24 VCD.

• El tiempo de análisis deberá ser menor o igual a 4 min.

Sistema de regulación de presión. El sistema de regulación de presión deberá incluir en la estación 1 válvulas tipo

Slam Shut para aislar la tubería automáticamente en caso de que la presión de

salga de parámetros preestablecidos, evitando además la expulsión de gas a la

atmósfera. El rearmado de las válvulas Slam Shut deberá ser manual. Después

de la válvula de Slam Shut deberá estar la válvula reguladora de Presión.




El regulador tendrá dos ramas en paralelo, con ajustes diferentes de tal manera

que si deja de operar el tren de válvulas de baja presión, el tren paralelo inicie la

operación mantenimiento, la operación del sistema, aunque falle alguna válvula de

la primera rama. Solamente si la presión no se puede ajustar a los parámetros

(por fuga o bloqueo de la línea) se deberán cerrar los Slam Shuts de ambas

ramas. Los Slam Shut deberán tener interruptores de posición cerrado para

alertare al sistema de control de que se han accionado.

Cálculo del espesor de la tubería. Para los cálculos del espesor de la línea de 18” de diámetro x 4.28 km se deberá

considerar los estudios topográficos de trazo y perfil, determinando estos

espesores, de acuerdo a los lineamientos y criterios de diseño que establece la

especificación de PEMEX CID – NOR-N-SI-001 “Requisitos mínimos de seguridad

para el diseño, construcción, operación mantenimiento e inspección de ductos de

transporte” última edición, y la norma NRF-001 PEMEX/2000 “Tubería de acero

para la recolección y transporte de hidrocarburos”, complementándose lo que

señala el código ANSI/ASME B31.8.

Arreglo de tuberías. La tubería e interconexiones estarán diseñadas de tal forma que presenten un

arreglo adecuado y económico, con las trayectorias más cortas posibles, con un

mínimo de accesorios, tomando en consideración los requerimientos determinados

durante el estudio de flexibilidad.

Especificación de la tubería. Para el desarrollo del proyecto se tomarán como base los lineamientos marcados por los códigos: • ASME B36.10 • ASME B16.20 • ASME B31.3 • MSS SP 75




• API 5L • NORMA NRF-001

Tuberías. La Tubería de 18”Ø x 4.28 km será especificada de acero al carbón API 5L GR. X

52 y sus interconexiones y accesorios serán de acero al carbón ASTM A – 106

GR. B Y ASTM A -234 GR. WPB. Se deberá obtener el perfil de dureza HV-5, o

HV-10 Esta Prueba se debe efectuar en metal base, soldadura y zona afectada

por el calor (ZAC) y el valor máximo permitido, en cada punto, debe ser 250 HV.

Los registros de lectura de dureza de la ZAC cercanos a la soldadura se deben

localizar tan cerca como sea posible de la línea de fusión. En el metal base, no se

debe tener una variación mayor de 35 unidades HV (Dureza Vickers) entre los

puntos de prueba, de acuerdo al inciso 8.2.2.8 de la NRF-001-PEMEX-2007.

Accesorios y bridas. Los accesorios de acero están conforme a los estándares ASME/ANSI B.16.9 de

extremos biselados para soldar a tope de 2” Ø hasta 18” Ø compatibles al servicio

de la línea alterna. Los cambios de dirección de la línea serán con curvas

dobladas en frío, realizadas en taller, con radios mínimos equivalentes a 30 Ø, con

una deflexión de 1.9° como mínimo.

Válvulas. Todas las válvulas requeridas por el proyecto deberán cumplir con la

especificación API6D y estarán de acuerdo con el estándar nace MR-01-75 Última

edición para gas. Las válvulas serán de compuerta, globo y bola, bridadas y S.W.

con rango de 600 lb R.F. y 300 lb S.W. de operación manual e hidroneumática o

hidráulico.




Empaques. Los empaques serán de tipo R.F. adecuados para los rangos de presión y

dimensiones de las bridas donde se instalarán según la especificación y el código

ASME / ANSI B16.20 última revisión.

Codificación de tuberías. Para poder facilitar el diseño, la construcción y la cuantificación de los materiales,

es necesario dividir a las tuberías por sistemas. Todas las soldaduras requeridas

para unir los tubos y accesorios que conforman la línea alterna, se realizarán

conforme a lo indicado en el código ASME sección IX y a la sección 6 del Estándar

API 1104.

Las soldaduras solo podrán ser realizadas por soldadores calificados evaluados y

certificados de acuerdo a lo indicado en el código y estándares antes

mencionados. Las soldaduras realizadas durante la construcción de la línea y sus

interconexiones serán radiografiadas al 100%, por los métodos o ensayos no

destructivos.

Dureza. Las soldaduras circunferenciales realizadas deberán tener una dureza máxima de

22 Hr. (Rockwell C.).

Ingeniería de flexibilidad. A partir del trazo de la trayectoria definitiva de la tubería, los resultados de los

estudios de mecánica de suelos, y bases de usuario se analizará el

comportamiento estructural de la tubería con base en un modelo matemático

tridimensional suficientemente aproximado y representativo de las condiciones

reales a que estará sometida la línea (considerando cargas fuertes externas,

temblores, vibración, expansión y contracción térmica, etc.). De acuerdo a lo

indicado en el código ASME B31.8.




Se deberá verificar que la tubería tenga lo suficientemente flexibilidad y evitar que

la expansión o contracción cause esfuerzos excesivos en el material de la tubería,

momentos flexionantes excesivos en las uniones o fuerzas o momentos excesivos

en los puntos del soporte.

La expansión térmica de las líneas enterradas puede causar movimientos en los

puntos en donde termina la línea, en los cambios de dirección o cambios en el

diámetro. Dichos movimientos podrán ser amortiguados por medio de anclas,

omega, o marcos de expansión los cuales proporcionarán la flexibilidad adecuada.

El espesor definitivo de la tubería deberá justificarse con los resultados de este

análisis.

Ingeniería civil: línea regular. La instalación de la línea alterna de 18” Ø se hará por el método tradicional que

consiste en la excavación de una zanja con una profundidad de un 1.20 M como

mínimo al paño superior del tubo. Las características de la zanja estarán de

acuerdo a lo recomendado por la norma 03.0.02 sobre derechos de vía de las

tuberías de transporte de fluidos. Los cambios de dirección (curvas) requeridos

durante el tendido de la línea regular se elaborarán en taller con tuberías dobladas

en frío, con radio mínimo de 27 Ø.

Todas las válvulas deberán contar con escaleras y plataformas de accesos para

su operación y mantenimiento. Todas las áreas de trampas así como en los

puntos de interconexión deberán de disponer de los niveles y pendientes

requeridos para evitar acumulación de agua e inundación en dichas zonas.

A continuación se describen algunas de las consideraciones a desarrollar para

determinar las características físicas de una estructura, de tal manera que nos

permita garantizar la absorción de las cargas a las que va estar sujeta en las




diferentes etapas de su vida útil, sin sufrir daño alguno; es decir, la función

adecuada de una estructura en condiciones de servicio.

Ingeniería civil: zona sísmica. La zona sísmica en la que realizarán los trabajos se encuentra clasificada como

tipo “B” de acuerdo al manual de diseño de obras civiles de la C.F.E.

Para el diseño de estructuras por solicitaciones de sismo y evento se aplicará el

manual de diseño de obras civiles de la C.F.E en sus capítulos de diseño por

sismo y diseño por viento, última edición de norma técnicas complementarias del

distrito federal y normas de PEMEX.

Ingeniería civil: nivel piso terminado. Los estudios de control planimétrico y altimétrico a ejecutarse en las instalaciones,

así como las elevaciones de las mismas, existentes, definirán la elevación de piso

terminado en las nuevas áreas.

Acero de refuerzo. A menos que se indique otra cosa en los planos, todo el acero de refuerzo

principal será de alta resistencia con límite elástico de FY=4200 kg/cm2 y deberán

de ser corrugadas de acuerdo con la norma ASTM-615-840 del #3 en adelante.

Se deberá considerar para todos los anclajes y traslapes 40 veces el diámetro

mayor de la varilla que se esté doblando. No traslapar más del 50% del refuerzo

principal longitudinal en una misma dirección. Las anclas serán de acero ASTM A-

307 con arandelas galvanizadas y tuerca hexagonal A-325 o similar.




Relleno. El relleno que se aplique en el perímetro de las cimentaciones deberá ser material

sano libre de materia vegetal o de residuos orgánicos en capas de 20 cm de

espesor hasta alcanzar los niveles indicados.

Agregados. El cemento que se use deberá ser cemento Pórtland tipo I. De acuerdo a la norma

de PEMEX 4.137.01 “Cementos hidráulicos”. El agregado grueso será grava

proveniente de roca sana y no tendrá forma de laja. El tamaño del agregado

grueso no podrá exceder de 1/3 del peralte de la losa pero en ningún caso será

mayor de ¾ partes del espaciamiento mínimo libre entre varillas o paquete de

varillas. Conforme a la Norma de PEMEX 4.137.02 “Agregados para concreto”.

La arena deberá pasar por la malla de 1/8 y no deberá contener arcilla o material

orgánico. El agua usada en la elaboración del concreto deberá estar limpia de

partículas extrañas, que puedan ser dañinas para el concreto y el acero de

refuerzo, tampoco contendrá elementos nocivos, tales como cloruros y sulfatos.

Concretos.

El tipo de concreto a usar en las estructuras deberá apegarse a lo especificado en

las siguientes especificaciones o en lo que se indique en el plano de construcción

respectivo.

• Concreto F´ C = 250 kg/cm2: En cimentaciones de equipo, soportes de

concreto para estructura metálica y mochetas.

• Concreto F´ C = 200 kg/cm2: En pavimento, guarniciones y registros. Así

como en los registros eléctricos subterráneos (8.4.4.3 de NRF-048-

PEMEX-2007.




• Concreto F´ C = 150 kg/cm2: Banquetas y bancos de ductos eléctricos. Estos

últimos deberán ser cubiertos por una capa de asfalto y polietileno en todas

las caras para protección contra el agua, y colarse íntegramente con

colorante rojo, como mínimo en una proporción de 7.5 kg de colorante por

cada metro cúbico de concreto. (8.4.4.2 NRF-048-PEMEX-2007).

• Concreto F´ C = 100 kg/cm2: En plantillas. Nota: GROUT (concreto

estabilizador de volumen). Se utiliza para producir una expansión controlada

que compensa la contracción de la mezcla durante el fraguado y después la

de este se recomienda su empleo en bases de apoyo de maquinaria, rellenos

y resanes.

Cimentación de equipo. Se elaborará el diseño de la cimentación de los equipos considerando una

capacidad de carga del terreno, de acuerdo al estudio de mecánica de suelos y

zona sísmica.

Plataformas de operación. En caso de requerirse para la operación de válvulas y equipos, las plataformas de

operación serán de acero estructural.

Soportería. Los soportes se diseñarán de acuerdo con las necesidades del proyecto, serán de

concreto armado del tipo y tamaño requeridos por las líneas en las cuales se

instalarán. La soportería contara con una abrazadera tipo “U” invertida y entre

esta y la línea alterna, se aplicará un aislante de neopreno de ¼” de espesor,

además la línea contará con un adhesivo monolítico “RAM-100” o similar que

servirá de apoyo con la soportería de concreto armado y no dañar la tubería.




Mecánica de suelos. El diseño de cimentación de anclaje, así como el modelo de interacción suelo-

tubería, tendrá como base los estudios de mecánica de suelos obtenidos de los

sondeos que se realizarán en los lugares representativos del trayecto de la línea,

con el propósito de determinar la estratigrafía general y las restricciones del suelo

sobre la tubería.

La empresa contará con un manual de procedimientos en operación,

mantenimiento y atención a emergencias, para la etapa de operación del

gasoducto y sus instalaciones superficiales. Este Manual contiene las prácticas

comunes de actividades de la distribución de gas natural y permiten la toma de

medidas preventivas y la reducción de riesgos en el manejo del gas natural. En el

Anexo 4 se incluye una copia del documento, el cual fue elaborado por la empresa

Gulf Energy de México, S. de R.L. de C.V., ya que ésta será la encargada de la

operación del gasoducto, una vez que la constructora ANTAR finalice las

actividades del programa de trabajo.

El manual se divide en cinco capítulos que comprenden todos los puntos básicos

para el buen desempeño del sistema de transporte de gas natural, los cuales se

denominan de la siguiente manera:

1. Políticas de Actividades.

2. Procedimientos de Operación.

3. Procedimientos de Mantenimiento y,

4. Políticas y Procedimientos de Seguridad.

5. Plan de Emergencia




• Capítulo 1. Políticas de Actividades. Se establece en ellas las Responsabilidades, el Marco Regulatorio y los Registros

que deben de seguirse para cada una de las actividades. Planifica los Programas

de Actividades y de Capacitación para el total del personal involucrado en la

inspección y manejo de las instalaciones. Establece los Reportes de Fuga, las

políticas de Actualización de los procedimientos y el seguimiento de las

Actividades.

• Capítulo 2. Procedimientos de Operación. Incluyen los procedimientos para la operación total del Sistema y por su relevancia

se señalan sus secciones:

a) Generalidades.

b) Registros de Operación.

c) Control de Punto de Rocío.

d) Operación Normal.

e) Desviaciones en la Operación

Normal.

f) Filtrado.

g) Medición.

h) Regulación.

i) Válvulas de Relevo.

j) Válvulas de Bloqueo.

k) Válvulas de Cierre Automático.

l) Dispositivos especiales.

m) Registros subterráneos.

n) Patrullaje del Derecho de Vía

(DDV).

o) Prevención de daños.

p) Fugas (Inspección, Detección,

Clasificación, Historial).

q) Control de la Corrosión

(operación).

r) Localización de clase.

s) Presiones Máximas de Operación

(MPOP).

t) Incrementos de la Presión de

operación, por arriba de la MPOP.

u) Abandono y Reactivación.

v) Investigación de fallas.




• Capítulo 3. Procedimientos de Mantenimiento.

a) Generalidades.

b) Registros de Mantenimiento.

c) Reparación de Fugas.

d) Equipos Instalados (Medidores, Reguladores, Válvulas de relevo, Válvulas de

Bloqueo.

e) Válvulas de Cierre Automático, Dispositivos especiales).

f) Control de Corrosión (mantenimiento).

g) Reparaciones.

h) Purgado.

• Capítulo 4. Políticas y Procedimientos de Seguridad.

a) Objetivo de la Seguridad.

b) Políticas de Seguridad.

c) Plan Integral de seguridad y Protección Civil.

d) Inspección y visitas a las Instalaciones.

e) Educación y entrenamiento.

f) Respuesta a Emergencias.

g) Investigación de Accidentes.

h) Prevención de Accidentes.

i) Equipo de Protección Personal.

j) Manejo de químicos potencialmente peligrosos.

k) Entrada a espacio confinado (requisitos para entrar a zanjas, excavaciones,

trincheras y registros).




l) Servicio de reparación de tuberías (área de trabajo, uso de válvulas de

bloqueo o bridas ciegas).

m) Extinguidores portátiles.

• Capítulo 5. Plan de Emergencia. a) Generalidades.

b) Notificaciones de emergencia.

c) Acciones de emergencia.

d) Requerimientos de reportes de autoridades.

e) Educación y entrenamiento.

f) Información a autoridades, clientes y comunidad.

Cabe señalar que cada uno de los capítulos dispone de los procedimientos a

detalle para realizar las actividades de operación o mantenimiento del Sistema.

Válvula de corte general. De la interconexión del cabezal de entrada se instalará una válvula de corte

automático de tipo Bola punto flotante paso completo con doble regulación,

actuador neumático y solenoide con restablecimiento manual, mediante la cual se

cortará totalmente el servicio de gas natural a la Estación de Medición y

Regulación y Gas Natural (EMR) bajo condiciones de riesgo ocasionadas por un

cambio brusco de presión o fuga en el interior de la EMR a través del computador

de flujo.




Sistema de tierras y pararrayos.

Todo el sistema electrónico y eléctrico de la estación de medición y regulación

contará con sistema de protección a tierra física, así como también la obra civil

contará con un sistema protector de pararrayos.

Sistema de seguridad sobrepresión.

La estación de medición y regulación contará con un sistema de seguridad

sobrepresión la cual actuará a un porcentaje sobre la presión regulada de trabajo.

La válvula de protección por sobrepresión se encontrará instalada después de los

trenes de medición, por tal motivo si llegase a funcionar el gas natural que se

dispare será medido.




I.15. HOJAS DE SEGURIDAD.

El único material involucrado en el sistema de transporte es el gas natural o gas

metano por contener esta sustancia en mayor porcentaje de su composición, en el

Anexo 5 se presenta la hoja de seguridad (HDS). En la Tabla V.6. se presentan

las principales propiedades físicas y químicas.

La reactividad del gas natural con el agua no existe aunque a bajas temperaturas

produce hidratos. El contacto con la piel en forma líquida causa quemaduras por

evaporación violenta, mientras que el contacto con los ojos produce

enrojecimiento e irritación en los mismos, principalmente por el agente odorizante

que se aplica al gas natural. La inhalación causa asfixia simple por

desplazamiento del oxígeno, efectos como náuseas o mareos son generador por

el odorizante. El gas natural no se considera tóxico y no tiene clasificación de

afectación crónica, teratogénica, carcinogénica o mutagénica.

Deberá evitarse el contacto del gas natural con oxidantes fuertes como el flúor,

cloro, pentafluoruro de plomo, trifluoruro de cloro, heptafluoruro de yodo, dióxido

de flúor, oxígeno líquido y tetrafluoruro de dioxigenilo, por su alta reactividad.

En el caso del gas natural, éste es calificado positivamente en dos de las

características derivadas de un estudio CRETIB (corrosivo, reactivo, explosivo,

tóxico, inflamable y biológico-infeccioso), siendo explosivo e inflamable.




Tabla V.6. Propiedades físicas y químicas del gas metano.

Especificaciones Valores

Nombre comercial

Gas natural

Peso molecular 16.042

Familia química Hidrocarburo parafínico

Punto de fusión (760 mm Hg) - 182.50 C

Punto de ebullición (760 mm Hg) - 161.50 C

Estado físico, color y olor Gas incoloro, inodoro e insípido

Temperatura crítica - 82.50 C

Presión crítica 45.8 atm.

Volumen crítico 0.098 m3/kg/mol

Densidad crítica 0.162

Densidad del vapor (760 mm Hg)

Densidad específica (aire= 1)

kg/litro (650 C)

Litros vapor / Litros líquido

0.554

0.68

442

Temperatura de autoignición Entre 5370 C y 6510 C según la mezcla

Solubilidad en agua 0.4 – 20 microgramos/100cm3

Punto de inflamación 5370 C

Límite inferior de explosividad 5.0 % gas en el aire

Límite superior de explosividad 15.0 % gas en el aire

M3 de aire para quemar 1 M3 de gas 9.53

Calor de fusión 14 Kcal/kg

Calor de vaporización 122 Kcal/kg

Calor específico 1.308 Kcal/kg

El metano que es el principal componente del gas natural, se encuentra en el

Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas, publicado en 1992. La

cantidad de reporte que se establece para esta sustancia es de 500 kg.




Para determinar la cantidad de metano presente en el gasoducto de 18” de

diámetro con una longitud de 4.28 kilómetros, se procedió a determinar la cantidad

almacenada en tuberías, mediante la evaluación de las longitudes y las secciones

transversales de los segmentos que componen el gasoducto. También se realizó

la evaluación del flujo másico de gas natural. En el Anexo 5 se incluye la memoria

de cálculo, a partir de la cual se evaluaron los datos que aquí se reportan.

Para la realización de los cálculos se tomó en consideración una composición

típica del gas natural que se reporta por PEMEX que es el proveedor del

combustible. Utilizando esta composición y mediante la evaluación de diferentes

ecuaciones de estado, se determinó la masa de gas natural que se reporta en la

Tabla V.7.




Tabla V.7. Masa de gas natural presente en las tuberías de distribución.

TrayectoriaLongitud

(m)Diámetro

(in)Diámetro

interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3) Gas ideal

Ecuación general Peng Robinson

Redlich Kwong

Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.05 187.11 215.19 216.43 212.09Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.79 5,606.44 5,850.66 5,887.63 5,842.23Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.86 3,384.01 3,531.42 3,553.73 3,526.33TOTAL 9,177.56 9,597.27 9,657.78 9,580.64 En la Tabla V.8. se incluye el flujo másico determinado para cada segmento del gasoducto, de acuerdo a las condiciones

de presión que se reportan.

Tabla V.8. Flujo másico en los segmentos del gasoducto de 18”.

TrayectoriaLongitud

(m)Diámetro

(in)Diámetro

interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3)

Flujo másico (kg/s)

Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.04 2,752.37Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.16 68.27Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.48 87.88

De acuerdo a los resultados obtenidos, se determina que el gasoducto de 18” de diámetro realiza una actividad altamente

riesgosa, al exceder la cantidad de reporte (500 kg) para el metano contenida en el Segundo Listado de Actividades

Altamente Riesgosas.




I.16. CONDICIONES DE OPERACIÓN.

I.16.1. Operación.

El sistema de distribución de gas natural de Pemex Gas y Petroquímica Básica

está compuesto por una red de tuberías construidas en materiales de acero, de

diferentes diámetros, de las cuales se derivan múltiples ramales para abastecer a

las industrias de la transformación, maquiladoras o distribuidores.

En el caso que nos ocupa, la derivación del gasoducto de 48” Cactus-San

Fernando, será de 18” recibiéndose a través de una Estación de Medición y

Regulación de Gas Natural (ERM) City Gate, denominada No. 1.

Para la distribución de alta presión, se construirá e instalará la nueva estación de

medición y regulación City Gate No. 1 cumpliendo con los estándares ANSI.

El proyecto no contempla almacenamiento ni ningún proceso adicional al

transporte y distribución del gas natural.

La operación del gasoducto es continua y permanente, ajustándose los flujos a los

requerimientos del energético en el área de distribución al Parque Industrial y a la

empresa TENARIS TAMSA.

La red de distribución de gas, prácticamente no requiere de servicios para su

operación, no hay empleo de materiales contaminantes ni generación de residuos.

No se contemplan emisiones a la atmósfera, no hay consumo de agua y por tanto

no hay generación de aguas residuales. Dado que se trata de un servicio de

transporte, se prevé la generación esporádica de residuos durante las labores de

mantenimiento del ducto y sus accesorios.




Las estaciones cuentan con dobles trenes de regulación y válvulas de alivio para

evitar sobrepresiones en el sistema.

Cabezal de entrada.

El gasoducto de 18” DN que contempla este proyecto, se interconectará al ducto

de PGPB ( PEMEX Gas y Petroquímica Básica ), en el kilómetro 385+896.00 del

gasoducto de 48” Cactus-San Fernando para el abastecimiento del Parque

Industrial mediante la empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.

de C. V., a través de la utilización de un Hot-Tap de 20” de diámetro, para

reducirse a 18”, en donde se instalará una Estación de Regulación y Medición

denominada City Gate No. 1.

El gas pasará por un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición

y un sistema de regulación que bajará la presión a 22 kg/cm2.

El sistema sigue paralelo a la ruta Vía Xalapa teniendo una derivación hacia el

Parque Industrial Santa Fe, que se conectará a futuro y; una salida hacia la

empresa TENARIS TAMSA, en donde se tiene proyectada la instalación de la

Estación No. 2, mediante un cruce direccional de 18”.

El gasoducto finalizará a los 4.28 km desde su origen en donde se ubicará la

Estación No. 3, por el momento se dejará preparado el Sistema para abastecer a

otras plantas de la zona a través de la válvula reductora y un arreglo (manifold)

con 5 disparos contando con terminación en válvulas bridadas de 6”.

Para facilitar la compresión de las condiciones de operación del ducto, se elaboró

la Figura V.1. en la que se muestra el diagrama por bloques general.




Punto de interconexión con gasoducto 48”

Cactus-San Fernando(Válvula Hot Tap 20”,

reduciendo a 18”)

Estación 1Tubería de 18”, recibe la presión @ 70 kg/cm2,

regulando a 22 kg/cm2,

Estación 2 (TAMSA)Tubería de 18”, recibe la presión @ 22 kg/cm2,

Estación 3 (Otras Plantas del Parque Industrial)

Tubería de 18”, recibe la presión @ 22 kg/cm2,

Figura V.1. Diagrama general del gasoducto de 18”.

De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, las coordenadas de

localización de las tres estaciones son las siguientes:

Tabla V.9. Coordenadas de localización de las estaciones (ERM).

Estación Coordenadas UTM

X Y

Estación 1 (City Gate) 787784.5357 2122628.8464

Estación 2 (TENARIS TAMSA) 789435.2938 2122899.2421

Estación 3 (Parque Industrial) 791045.7348 2122265.6467

De acuerdo a estas coordenadas y el plano de localización general que se incluye

en el Anexo 3, las distancias de cada sección del gasoducto de 18” corresponden

a las indicadas en la Figura V.2. que se incluye a continuación.




Interconexión

Estación 1

Estación 2

Estación 3

28 m18” @ 70 kg/cm2 2,669 m

18” @ 22 kg/cm2

1,611 m18” @ 22 kg/cm2

Interconexión con tubería existente de

la estación reguladora

actualmente en uso

18”

18”Arreglo manifold con

5 disparos (válvulas bridadas de 6” de diámetro)

Figura V.2. Condiciones de operación de las diferentes secciones del ducto de 18”.




En la Estación No. 1 estará la interconexión con el gasoducto de 48” a través de

un “Hot Tap” de 20” de diámetro, que luego se reduce a 18”. La recepción del gas

será a una presión de 70 kg/cm2, pasando posteriormente por un sistema de

filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de regulación que

bajará la presión a 22 kg/cm2 como mínimo para ser inyectado en el gasoducto

cercano a la Trampa de Envío de Diablos (TED).

La Estación No. 2, la cual será localizada al interior de la Planta de TENARIS

TAMSA, se interconectará al gasoducto a 2.37 km aproximadamente, de la

Estación No. 1. En dicha estación se localizará una válvula reductora,

posteriormente la tubería en 18” de diámetro seguirá enterada dentro de las

instalaciones en una longitud de 280 metros para salir y recorrer sobre el rack de

tuberías existente una longitud aproximada de 340 metros para conectarse con la

tubería de gas existente proveniente de la estación reguladora actualmente en

uso.

En la Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, se dejará preparado

el sistema para abastecer a otras plantas de la zona a través de una válvula

reductora y un arreglo (manifold) con 5 disparos, contando con terminación en

válvulas bridadas de 6” de diámetro.

En la Figura V.3. se incluye el “ Diagrama de Flujo”. En el Anexo 4 se incluye el

mismo plano en un tamaño más amplio para facilitar su consulta, así como los

diagramas de tubería e instrumentación de las dos estaciones de regulación y

medición de flujo.




Figura V.3. Diagrama de flujo. Tomado del “Plan maestro de ordenamiento de las redes de gas natural nuevo gasoducto

de 18”. Diagrama de Flujo.



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-125

I.16.2. Pruebas de verificación. Cada empresa dedicada a la Distribución de Gas Natural debe contar con el

permiso de la Comisión Reguladora de Energía; con el cual se adquiere el

compromiso y la obligatoriedad de cumplir con la Normatividad Vigente.

En dicho título se obliga al distribuidor a la inspección y verificación de sus

actividades de operación y mantenimiento a través de una Unidad de Verificación

acreditada ante la ema (Entidad Mexicana de Acreditación) y de la misma forma

todas las adiciones, cambios o reposiciones de la red deberán de contar con un

dictamen de una Unidad de Verificación acreditada, de manera previa a la puesta

en operación de la instalación.

Las revisiones realizadas por las Unidades de Verificación, contemplan el diseño,

los materiales y equipos, la construcción y pruebas, la operación, el mantenimiento

y la seguridad de la red.

La revisión sobre el diseño abarca la memoria de cálculo del proyecto, la

determinación de espesores y diámetros de tubería en función de los niveles de

presión de la estación y las caídas de presión a demanda máxima.

La verificación de materiales y equipos utilizados comprueba que éstos sean

aprobados por las normas y se ratifica que sus especificaciones concuerden con

las condiciones a que estarán sometidos en la operación del sistema.

Durante la construcción la verificación abarca la vigilancia de los requisitos

estipulados en el diseño, el cumplimiento de profundidades, cruces especiales,

radiografiado etc., y la realización de todas las pruebas que las propias normas

aplicables estipulan en esta fase.




Las pruebas y requisitos requeridos para garantizar la integridad y seguridad de

los equipos se describen a continuación. Durante las etapas de diseño y

construcción se realizarán pruebas hidrostáticas a la tubería y las radiográficas y

pruebas no destructivas a las soldaduras de los carretes, accesorios e

instrumentos.

Inspección radiográfica de uniones soldadas en tubería de acero al carbón y medición de espesores:

1. El personal que tenga a su cargo la inspección radiográfica, deberá estar lo

suficientemente capacitado para realizar en óptimas condiciones el trabajo

encomendado.

2. La aptitud y conocimientos generales deberán ajustarse a los lineamientos

generales que recomienda ASNT-TC, 1ª; de la Sociedad Americana de

Pruebas No Destructivas.

3. El personal debe cumplir con las indicaciones que señale la comisión nuclear

y salvaguardias.

4. La compañía de inspección radiográfica debe proporcionar a cada una de

sus unidades el equipo necesario y el material suficiente para la ejecución de

los trabajos.

5. Las máquinas de rayos “x” serán de hasta 200 kV, y las fuentes radioactivas

de iridio 192 serán de una actividad nominal de 100 curies por lo menos y no

estará permitido su uso cuando la actividad sea inferior a 50 curies.

6. Antes de proceder a la inspección radiográfica se verificará visualmente que

la soldadura este bien terminada, en caso contrario no se inspeccionará

dicha unión.

7. La inspección radiográfica puede iniciarse una vez que la soldadura este a la

temperatura ambiente y se hayan colocado letreros preventivos indicando




peligro y limitando el acceso al área de trabajo solo al personal calificado.

Dichos letreros deberán colocarse en un radio mínimo de 15 m.

8. La fuente de radiación apropiada, por ser espesores menores de 25.4 mm.

(1”), se debe considerar el uso de rayos “x” como mandatorio para líneas de

conducción.

9. Los rayos “x” radiales autopropulsados (máxima calidad), tipo crawler

nmx250x con procesador electrónico para mando programable con operación

automática o manual, ajuste de tracción radial autoposicionable, serán

utilizados para espesores de 1.6 mm. (1/16”) a 25.4 mm. (1”), y en tuberías

cuyos diámetros permitan su colocación en el interior.

10. Los rayos “x” focales direccionales (media calidad) son mandatorios para

espesores de 1.6 mm. (1/16”) a 25.4 mm (1”). El equipo debe ser de un

potencial de 200 kV por lo menos.

11. Los rayos gamma de iridio 192 (mínima calidad) se usarán únicamente

donde el acceso haga impráctico el uso de rayos “x”.

12. Se usarán películas de 70 mm. (2 3/4”) de ancho.

13. Se deben usar películas tipo ASTM I ó II. No se permite el uso de películas

tipo III ó IV, y tampoco las de tipo médico.

14. Se podrán usar pantallas intensificadoras de plomo.

15. Toda la placa radiográfica debe contener la información que permita

relacionarla perfectamente con la soldadura donde fue tomada.

16. La información contenida en la identificación debe contener:

• Nombre del cliente.

• Nombre de la obra.

• Número o clave de la línea donde se tome la radiografía.

• Número de la junta o vena.

• Tercio del tubo o número de la placa.




• Nombre de la compañía de inspección.

• Fecha en que fue tomada

• Kilometraje si se trata de una línea de conducción

• Marca de escala para localización de los defectos.

17. Al empezar la construcción de la línea se anotará el número de uniones en

forma progresiva, debiéndose suspender en caso de obras especiales,

anotando nomenclatura especial que proporcionará la supervisión de PEMEX

gas, esto con el propósito de cualquier aclaración.

18. Las radiografías deben presentarse libres de defectos de procesado,

incluyendo:

• Sub-revelado.

• Sobre-revelado.

• Marcas por escurrimiento.

• Marcas por estática.

• Marcas por pantallas deterioradas.

• Rayones.

• Marcas de presión.

• Velo por la luz.

• Alta o baja densidad.

19. Una vez procesada completamente la película, debe quedar libre de residuos

químicos a fin de que dure, en condiciones aceptables, por lo menos 5 años

después de terminada la obra.

20. Es responsabilidad de la compañía radiográfica la interpretación de las

radiografías y la elaboración de los reportes.

21. La formulación de los reportes deben ser en formas impresas, cuyo diseño y

claves cumplan con los requisitos de PEMEX Gas y Petroquímica Básica




(PGPB), dichos reportes deberán de ser entregados a la supervisión al inicio

de la jornada siguiente a la toma de la placa radiográfica, junto con los

formatos de control que PEMEX establezca.

22. La interpretación debe ser en negatoscopio de intensidad variable y en un

local semioscuro.

23. Las compañías de inspección radiográfica deben cumplir con los requisitos

que señale la licencia para uso y posesión de material radioactivo emitida por

la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, debiendo de

anexar la copia de licencia de autorización para manejo de fuentes.

24. Las compañías de inspección radiográfica deberán contar con dosímetros y

monitores detectores de radiación que permitan resolver cualquier situación

de emergencia, los cuales deberán estar calibrados y deberán anexar el

certificado vigente de calibración.

25. El trabajo se debe realizar con las precauciones necesarias para que el

personal de supervisión y de otras compañías no reciban daño alguno por

radiación y para este efecto se colocarán las señales reglamentarias en

lugares visibles de tal forma que delimiten el área de trabajo considerando

una circunferencia de 15 m de radio como mínimo, a partir del punto de

aplicación de la radiación.

26. Si el equipo radioactivo, las técnicas de trabajo o las precauciones del

personal del contratista de radiografías son deficientes, de tal forma que

resulten afectadas terceras personas, PEMEX solicitará la asesoría e

intervención de la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias.

27. Con respecto a las medidas generales de seguridad, el trabajo deberá

ejecutarse observando las disposiciones de seguridad industrial de PEMEX.




Prueba de hermeticidad.

Durante las pruebas de hermeticidad deberán de tomarse en cuenta las siguientes

consideraciones:

1. Manejo del tramo de tubería y accesorios que se van a utilizar para la

prueba.

2. Suministro e instalación de cabezal de lanzamiento de pruebas de

hermeticidad, los cabezales deben estar previamente probados

herméticamente, presentándose previamente el certificado de calidad

avalado por la empresa certificadora, y solo entonces se autorizará la

colocación del cabezal, a fin de que se verifiquen los datos por parte de la

supervisión.

3. Colocación y soldadura de coples para la instalación de válvulas (para

instalar el llenado y la instrumentación).

4. Prueba hidrostática y limpieza interior en tuberías.

• Bombas de llenado y para instalar manómetros y/o manógrafo.

• Bomba para elevación de presión

• Instalación de tapones y corte posterior.

• Introducción de "diablos" de llenado o limpieza en la tubería y “diablos”

de vaciado (opcional).

Medidor de flujo (opcional).

• Filtro de agua

• Soldadura de los cabezales de prueba a la tubería, usando el electrodo

especificado

• Después de la prueba o corrida de diablos, corte del tapón y biselado

para ser usado posteriormente.




• Carga, transporte y descarga de los cabezales a otro lugar para su nueva

instalación.

5. Llenado y levantamiento de presión en tuberías (incluye suministro y acarreo

de agua limpia).

• Conectar la tubería de descarga de la bomba al cople instalado en el

tapón para llenado de la tubería.

• Llenado de la tubería mediante el bombeo de agua limpia suministrada

por la contratista.

• Eliminar el aire que pudiera quedar en tubería, mediante un "diablo" que

estará impulsado por agua, o mediante purgas en las partes más altas de

la tubería (éstas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes

de la prueba).

• Cambio de bomba de llenado a bomba de alta presión.

• Bombeo de agua con la bomba de alta presión hasta alcanzar la presión

de prueba de la tubería que deberá ser 1.5 veces la presión de trabajo

(esta presión deberá mantenerse sin variación durante 24 horas sin que

sea necesario bombear más agua).

• En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la

fuga, repararse, volver a llenar de agua limpia la tubería y levantar la

presión.

6. Sangrías para la expulsión del agua.

• Excavación para descubrir la tubería en la parte baja de un lado.

• Quitar la protección anticorrosiva de la tubería.

• Corte de un carrete para permitir la salida del agua.

• Formación de un dren, o bombeo en su caso, para permitir el desalojo

del agua de la tubería. De tal manera que no cause daño a las

instalaciones o terrenos dentro de las normas ecológicas.




7. Instalación de manógrafo, termógrafo y manómetro, corrida de gráfica

durante 24 horas.

• Trazo, corte, biselado y soldado o roscado de las tuberías y piezas

necesarias para la instalación de manógrafo y termógrafo para registro

de la prueba hidrostática, estos equipos deberán contar con certificados

de calibración calificados.

• Instalación y vigilancia durante 24 horas de las gráficas del manógrafo y

termógrafo.

• Desmantelamiento de las tuberías y conexiones después de la prueba.

8. Instalación de bombas para rellenado, prueba y desmantelamiento posterior.

• Instalación de la bomba (succión) y de la bomba hasta el cople instalado

previamente en el tapón de prueba de la tubería.

• Tiempos de espera del equipo y personal de instalación durante la

prueba.

• Desmantelamiento de las líneas de succión y descarga de la bomba

después de la prueba satisfactoria de la tubería.

• Transportes del personal y la bomba de su lugar de instalación a otro

lugar de la línea que sea requerido.

Prueba hidrostática.

El ducto terminado será sometido a una prueba hidrostática para comprobar la

integridad de los materiales e identificar cualquier fuga. El ducto será dividido en

tramos de prueba, con una diferencia de cota máxima para lograr mantener la

presión máxima y mínima durante la duración de la misma. Asimismo, se provee

una tolerancia para cambios de presión durante la duración del ensayo, a fin de

dar cuenta de las variaciones en la temperatura del medio ambiente.




Las cabezas de prueba con conexiones a válvulas necesarias para el llenado, la

presurización y las líneas de instrumento serán soldadas en cada extremidad del

tramo de prueba. El tramo será llenado con agua utilizando bombas que cuenten

con la capacidad de vencer presiones mayores debido a la altura hidrostática.

Varios tramos pueden ser llenados juntos y probados utilizando conexiones de

tubería temporales entre las cabezas de prueba.

El sistema será sometido a la prueba hidrostática durante un período mínimo de

ocho horas. Previo a su uso en las pruebas, todos los registradores de presión,

los registradores de temperatura y los indicadores de peso muerto serán

calibrados.

Los registros de prueba, incluyendo los formularios de calibración, las cartas de

presión y de temperatura y los registros de presión de peso muerto, se

mantendrán durante la vida útil del sistema. Estos registros estarán disponibles en

todo momento para su inspección por parte de las autoridades gubernamentales.

Toda tubería y accesorio que no haya sido incluido en los ensayos regulares del

gasoducto será sometido a prueba por separado, previo a su instalación y el 100%

de toda soldadura será inspeccionada a base de pruebas no destructivas.

Toda fuga que se detecte mediante las pruebas será localizada y reparada, y será

sometida a prueba nuevamente, los inspectores de la prueba controlarán lo

siguiente:

• Los tramos de prueba hayan sido limpiados y las soldaduras de las cabezas

de prueba hayan sido radiografiadas previo al llenado.

• Las cabezas de prueba y las válvulas sean diseñadas para una presión de

prueba máxima.




• La instrumentación se haya calibrado y esté correctamente instalada y

funcionando según sea necesario.

• La fuente de suministro de agua cuente con un caudal suficiente, que la

calidad del agua sea aceptable y que se utilicen mallas y filtros durante el

llenado del gasoducto.

• Las señales de advertencia estén colocadas en todos los puntos de acceso

públicos y en todos los puntos donde la tubería o los accesorios estén

expuestos.

• No haya ningún tipo de maquinaria trabajando en la franja de afectación

mientras se esté probando la tubería.

• Se elaboren gráficas de funcionamiento por personal calificado y se complete

la documentación de manera correcta.

• La presión de prueba sea liberada de inmediato y de manera segura después

que la prueba haya sido aceptada.

• El vaciado del agua se lleve a cabo cumpliendo con la normatividad aplicable

y en su caso, evite la erosión o daños a la propiedad pública o privada.

• Las corridas con diablos de vaciado en seco se realicen para remover toda el

agua sobrante.

• El agua sea eliminada de los cuerpos de las válvulas.

Si bien los códigos de ductos no determinan criterios para el agua que se utiliza

durante las pruebas hidrostáticas, se deberá utilizar agua que no contenga lodos

ni materia extraña en suspensión ni componentes corrosivos dañinos, a menos

que ésta pueda ser tratada de manera satisfactoria mediante el uso de filtros o

aditivos químicos. Por lo general, existen más inquietudes respecto a la calidad

del agua que será devuelta al medio ambiente de manera posterior al ensayo, que

respecto a la calidad del agua que se utiliza antes de la prueba.




Se realizarán análisis del agua utilizada a fin de determinar si existe la posibilidad

de contaminación del ducto por bacterias de hierro y de azufre. Las bacterias de

hierro son capaces de utilizar el material de la tubería como combustible

metabólico, lo cual podría resultar en porosidad por corrosión en la pared de la

tubería y/o la reducción del diámetro interno a raíz de la sedimentación.

Las bacterias de azufre son capaces de reducir los diversos compuestos de azufre

a hidrógeno sulfurado, causando problemas de corrosión y/o la reducción en el

diámetro interior de la tubería a raíz de la sedimentación. La solución al problema

de la contaminación bacterial sería tratar el agua a medida que entre al ducto.

Inspección por medio de líquidos penetrantes de uniones soldadas en tubería de acero al carbón

1. La compañía propondrá el procedimiento que utilizará para la inspección, el

cual deberá constar como mínimo con lo siguiente:

• Especificación del líquido penetrante que se utilizará, así como la

limpieza del exceso del mismo.

• Especificación del procedimiento de limpieza, el cual deberá garantizar

que el elemento a inspeccionar estará libre de grasa, aceite, polvo,

escoria, cascarilla, pintura, recubrimiento, etc.

• Especificación del procedimiento de aplicación de líquido revelador.

• Especificación del procedimiento para el registro de la inspección.

2. Para poder dar inicio a esta actividad la contratista deberá de dar aviso con

48 horas de anticipación, anexando el procedimiento avalado por la

compañía inspectora.




Puesta en servicio y arranque del sistema (estaciones).

Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de las

instalaciones serán elaborados durante la fase de diseño. De forma general, se

debe considerar que la puesta en servicio de una instalación involucra los

siguientes aspectos:

• Verificación de la construcción, la edificación y los procedimientos de

pruebas previas a la puesta en servicio de los equipos y sistemas a fin de

asegurar su ejecución completa y correcta. Todo incumplimiento con las

especificaciones y deficiencia será rectificado.

• La puesta en servicio de las instalaciones se realizará con base a la

verificación de cada sistema uno por uno. Este trabajo pondrá a la estación y

a sus equipos y sistemas en un estado operativo completamente probado. El

funcionamiento y el rendimiento de todo el equipo será revisado y verificado.

Dentro de las principales actividades de la puesta en servicio se incluyen las

siguientes:

• La verificación de la construcción según el diagrama de tubería e

instrumentos.

• La verificación de los enlaces de control de la estación.

• La verificación de los enlaces de la unidad.

• La puesta en servicio de las válvulas y del operador.

• La prueba hidrostática de todas las tuberías.

• La purga de la tubería de alta presión, inicialmente con gas natural o

nitrógeno y en seguida con gas licuado de petróleo (Gas LP).




• La puesta en servicio del sistema y servicio de aire comprimido.

• La simulación del software de control de la unidad.

• La verificación de la simulación del Paro de emergencia.

• La puesta en servicio del suministro eléctrico primario.

• La puesta en servicio del sistema de distribución de energía eléctrica

principal.

• La puesta en servicio del centro de control de motores.

• La verificación de tableros de distribución y de circuitos derivados.

• La verificación del sistema de suministro de energía no interrumpible.

• La prueba del sistema de protección catódica.

• Las verificaciones funcionales de los sistemas de medición, protección,

seguridad y alarma.

• La puesta en marcha lenta para las bombas, los motores, los sellos y demás

maquinaria y equipos mecánicos.

• El vaciado de los sistemas de lubricación y sellado hidráulico, ajuste de los

componentes de las bombas, limpieza de las mallas, calibración de los

instrumentos, dispositivos de alivio y alarma, verificación de la alineación en

caliente, lubricación y ajustes de los topes de las válvulas.




Puesta en servicio y arranque del sistema (ducto).

Los procedimientos y certificados de la puesta en servicio del ducto y las

instalaciones conexas serán elaborados durante la fase de diseño. En términos

generales, la puesta en servicio del ducto involucrará lo siguiente:

a) Pruebas.

Al término de la construcción del ducto, todos los componentes del sistema serán

sometidos a las pruebas finales en preparación para su puesta en operación,

incluyendo:

• Pruebas de resistencia de la tubería presurizada.

• Prueba del sistema de protección catódica.

• Verificación de la operatividad de los sistemas eléctricos.

• Verificación de la operatividad de los sistemas de control, protección y alarmas.

• Verificación de la operatividad del sistema.

b) Puesta en marcha del ducto.

La puesta en marcha contempla la puesta en servicio del sistema de manera

apropiada a fin de realizar las pruebas de rendimiento. Previo al llenado del ducto,

todos los sistemas de seguridad, incluyendo los sistemas de paro de emergencia y

de protección contra sobrecargas de presión, entre otros, serán sometidos a

prueba a fin de asegurar su correcto funcionamiento. La puesta en marcha

consiste en lo siguiente:

• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el aire sea desplazado por el

nitrógeno, este por el gas natural para el proceso de interface entre el




purgado y el llenado y este último por el Gas LP para el llenado - empaque

del sistema.

• Arranque de energía eléctrica y alumbrado, potencia auxiliar, control,

instrumentación, seguridad, paros de emergencia y sistema de

comunicaciones.

• Electrificación y prueba de los sistemas de protección catódica.

• Purga y llenado del ducto con Gas LP, asegurando que todo el gas natural o

el nitrógeno sea desplazado en el sistema hasta la Instalación de entrega.

Todo venteo de aire y de gas desde el ducto durante la puesta en marcha se

realizará de manera segura y controlada a fin de prevenir los accidentes o eventos

de contaminación. La purga del ducto se realizará para prevenir cualquier mezcla

significante del gas con el aire. Se tomarán todas las precauciones necesarias

para prevenir el riesgo de incendios.

c) Puesta en servicio de la Instalación de entrega

Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de la

Instalación de entrega serán elaborados durante la fase de diseño. De manera

general, esta puesta en servicio involucra los mismos pasos señalados para la

estación.

Durante las etapas de operación y mantenimiento.

Una vez que el ducto se encuentra en operación, las actividades y pruebas de verificación se

encuentran encaminadas al control de la corrosión en ductos.

De forma específica en las Estaciones de medición y regulación, dispositivos de relevo de presión

(excepto discos de ruptura) y estaciones de regulación de presión y su equipo, se deben sujetar a

inspecciones y pruebas a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez

cada año calendario para determinar lo siguiente:




• Se encuentran en una condición mecánica adecuada desde el punto de vista

de capacidad y confiabilidad operativa;

• Trabaja a la presión correcta, y

• Están protegidas del polvo, líquidos u otras condiciones que pudieran afectar

su funcionamiento.

Los dispositivos de relevo de presión (excepto discos de ruptura), cuando sea

posible, se deben probar en el sitio a intervalos que no excedan de quince meses

pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que cuentan

con suficiente capacidad para limitar la presión en las instalaciones a las que

están conectados, hasta obtener la presión máxima deseada.

En caso de no poder realizar una prueba, se debe revisar y calcular la capacidad

requerida del dispositivo de relevo a intervalos que no excedan de quince meses

pero, como mínimo, una vez cada año calendario, y comparar estas capacidades

requeridas con la capacidad de relevo del dispositivo o experimentalmente

determinada para las condiciones de operación bajo las cuales trabaja.

VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

En este Capítulo se incluye la información que corresponde a los antecedentes de

riesgo, así como también a los resultados de la aplicación de las metodologías de

identificación y jerarquización de riesgos. Una vez que se realizó la identificación

de riesgos se procedió al planteamiento de los escenarios para la modelación con

la finalidad de determinar las áreas de afectación en caso de ocurrencia de los

eventos de riesgo.

I.17. ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES.




Por tratarse de un gasoducto que aún no ha sido construido, no se cuenta con

antecedentes de accidentes y/o incidentes que se hubieran presentado en las

instalaciones.

Sin embargo, se realizó una búsqueda bibliográfica a través de las bases de datos

de periódicos como son el El Norte, Reforma, Palabra, El Universal, El Occidental,

Diario del Paso, con la finalidad de documentar accidentes reportados en

instalaciones localizadas en la zona del proyecto o en proyectos similares.

Los resultados de la búsqueda de notas periodísticas en un periodo de 5 años,

indican que no existen reportes de accidentes que involucren el manejo de gas

natural en la ciudad industrial Bruno Pagliai. Como resultado de la búsqueda en

fuentes periodísticas, únicamente se encontró el reporte de un accidente derivado

de una fuga de cloro. A continuación se presenta un resumen de algunos de los

accidentes encontrados que tienen relación con el tipo de instalación que se

evalúa en el presente Estudio de Riesgo.




Notimex

30 de julio de 2007

“….Intensa movilización de elementos de Protección Civil y Bomberos causó esta

mañana una fuga de cloro en la empresa Nasa Nacional, en Ciudad Industrial

Bruno Pagliai, que dejó 11 personas intoxicadas. Los hechos ocurrieron alrededor

de las 11:00 de este lunes, cuando la estación de Bomberos recibió el llamado de

auxilio por parte de unos trabajadores de la empresa Nasa Nacional, sobre la fuga

de una sustancia tóxica en las instalaciones de la empresa dedicada a la compra

de chatarra para fundición. “

Reforma

30 de julio de 2007

“…Una fuga de cloro ocurrida en una compañía del puerto de Veracruz dejó ocho

personas lesionadas, informaron la Policía Intermunicipal Veracruz-Boca del Río y

la Subsecretaría de Protección Civil estatal. De acuerdo con el reporte de las

autoridades, el incidente se registró en la empresa Nasa, en el parque industrial

Bruno Pagliai, cuando unos empleados trasladaban un recipiente con cloro. “

La búsqueda se amplió para verificar la ocurrencia de accidentes en instalaciones

similares (ductos), encontrándose algunos de los resultados que se detallan a

continuación.

El Financiero

18 de marzo de 2008

“…De enero de 2000 a diciembre de 2007, en instalaciones de Petróleos

Mexicanos (Pemex) han ocurrido 67 accidentes graves, con un saldo de cerca de

cien personas muertas y centenares de heridos, entre trabajadores de la propia




paraestatal, de las empresas privadas que le otorgan servicios y habitantes de las

poblaciones cercanas donde ocurrieron los siniestros. Más del 70 por ciento de los

fallecimientos han tenido lugar en los últimos tres años.

……En la respuesta otorgada a la demanda de información número

1857200142207, que EL FINANCIERO hizo por medio del Sistema de Solicitudes

de Información (Sisi), del IFAI, Pemex reconoce que a partir de 2005 el número de

siniestros se elevó considerablemente, pues mientras entre 2000 y 2004

ocurrieron 14 accidentes -un promedio de 2.8 por año- en 2005 se registraron 20

percances, 17 en 2006 y 16 en 2007, que coinciden precisamente con la

proliferación de empresas contratistas.…. En el informe entregado a este diario,

Pemex informa que los estados más afectados son Veracruz, con 17 siniestros;

Tamaulipas, con 12; Tabasco, con nueve; Hidalgo, con siete; Guanajuato, con

cinco, así como Chiapas y Oaxaca y la Sonda de Campeche, con cuatro

accidentes cada uno.

El Economista

9 de diciembre de 2007

En el 2007 los accidentes en Pemex, a la orden del día El año que está por

concluir ha sido un año trágico para Petróleos Mexicanos (Pemex) respecto al

número de accidentes y siniestros en sus instalaciones que han derivado en

pérdidas humanas, en comparación con el año anterior. Pemex informó que en el

2007 se han registrado 12 accidentes graves, el más fuerte de ellos es el pozo

petrolero Kab121, mismo que fue golpeado por la plataforma Usumacinta. Esto

representó un alto costo para las empresas aseguradoras de Pemex; sin embargo,

la paraestatal dice aún tener el monto financiero que representaron los desastres.

El saldo total oficial de los desastres: 31 personas fallecidas, de las cuales 22

personas muertas se dieron en la plataforma Kab, aunque debe destacarse que

sobrevivieron 80 trabajadores. Todo apunta que se pudieron haber evitado las




pérdidas humanas con una buena capacitación porque se ha demostrado que los

empleados entraron en una crisis de desesperación. “

El Universal

31 de octubre de 2007

“…La delegación en Veracruz de la Procuraduría Federal de Protección al

Ambiente (PROFEPA) inició un proceso jurídico administrativo en contra de la

paraestatal Petróleos Mexicanos (Pemex) por el derrame de cuatro mil barriles de

crudo en tres ríos del sur de la entidad. El delegado estatal de la Profesa,

Francisco Briceño Cortes, informó que además se exigió a la empresa retirar todo

el producto de los ríos Jaltepec, Chiquito y Coatzacoalcos.”

El Financiero

30 de octubre de 2007

“…Tras estimar que los frecuentes accidentes en instalaciones de Petróleos

Mexicanos (Pemex) en esta entidad han causado daños por ocho mil millones de

pesos, tan sólo en 2007, el gobernador Fidel Herrera Beltrán hizo un llamado al

Congreso de la Unión para que autorice mayores partidas para el mantenimiento

de la red de ductos de la paraestatal. "No es suficiente andar tapando hoyos,

ductos y derrames cuando esto debe preverse con mantenimiento adecuado.

Nada nos resuelve que luego de la fuga se sustituya el ducto; debiera haber un

programa permanente, pero Pemex no tiene recursos", refirió. El mandatario

veracruzano reiteró que su gobierno no permitirá que se perforen más pozos en

Veracruz hasta que la paraestatal entregue el Programa de Desarrollo Integral del

Paleocanal y la Huasteca Veracruzana. “




La Voz de la Frontera

18 de septiembre de 2007

“…Y mientras el presidente Felipe Calderón andaba de gira internacional por la

India promoviendo a México como un país seguro y atractivo a la inversión

extranjera, ante un auditorio de empresarios indios, en los límites del estado de

Veracruz con Tlaxcala hubo una explosión del gaseoducto durante la madrugada

que puso alerta a todas las autoridades y propició la reubicación de más de 15 mil

personas de las comunidades aledañas al ducto afectado. Afortunadamente no

hubo vidas qué lamentar, pero el accidente provoca pánico social y severos daños

económicos tanto a la empresa estatal como a las industrias…”

Reforma


“Petróleos Mexicanos informó que este lunes se reiniciará el bombeo de gas

natural del Golfo de México hacia el centro y occidente del país en los ductos que

fueron reparados tras una serie de explosiones provocadas por el EPR. La región

Puebla y Tlaxcala comenzará a recibir el energético por la mañana, lo que significa

que empresas como Hylsa y Volkswagen de México estarían en posibilidades de

reiniciar sus procesos industriales al contar con gas natural en sus ductos.

PEMEX estimó que la refinería de Tula, la más importante en el centro del país,

comenzará a normalizar sus operaciones hoy mismo por la tarde, una vez que

tenga de nueva cuenta crudo y gas natural. La refinería se mantuvo en un paro

técnico por cinco días luego de que los ataques del Ejército Popular

Revolucionario (EPR) a un oleoducto y a un gasoducto en Veracruz dejaran sin

materia prima al centro industrial. “




La Jornada


“…..Desde 2000 a la fecha las explosiones en ductos de la empresa paraestatal

Petróleos Mexicanos (Pemex), el derrame de hidrocarburos y los accidentes en

sus instalaciones en tierra y mar con impacto en el medio ambiente superan los

mil 800. Hasta julio pasado, cuando los estallidos fueron provocados

deliberadamente y la autoría de los mismos reivindicada por el Ejército Popular

Revolucionario (EPR), todos habían sido considerados como eventos

circunstanciales. Los habitantes de zonas aledañas a instalaciones de Pemex

saben del riesgo cotidiano que representan, sobre todo por los altos índices de

siniestralidad que registran. Incluso las autoridades locales hacen reclamos

constantes a la empresa petrolera para que proporcione el adecuado

mantenimiento a los ductos que atraviesan sus poblaciones. “

Reforma

15 de enero de 2007

“…Personal de Petróleos Mexicanos descubrió ayer dos nuevas tomas

clandestinas utilizadas para robar hidrocarburos, en un oleoducto de 24 pulgadas,

y en la línea de 20 pulgadas, en el tramo Naranjos-Tres Hermanos-Madero, en el

municipio de Ozuluama, Veracruz. Especialistas de Seguridad Física de PEMEX,

al hacer un rondín, encontraron en el lugar válvulas de paso perfectamente

instaladas en los oleoductos, y un tubo galvanizado de 150 metros de largo, para

desviar el producto. Con estos hallazgos, Petróleos Mexicanos ha descubierto y

clausurado al menos tres tomas clandestinas en los oleoductos ubicados al norte

de Veracruz de 2007 a la fecha. “




El Norte

15 de enero de 2007

“…Personal de Petróleos Mexicanos descubrió ayer dos nuevas tomas

clandestinas utilizadas para robar hidrocarburos, en un oleoducto de 24 pulgadas,

y en la línea de 20 pulgadas, en el tramo Naranjos-Tres Hermanos-Madero, en el

municipio de Ozuluama, Veracruz. Especialistas de Seguridad Física de PEMEX

al hacer un rondín encontraron en el lugar válvulas de paso perfectamente

instaladas en los oleoductos, y un tubo galvanizado de 150 metros de largo, para

desviar el producto. Con estos hallazgos, Petróleos Mexicanos ha descubierto y

clausurado al menos tres tomas clandestinas en los oleoductos ubicados al norte

de Veracruz de 2007 a la fecha. “

De forma independiente a las fuentes periodísticas a nivel nacional, también se

desarrolló una búsqueda en fuentes bibliográficas de Estados Unidos,

específicamente en el portal de internet de la Oficina de Seguridad en tuberías

(OPS: Office of Pipeline Safety), así como también en el portal de la

Administración de Seguridad en Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA:

Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration).

En la fuente antes mencionada, se encontró registrado que el mayor número de

incidentes reportados se presentaron en los sistemas de distribución de gas

natural, los cuales se definen en los Estados Unidos como los procesos en donde

el gas se toma de un sistema de transmisión de alta presión y se distribuye a

través de redes de tuberías de baja presión. Este tipo de instalaciones, resulta

equivalente al proyecto que aquí se evalúa y que consiste en la construcción y

operación de un gasoducto de 18” de diámetro X 4.3 km.

A continuación, en la Figura VI.1. se incluye la información condensada del

número de incidentes serios (causantes de fatalidades o heridas que requieren




hospitalización), reportados en los Estados Unidos. Más adelante, en la Figura

VI.2. se incluye la distribución de las causas que originaron los incidentes o

accidentes, dentro de las cuales se encuentran el daño por agentes externos,

daños por fuerzas naturales, corrosión, errores humanos, fallas en el material de

construcción y otras causas no especificadas.

A partir de la Figura VI.2. puede mencionarse que la principal causa que ha

originado accidentes que ocasionan la interrupción del suministro, se debe a

daños ocasionados por acciones de excavación, posteriormente existen una serie

de otras causas no clasificadas. En otro orden de magnitud y en porcentajes muy

cercanos se encuentran los daños en el material de construcción, errores

humanos y daños por fuerzas naturales. Finalmente, los porcentajes más bajos

los ocupan los daños por corrosión y agentes externos.

Sistemas de Tuberías, Incidentes Serios 1988-2007, Estados UnidosFuente: PHMSA, Archivos de incidentes signif icantes abril 14, 2008

Inci

dent

es

Todo tipo

Condensados de gas

Líquidos peligrosos Transmisión de gas

Distribución de gas

Figura VI.1. Accidentes reportados en sistemas de tuberías (Estados Unidos).

Fuente: http://primis.phmsa.dot.gov/




Incidentes causantes de interrupción del suministroSistemas de Tuberías de Estadios Unidos, 1988-2007

Otras causasCorrosiónDaños por excavaciónError humanoFalla del materialDaño por fuerzas naturalesDaño por agentes externos

Figura VI.2. Causas que originan interrupción del suministro (Estados Unidos).

Fuente: http://primis.phmsa.dot.gov/

I.18. METODOLOGÍAS DE IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN.

Para realizar la identificación de los riesgos potenciales se seleccionó la

metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”), conocida también como Análisis

de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la cuál es una técnica que involucra la

investigación de desviaciones del diseño o propósito de un proceso.

La metodología consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,

mayor, menor, etc.) con la finalidad de examinar desviaciones de las condiciones

normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema.

Dichas palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales

como: flujo, temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y

consecuencias de desviaciones en estos parámetros de sus valores normales.

Finalmente, la identificación de las consecuencias, resulta en recomendaciones

para mejorar el proceso. Estas pueden indicar modificaciones en el diseño,




requerimientos en los procedimientos operativos, modificaciones en la

documentación, mayor investigación, etc.

I.18.1. Metodología HAZOP. La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del

proceso que se va a analizar con la finalidad de cuestionar cada parte, para

identificar como se pueden producir desviaciones de las condiciones de diseño u

operación. Posteriormente, se hace una evaluación para determinar si tales

desviaciones y sus consecuencias, pueden tener un efecto negativo en la

seguridad, operación o el medio ambiente. En el caso de que se considere

necesario, se establecerán una serie de recomendaciones, tendientes a remediar

la situación.

Palabras clave. Un elemento esencial, en este proceso de cuestionamiento y análisis sistemático,

es el uso de palabras guías o palabras claves para enfocar la atención del grupo

sobre las desviaciones y sus posibles causas. Estas palabras “guías” se dividen

en dos clases:

• Palabras primarias. Las cuales enfocan la atención en un proceso particular

del intento de diseño o una condición o parámetro asociado con el proceso.

• Palabras secundarias. Las cuales al combinarse con las palabras primarias

sugieren posibles desviaciones.

Las palabras primarias reflejan tanto el propósito, como aspectos operacionales.

Palabras típicas orientadas al proceso, algunos ejemplos de ellas son los

siguientes:




• Flujo. • Corrosión/erosión. • Muestreo.

• Presión. • Temperatura. • Reducción.

• Viscosidad. • Viscosidad. • Nivel.

• Reacción. • Composición. • Composición.

• Instrumentación. • Adición. • Mezclado.

• Separación. • Prueba. • Mantenimiento.

Las palabras típicas que consideran los aspectos de operabilidad del proceso,

pudieran ser las siguientes:

• Aislamiento. • Inspección. • Purgado. • Ventilación. • Arranque. • Mantenimiento. • Drenaje. Cuando las palabras secundarias se combinan con las primarias, sugieren

desviaciones o problemas potenciales. Un listado estándar de las palabras

utilizadas como secundarias se menciona a continuación en las Tablas VI.1. y

VI.2.

Tabla VI.1. Significado de palabras guías estándar.

Palabra Significado

No/Ninguna Negación del intento de diseño

Más Incremento cuantitativo

Menos Decremento cuantitativo

Además de Incremento cualitativo

Parte de Decremento cualitativo

Reversa Opuesto lógico del intento

Otro que Sustitución completa




Tabla VI.2. Significado de palabras guías para procedimientos.

Palabra Significado

No No realiza el paso u operación. Un paso u operación

importante en el proceso se omite.

Más Se hace más que lo especificado o requerido en un

sentido cuantitativo (ej. se abre válvula completamente

cuando se requiere solo abrir parcialmente).

Menos Se hace menos de lo especificado o requerido en un

sentido cuantitativo (ej. purgar un depósito por 5

minutos en lugar de 10 minutos).

Además de Se hace más de lo especificado en un sentido

cualitativo. (ej. se abren las válvulas para varios

tanques cuando solo se requiere para una).

Parte de Se realiza una parte de un paso en un sentido

cualitativo (ej. se cierra solo una válvula cuando el

procedimiento dice claramente que se cierren todo el

grupo y se abra la válvula de sangrado).

Reversa Se hace lo opuesto a lo especificado. (ej. se abre una

válvula cuando el procedimiento dice que se debe de

cerrar).

Otro que Se hace algo diferente a lo requerido (ej. se abra la

válvula equivocada).

El proceso de análisis HAZOP involucra aplicar de una manera sistemática, todas

las combinaciones relevantes de palabras claves, al sistema o proceso bajo

estudio, en un esfuerzo por descubrir problemas potenciales.




Los resultados se registran en un formato de tabla o matriz con los siguientes

encabezados principales:

• Nodo/Paso.

• Parámetro.

• Guía.

• Desviación.

• Categoría –Causas.

• Categoría Consecuencias.

• Categoría-Salvaguarda.

• Categoría-Recomendación

Procedimiento de aplicación.

La secuencia que se utiliza es la siguiente:

• El proceso se secciona en nodos o pasos conforme a las actividades que se

ven involucradas, (ejemplo: almacenamiento, bombeo, mezclado,

enfriamiento, etc.)

• Se plantea una palabra clave primaria.

• Se plantea una palabra clave secundaria.

• Se plantea la desviación o problema derivado de la combinación de las

palabras claves primarias y secundarias referentes al nodo en cuestión

• Se plantean las causas potenciales que resultarían en la desviación. Para

después agrupar las causas según su origen, estas pueden clasificarse

conforme a las siguientes claves (categorías).

Como un ejemplo puede citarse “HUM – error en cálculo de capacidad del

recipiente” (el factor humano fue causa para la desviación referida).




Tabla VI.3. Categorías de las causas.

Clave Categoría

HUM Error/Factor humano

EQP Falla de equipo

EXT Evento externo

DIS Distribución de la planta

FSA Falla de salvaguarda

PRV Evento previo

• Siguiendo con la secuencia, se deben plantear las consecuencias

potenciales que resultarían, tanto como efecto de la desviación, como por

efecto de la causa misma. Para después agrupar las consecuencias de

acuerdo a su nivel de afectación, estas pueden clasificarse conforme a las

claves (categorías) que se mencionan a continuación:

Tabla VI.4. Categorías de las consecuencias.

Clave Categoría

AMB Afectación al Ambiente

PER Afectación al Personal

PRP Afectación a la Propiedad

OPE Asuntos Operativos únicamente

Como un ejemplo puede citarse “AMB - derrame del producto al suelo natural”

(afectación al medio ambiente).

• En este punto se puede registrar cualquier equipo, instrumento o dispositivo

protector, ya sea que prevenga la causa o salvaguarde contra consecuencias

adversas. Para después agrupar las Salvaguardas según su fundamento,

estas pueden clasificarse conforme a las claves (categorías) de la Tabla VI.5.




Tabla VI.5. Categorías de las salvaguardas.

Clave Categoría

MNT Mantenimiento

ADM Administrativa

ING Ingeniería

Como ejemplo, podemos citar “MNT- se aplica mantenimiento preventivo”.

• Cuando una causa creíble resulte en una consecuencia negativa, se debe

anotar una recomendación para tomar alguna acción al respecto. Las

acciones deben ser tomadas para eliminar las causas o para mitigar o eliminar

las consecuencias. Es en esta etapa, que se consideran las consecuencias y

sus salvaguardas asociadas. Cuando las medidas de protección son las

adecuadas, entonces no se requiere tomar ninguna acción y esto se indica en

esta columna. Posteriormente, se procede a agrupar las recomendaciones

según su fundamento, estas pueden clasificarse conforme a las siguientes

claves (categorías):

Tabla VI.6. Categorías de las recomendaciones.

Clave Categoría

ING Ingeniería/Diseño

PRO Procedimiento/Software

MNT Mantenimiento

GER Gerencia

SEG Seguridad

ADM Administración/capacitación

VI.2.1.1. HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro. A continuación se presenta la Tabla VI.7., la cual incluye la matriz resultante de la

aplicación de la metodología HAZOP.




Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y

regulación.

PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural

MNT- Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,

reguladoras, conexiones e instrumentación.

ING.- Verificar la instalación de válvulas de bloqueo y agregar en el plano.

No. Nodo/Paso Parámetro Guía

Mayor presión del gas natural en línea

de interconexión.OPE. Sobrepresión de la línea.

ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES

GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO

Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación

SEG- Dar seguimiento a los procedimientos de respuesta a emergencia.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivos.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.


ING. Indicadores de presión y temperatura en área de medición (filtros y cromatógrafo)

ING. Indicadores de temperatura en la Estación 1

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.

1

1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN

GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO

PRESIÓN MAS

2

OPE. Potencial sobrepesión en la línea.

AMB. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.

Menor presión del gas natural en línea

de interconexión.

OPE. Disminución de presión de gas con potencial interupción del servicio.

PRESIÓN NO

PRESIÓN MENOS

HUM-PRV.-Fuga de gas antes de la Estación 1.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1 de medición .

HUM-PRV. Fuga de gas antesde la Estación 1.

ING. No se visualiza en el plano las válvula de bloqueo o válvulas de alivio en el tramo

de interconexión antes de llegar a la Estación 1.

4 TEMPERATURA MASMayor temperatura del gas natural en

la Estación 1,

No hay presión del gas natural en línea

de interconexión.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX al gasoducto de 18" no transmite presión hacia la Estación 1. OPE. Falta de gas y potencial interrupción

del servicio.ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control.

EXT. Evento externo.

3

ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control .

AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.emergencias.





regulación. (Continuación).


8

PRO. Realizar la interconexión de acuerdo al proecidimiento para Hot Tapping que

establezca PEMEX, verificando las condiciones de seguridad al momento de realizar la interconexión. El desarrollo de las actividades deberá estar a cargo de

personal capacitado y con experiencia en este tipo de procedimientos.

ING. Verificar que los equipos que se utilicen para el procedimiento de Hot Tapping se encuentren en buenas

condiciones.

ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivo de los medidores de flujo y

alarmas, así como programas de calibración por parte de compañía externa avalados por

PEMEX.

Mayor flujo de gas natural en la Estación 1.

HUM-EQP. Falla de instalación de válvula de Hot Tap.

FLUJO

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo.


Menor temperatura del gas natural en

la Estación 1.

MENOS

5



TEMPERATURA MENOS

6 MAS

ING. Medidor de flujo y alarma en campo.

EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX.

OPE. Potencial interrupción del servicio.

HUM. Error del operador.

EXT. Condiciones climatológicas extremas.

HUM-PRV. Fuga de gas antes o en Estación 1.

AMB-OPE. Potencial sobrepresión de la línea. Potencial fuga, incendio ó explosión de gas natural.

7 FLUJO

ING.- Medición de temperatura.

AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)

No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación

OPE.- Potencial interrupción del suministro.

AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.

Menor flujo de gas natural en la Estación 1

HUM-EQP. Falta de mantenimiento, selección inadecuada de la tubería y/o

accesorios y mala calidad del gas.CORROSIÓN MAS

Mayor corrosión a lo estimado en

diseño.


ING. Sistema de protección catódica.

MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a

tuberías y/o accesorios.

ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección

catódica, tuberías y accesorios.

MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.







9 No aplica

No aplica No aplica No aplica No aplica

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación.

13

ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.

HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación.

PRESIÓN

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición. Falla de válvula reguladora de la Estación.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1. Taponamiento de filtros incrementándose presió diferencial.


SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.

OPE. Disminución de presión de gas con potencial interrupción del servicio.

ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.

2.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 1


PRESIÓN MENOSMenor presión del

gas natural en Estación 1.

SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.


OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio.

NO No hay presión de gas natural en línea

de interconexión.


de Estación 1.11

Categoría-SalvaguardaCategoría-Consecuencia


10 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a

lo estimado en diseño.

EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.

12

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.ING. Indicador de presión y alarma en

cuarto de control y en Estación.


MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.

MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.

MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.

ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.


GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES

ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)

No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Recomendación

CORROSIÓN MENOS





PRESIÓN MAS








PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.

HUM.- Error del operador.





ING. Instrumentación para el control de la temperatura.


la Estación.

15 TEMPERATURA MENOS ING. Instrumentación para la medición de temperatura.

ING. Medidor de flujo y alarma en campo.

EXT.- Condiciones climatológicas extremas.

No aplica No aplicaNo aplica

OPE. Potencial interrupción del servicio.17 FLUJO MENOSMenor flujo de gas natural en Estación

de medición

EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX.

HUM-EQP-PRV. Fuga de gas antes o en la Estación. Falla de válvula.

19

No aplica

18 CORROSIÓN MASMayor corrosión a


16 FLUJO MASMayor flujo de gas natural en Estación

de medición.

CORROSIÓN MENOS



ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de los medidores de flujo y programas de calibración por parte de compañía externa avalados por PEMEX.



No aplica No aplicaNo aplica No aplica


Categoría-Salvaguarda

No aplica





Categoría-Consecuencia

Menor temperatura del gas natural en

Estación.

HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.


MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.




Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y regulación. (Continuación).

PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"

OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural

PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de temperatura.








No aplica




Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda

202.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN

Y REGULACIÓN 1 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a



No aplica


de conducción hacia el interior de

TAMSA

22 PRESIÓN MENOSOPE. Disminución de presión de gas natural con potencial interrupción del suministro.

ING . Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.

EXT. Baja presión en el suministro de gas natural por parte de PEMEX.

HUM-OPE. Operación inadecuada de las válvulas.

No aplica


23 TEMPERATURA MAYOR


de proceso.

No aplica debido a que la presión depende de lo que se presente en la Estación 1.

21

3.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 2

(TAMSA)

PRESIÓN MAS

24 TEMPERATURA MENOS

Menor Temperatura del gas natural en

línea de conduccion al

interior de TAMSA






Mayor temperatura del gas natural en

línea de conducción hacia el interior de TAMSA

OPE. Se acciona alarma de alta temperatura de gas natural de alimentación.

ING. Instrumentación para la medición de la temperatura.


ING. Instrumentación para medir la temperatura del gas natural.







No aplica

MNT.- Mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.

PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la composición del gas.


No aplica

OPE. Potencial interrupción del suministro. ING. Medidor de flujo y alarma en cuarto de control.


Mayor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el interior de TAMSA.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de flujo.

No aplica

Categoría-Salvaguarda Categoría-RecomendaciónCategoría-ConsecuenciaCategoría-Causa

25 FLUJO MAS

EXT. Falla de suministro de gas natural por PEMEX.

HUM-EQP. Inadecuado funcionamiento de válvulas.


(TAMSA)

26 FLUJO MENOS

Menor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el interior de TAMSA

No aplica No aplica

29 COMPOSICIÓN ADEMÁS DE

No aplica

27 CORROSIÓN MAS

28 CORROSIÓN MENOS


diseño.


ING. Filtros finos.

No aplica

ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de tuberías y accesorios.

No aplica

ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. filtros finos para eliminación de humedad.Mayor corrosión a





No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación











ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 2.



34 TEMPERATURA MENOSMenor temperatura del gas natural en

Estación 2.



HUM-PRV. Fuga de gas en la línea que alimenta a la Estación 2 a partir de la Estación 1.


32 PRESIÓN NO No hay presión de gas natural en línea

de interconexión.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1 ó Estación 2. OPE. Disminución de presión de gas con

potencial interupción del servicio.


de Estación 2.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1. OPE. Sobrepresión de la línea y actuación

del sistema de alivio.SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.

31 PRESIÓN MENOSMenor presión del


HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 2. Falla de válvula reguladora de la Estación. OPE. Disminución de presión de gas con

potencial interrupción del servicio.



ING. Instrumentación para la medición de temperatura.

33 TEMPERATURA

30

4.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA)

PRESIÓN MAS

MASMayor temperatura del gas natural en

la Estación 2.






SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.



No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación



Categoría-Causa










38


(MANIFOLD)

PRESIÓN MASMayor presión del

gas natural en línea de proceso.

No aplicaNo aplica debido a que la presión depende de lo que se presente en la Estación 1.

No aplica





ING. Sistema de protección catódica.ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.


CORROSIÓN MENOS No aplica No aplica No aplica No aplica

Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación


diseño.



ING. Sistema de protección catódica.ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.




No aplica

35 CORROSIÓN MAS

No. Parámetro Guía Desviación Categoría-Consecuencia

36

No aplica

39 PRESIÓN MENOS


de conducción hacia el manifold.

EXT. Baja presión en el suministro de gas natural por parte de PEMEX. Falla de la Estación 1.

OPE. Disminución de presión de gas natural con potencial interrupción del servicio.

ING . Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 3.


HUM-OPE. Operación inadecuada de las válvulas.



40 TEMPERATURA MAYOR

Mayor temperatura del gas natural en

línea de conducción hacia el

manifold


EXT. Condiciones climatológicas extremas.PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.

OPE. Se acciona alarma de alta temperatura de gas natural de alimentación.

MENOS

Menor Temperatura del gas natural en

línea de conduccion hacia el

Manifold


41ING. Instrumentación para medir la temperatura del gas natural.

TEMPERATURA


ING. Instrumentación para la medición de la temperatura.


ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESGASODUCTO DE 18" DIÁMETRO


Nodo/Paso Categoría-Causa






regulación. (Continuación)


No aplica




ING. Filtros finos en la línea de interconexión y medición de la composición el gas natural mediante cromatógrafo.


45 CORROSIÓN


No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de flujo.

HUM-EQP. Inadecuado funcionamiento de válvulas.


42 FLUJO MAS

Mayor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el

manifold

43 FLUJO



Menor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el

manifold



ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. Filtros finos para eliminación de humedad en la línea de interconexión del gasoducto de 48" a la Estación 1..

EXT. Falla de suministro de gas natural por PEMEX. Falla de la Estación 1, falla en la válvula de alivio.

OPE. Potencial interrupción del servicio. ING. Medidor de flujo y alarma en cuarto de control.



No aplica No aplica No aplica

MENOS

MENOS No aplica No aplica

Categoría-Recomendación


(MANIFOLD)


Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda

No aplica

No aplica


Categoría-Causa










OPE. Potencial interrupción del servicio.ING. Instrumentación para la medición de temperatura.


EXT. Condiciones climatológicas extremas.





51 TEMPERATURA MENOSMenor temperatura del gas natural en

Estación 2.


ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 3.

HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación. SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.


la Estación 2.




HUM-PRV. Fuga de gas en la línea que alimenta a la Estación 3 a partir de la Estación 1.


49 PRESIÓN NO No hay presión de gas natural en línea

de interconexión.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1 ó Estación 3. Falla de válvula de alivio.

AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. ING. Válvula para interrumpir el flujo de

gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.




48 PRESIÓN MENOSMenor presión del


HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1.

47


(MANIFOLD)


gas natural en línea de Estación 3.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18", falla de la Estación 1 y/o falla de la válvula de alivio.


Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda


No. Nodo/Paso Parámetro Categoría-RecomendaciónGuía








No aplica No aplica

ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de los medidores de flujo y programas de calibración por parte de compañía externa avalados por PEMEX.






(MANIFOLD)

No aplica







ING. Dar seguimiento a los programas de ING. Medición de la calidad del gas natural MNT. Dar seguimiento a los programas de




55 CORROSIÓN MENOS No aplica No aplica



No aplica No aplica No aplica

53 FLUJO MENOSMenor flujo de gas natural en Estación

3.

EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX. Falla de la operación de la Estación 1. Falla de la válvula de alivio

OPE. Potencial interrupción del servicio. ING. Medidor de flujo y alarma en campo.

52 FLUJO MASMayor flujo de gas natural en Estación

de medición.No aplica

HUM-EQP-PRV. Fuga de gas antes o en la Estación 3. Falla de válvula.

No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación





Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.;

Tel.: (81) 8334.74.59. VI-167

I.18.2. Jerarquización de riesgos. Una vez realizada la identificación de riesgos a través de la aplicación del análisis

HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran derivar en un

accidente de riesgo ambiental.

Para efectos de realizar la jerarquización, se utilizó una Matriz de Riesgos, la cual

contempla los conceptos de Frecuencia y Severidad en las escalas que se indican

en la Tabla VI.8.

Tabla VI.8. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.

Frecuencia (F)

Severidad (S)

1 Una vez cada 50 años 1 Menor

2 Una vez cada 10 años 2 Apreciable

3 Una vez al año 3 Mayor

4 Una vez cada 6 meses 4 Severo

5 Una vez al mes 5 Catastrófico

Los eventos de riesgo que arrojaron consecuencias con afectación al medio

ambiente (AMB) se analizan mediante las escalas asignadas para Frecuencia y

Severidad aplicando la Calificación de Riesgos (Matriz de Riesgos) conforme a lo

siguiente:

• Columna de Frecuencia (F). Se establece un valor del 0 al 4 para indicar la

probabilidad potencial de ocurrencia de la desviación y sus consecuencias.

Considerando que la vida útil del ducto es del orden de 25 a 30 años, el

establecimiento de una frecuencia de 1 será considerada como de muy baja

probabilidad de ocurrencia.



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.;

Tel.: (81) 8334.74.59. VI-168

• Columna de Severidad (S). Se establece un valor del 1 al 5 para indicar la

severidad potencial afectable por la desviación presentada y sus

consecuencias. Para realizar esto se deben tomar en cuenta las

características de peligrosidad del gas natural, así como las condiciones de

su manejo.

• Columna de Riesgo (F X S). Este valor se obtiene al multiplicar los valores

de Frecuencia y Severidad (magnitud del daño). A mayor resultado, mayor

se considera el riesgo potencial presente.

En la Tabla VI.9. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos.

Tabla VI.9. Matriz de Riesgos.

MATRIZ DE RIESGOS

G1 G2 G3 G4 G5

F1 1

2 3 4 5

F2 2 4 6 8 10 Método de Cálculo

F3 3 6 9 12 15 Riesgo = F * S

F4 4 8 12 16 20

F5 5 10 15 20 25

Mediante el desarrollo de de diferentes sesiones del grupo interdisciplinario de

trabajo, se realizó la evaluación de cada uno de los eventos clasificados como de

riesgo ambiental (AMB). El resultado se incluye en la Matriz de Jerarquización de

la Tabla VI.10.




Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos.


1 2 5 10





condiciones.





de interconexión.


FLUJO





6




PRESIÓN MASHUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.





MAS









accesorios y mala calidad del gas.

842

CORROSIÓN



8 MAS

F S Riesgo

2 5 10

1 5 5Mayor corrosión a













Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos. (Continuación).

PROC Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)

SUSTSUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJEOBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural








MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento

a los programas de seguridad industrial.

COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a


MASMayor presión del


4

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de

válvula reguladora de la Estación 1. Taponamiento de filtros incrementándose

presió diferencial.


ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por

sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,


Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación


PRESIÓN





8

1 4


No. Nodo/Paso

20 2 4 8

2 4



MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o

accesorios.



PROCESO:

RiesgoF S



Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa

11

18 MASCORROSIÓNMayor corrosión a


HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o






PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)

SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"

OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural

27 1 3 3

29 2 3 6



ING. Sistema de protección catódica. ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.





OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio. SEG. Dar seguimiento a los programas de

seguridad industrial.


diseño.



ING. Sistema de protección catódica. ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.




304.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA) PRESIÓN MAS


de Estación 2.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1.

35 CORROSIÓN MAS




F S Riesgo



No. Nodo/Paso GuíaParámetro


(TAMSA)

CORROSIÓN

Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda


diseño.



ING. Filtros finos.


Categoría-Recomendación

COMPOSICIÓN ADEMÁS DE

MASMayor corrosión a


ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. filtros finos para eliminación de

humedad.


HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o



PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de

limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la

composición del gas.

AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. MNT. Dar seguimiento a los programas de

mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.

3

2 3 6


2 3 6

1 3
















ING. Dar seguimiento a los programas de ING. Medición de la calidad del gas natural MNT. Dar seguimiento a los programas de










476.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN

Y REGULACIÓN 3 (MANIFOLD)



HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18", falla de la Estación 1 y/o falla de la válvula de alivio.

AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. ING. Válvula para interrumpir el flujo de

gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.





ING. Filtros finos en la línea de interconexión y medición de la composición el gas natural mediante cromatógrafo.



ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. Filtros finos para eliminación de humedad en la línea de interconexión del gasoducto de 48" a la Estación 1.. ING. Dar seguimiento a los mantenimientos

preventivos de tuberías y accesorios.




F S RiesgoCategoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-RecomendaciónNo. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación

1 4 4

2 4 8

2 3 6

2 4 8

1 3 3








De los resultados que se obtuvieron de la Matriz de jerarquización de eventos, se

puede mencionar que los que arrojaron el valor más alto de riesgo son los que

pueden llegar a presentarse en la línea de interconexión con el gasoducto de 48”

de diámetro. Dichos eventos, a pesar de que presentan una baja frecuencia de

ocurrencia, pueden llegar a ocasionar daños considerados como catastróficos

debido al elevado flujo de gas natural que conduce ese segmento de tubería del

gasoducto.

De forma general, puede mencionarse que los eventos derivados de daños a la

tubería y/o accesorios ocasionados por la acción de la corrosión, fueron

clasificados con la frecuencia más baja. Esto se realizó considerando los

antecedentes de incidentes que indican que la corrosión representa un porcentaje

muy bajo de incidentes en comparación con otro tipo de fallas como es el caso de

daños en la materia, errores humanos, etc.

En segundo orden, se encontraron clasificados los eventos que pueden derivarse

en el segmento de tubería que conduce a la estación de medición y regulación 1,

las frecuencias de ocurrencia asignadas a estos eventos van desde una vez cada

10 años hasta una vez cada año. Las afectaciones en caso de presentarse estos

eventos se considerarían con probabilidades de ocasionar daños severos.

Enseguida se colocaron los eventos que pudieran presentarse en la Estación de

medición y regulación 3 (manifold), los cuales fueron clasificados con frecuencias

de ocurrencia similares a las mencionadas anteriormente, sin embargo en el caso

de la severidad del daño se asignaron valores que van desde daños mayores

hasta daños severos. Finalmente, se jerarquizaron los eventos que pudieran

presentarse en la Estación de medición y regulación 2 (TAMSA), los cuales fueron

calificados con frecuencias de ocurrencia de un evento cada 10 años y un evento

cada año. Sin embargo, la gravedad del daño se consideró como severa, sin

llegar a presentarse un evento catastrófico, debido a la presión a la que se regula

y se descarga el gas natural en dicha estación.




I.19. RADIOS POTENCIALES DE AFECTACIÓN.

Con la finalidad de determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de

eventos extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes

modelaciones para determinar las afectaciones que pueden traer consigo en el

ambiente los eventos de riesgos potenciales que se presenten. Las modelaciones

fueron hechas utilizando el Software SCRI Modelos en su Versión 4.3 y SCRI

Fuego en su versión 1.3.1.

Para el funcionamiento del paquete computacional se requiere la alimentación de

los datos meteorológicos y del escenario, los cuales son proporcionados por el

usuario. A partir de estos datos, se desarrolla la estimación de los efectos

generados por las nubes inflamables, explosivas o de dispersión de los tóxicos, los

cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. El

software cuenta con opciones para la utilización de los siguientes modelos.

• Modelos de dispersión y descarga.

• Modelos de inflamabilidad, incluyendo los efectos de radiación resultantes para

incendios de chorro “jet fire”, incendios de alberca y explosiones por la

expansión de vapores de líquidos en ebullición “BLEVEs”.

• Modelos para el riesgo por la liberación de sustancias tóxicas.

• Modelos de explosión para calcular la sobrepresión y los efectos generados

por esta, a partir del método TNT.

Con base en los resultados que arroja la aplicación de los modelos, es posible

obtener las distancias máximas de afectación para las condiciones de interés, ya

sean estas radiaciones, dispersión y sobrepresión. A continuación, se incluye una

descripción general de los eventos de riesgo considerados para el gasoducto.




Eventos de Incendio. En un evento de incendio, los efectos principales se deben a la radiación emitida

por el fuego, la cual dependiendo de su intensidad, ocasiona daños desde leves

hasta catastróficos. En la Tabla VI.11. se incluye el significado práctico de los

niveles de radiación que establece la norma API 521, la cual contempla el valor de

diseño permisible (K), así como las condiciones esperadas para el nivel de

radiación equivalente a ese valor de diseño.

Tabla VI.11. Diseño sugerido para niveles de radiación de quemadores,

excluyendo la radiación solar (API 521).

Nivel de diseño permisible (K)

Condiciones

BTU/hr-ft2 kW/m2

5,000 15.77 Intensidad de calor en estructuras y en áreas donde no se

espera que los operadores realicen labores y haya protección

contra calor radiante disponible, por ejemplo, detrás de equipo.

3,000 9.46 Valor de K a la emisión de diseño en cualquier locación a la

cual la gente tenga acceso (ejemplo: escalera bajo el quemador

o en plataforma de servicio de una torre cercana). La

exposición debe limitarse a pocos segundos, suficientes solo

para retirarse de la zona.

2,000 6.31 Intensidad de calor en áreas donde puedan requerirse acciones

de emergencia, por parte de personal sin protección pero con

ropa adecuada. Se considera que las acciones tengan una

duración de hasta 1 minuto.

1,500 4.73 Intensidad de calor en áreas donde puedan necesitarse

acciones de emergencia que mantengan duración de varios

minutos. Dichas acciones se consideran que serán realizadas

por personal sin protección pero con ropa adecuada.

500 1.58 Valor de K a la emisión de diseño en cualquier locación que el




personal esté continuamente expuesto.

Se encuentran disponibles por parte del Banco Mundial, reportes que declaran los

efectos observados para diferentes niveles de radiación térmica. En la Tabla VI.2.

se incluye esta información.

Tabla VI.12. Efectos de la radiación térmica (Banco Mundial).

Efectos de radiación

térmica (kW/m2)

Efecto observado

37.5 Suficiente para causar daño a equipo de proceso.

25 Energía mínima para encender la madera en exposiciones

indefinidamente largas (sin piloto).

12.5 Energía mínima para encender la madera con piloto, fusión de

tubería de plástico.

9.5 Umbral de dolor alcanzado después de 8 segundos: quemaduras

de segundo grado después de 20 segundos.

4 Suficiente para causar dolor a personal que no se cubra en 20

segundos, es posible la formación de ampollas en la piel

(quemaduras de segundo grado); 0 letalidad.

1.6 No causará incomodidad por exposición prolongada.

A partir de la información mostrada anteriormente, puede observarse que las

especies de flora o la vegetación aún presente en la zona, en caso de ocurrencia

de un incendio se verían afectadas del punto en donde se genere el evento hasta

la distancia en la que se encuentren 25 kW/m2, la cual representa la radiación a la

cual se enciende la madera sin necesidad de tener presente un piloto.

En la norma API 521, también es posible encontrar información que relaciona el

tiempo durante el cual se experimenta la radiación y las consecuencias que puede

sufrir la persona expuesta a ella. En la Tabla VI.13. se incluye el tiempo de

exposición necesario para alcanzar el umbral de dolor.




Tabla VI.13. Tiempo de exposición necesario para alcanzar el umbral de dolor

(API 521).

Intensidad de radiación

(BTU/hr-ft2) Intensidad de radiación

(kW/m2) Tiempo de umbral de dolor

(segundos)

500 1.74 60

740 2.33 40

920 2.90 30

1,500 4.73 16

2,200 6.94 9

3,000 9.46 6

3,700 11.67 4

6,300 19.87 2

Eventos de Explosión.

En un evento de explosión, el efecto destructivo esta dado por la formación de

ondas de sobrepresión, las cuales tienen un valor máximo en el punto donde se

origina la explosión y disminuyen conforme nos alejamos de ese punto. La

magnitud de una explosión se encuentra directamente relacionada con la cantidad

de material involucrado en la explosión.

Las ondas de sobrepresión se calculan utilizando el modelo de explosión de TNT,

el cual iguala la nube con una masa equivalente de TNT considerando la siguiente

expresión:

fHcmm ATNT ×

Δ×=

120,1 (Ecuación VI.1.)

Donde: TNTm : masa equivalente de TNT (kg)

Am : masa del material presente en la explosión (kg)




HcΔ : calor de combustión del material (kcal/kg)

f: fracción de masa del material que explota (1 a 10%)

El modelo que utiliza el SCRI, determina el valor de la sobrepresión a partir de la

masa equivalente de TNT empleando una aproximación a la gráfica de Kingery

and Bulmash publicadas en Lees, F. P., 1996, Loss prevention in the process

industries, 2nd Edition. Esta curva se incluye en la Figura VI.3. para su consulta.

Figura VI.3. Gráfica para la sobrepresión de onda de choque ocasionada por la

explosión de una nube de gas (Lees, F. P., 1996).




La gráfica incluida en la Figura VI.1., permite obtener el valor de la distancia de

referencia a partir de un valor de interés de la sobrepresión.

Finalmente, a partir de la distancia de referencia y de la masa equivalente de TNT

se obtiene el radio de la onda de sobrepresión desde la fuente de explosión, pasa

lo cual se emplea la siguiente ecuación:

31

TNTmzr ×= (Ecuación VI.2.)

Donde: r: radio de sobrepresión (m)

z: distancia de referencia (m)

La sobrepresión que se genera a partir de una onda de choque, produce efectos

que pueden traducirse en un significado práctico, a partir de la estimación de las

afectaciones que podrían generarse a partir de la detonación de un material. En la

Tabla VI.14. se incluye un listado que muestra el significado práctico de diferentes

niveles de sobrepresión calculados.

En lo que respecta a las ondas de sobrepresión, la zona de alto riesgo se

encuentra definida por una onda de sobrepresión de 1 psi, la cual es suficiente

para ocasionar la demolición parcial de casas. En el caso de la zona de

amortiguamiento, ésta se encuentra definida por una onda de sobrepresión de 0.5

psi con la capacidad de causar la ruptura de vidrios de las ventanas.

Para el caso particular de las especies de fauna que ocasionalmente transitaran

en la zona, puede mencionarse que una sobrepresión de 0.02 psig ocasionaría un

ruido que pudiera tomarse como un factor de disturbio. En el caso de una

sobrepresión de 0.04 psig, se considera la presencia de un ruido fuerte con

capacidad de generar fallas en el vidrio.




Tabla VI.14. Significado práctico de los niveles de sobrepresión. Presión (psig)

Daño producido

0.02 Ruido molesto (137 dB si es de baja frecuencia 10-15 Hz).

0.03 Ruptura ocasional de ventanas bajas que ya estén bajo tensión.

0.04 Ruido fuerte (143 dB), falla de vidrio por efecto sónico.

0.1 Ruptura de ventanas pequeñas bajo tensión.

0.15 Presión típica para ruptura de vidrio.

0.3 Distancia segura (probabilidad de 0.95 de que no haya daño serio después de este valor);

límite de proyectiles; algún daño a techos de casas; 10% del vidrio de ventanas se rompe.

0.4 Daño estructural menor limitado.

0.5 Ventanas grandes y pequeñas se hacen añicos; daño ocasional a marcos de ventanas.

0.7 Daño menor a estructuras de casas.

1.0 Demolición parcial de casas, volviéndolas inhabitables.

1-2 Asbestos corrugados se hacen añicos; falla de sujetadores de paneles de aluminio o acero

corrugado, después se doblan; sujetadores de paneles de madera (típicos en casas)

fallan, los paneles se rompen

1.3 Marcos de acero del revestimiento de edificios ligeramente distorsionados

2 Colapso parcial de paredes y techos de casas

2-3 Paredes de concreto o escoria, no reforzadas, se estrellan

2.3 Límite inferior de daño estructural serio

2.5 50% destrucción de la mampostería de casas

3 Máquinas pesadas (, lb) en edificios industriales sufrieron poco daño; edificio con marcos

de acero distorsionado y arrancado de sus cimientos

3-4 Demolición de edificio sin marcos o de paneles de acero; ruptura de tanques de

almacenamiento de petróleo

4 Ruptura de revestimiento de edificios industriales ligeros

5 Postes de madera para servicios partidos; prensa hidráulica alta (40,000 lb) en edificio

ligeramente dañada

5-7 Destrucción casi completa de casas

7 Volcadura de vagones de ferrocarril cargados

7-8 Paneles de ladrillo, 8-12 in de grosor, no reforzados, fallan por cizalla o flexión

9 Vagón de ferrocarril cargado completamente demolido

10-15 Probable destrucción total de edificios; máquinas herramienta pesadas (7,000 lb)

desplazadas y dañadas seriamente, herramientas para maquinaria muy pesadas (12,000

lb) sobrevivieron




Evento de fuga y dispersión de compuestos tóxicos. La predicción de la dispersión atmosférica de vapores y sus consecuencias,

generalmente se desarrolla mediante cálculos de dispersión, lo cual nos indica el

área de afectación y la concentración probable en cierto punto. Para efectuar los

cálculos se requiere conocer la razón de fuga del gas o la cantidad total fugada,

así como las condiciones atmosféricas prevalecientes como velocidad del viento,

hora del día, nubosidad y otros factores que afecten la dispersión del gas en el

ambiente.

El modelo Gaussiano describe el comportamiento de una fuga de gas en la

dirección del viento y a la misma velocidad que este. Este modelo nos da una

aproximación del perfil de concentración tanto en la dimensión vertical como en la

horizontal. Dicho modelo, ha sido utilizado ampliamente en estudios de riesgo y

se ha encontrado mediante validaciones que presenta resultados apegados a la

realidad.

Existen diversos factores que pueden afectar la dispersión de gases como es el

caso de la estabilidad atmosférica, la velocidad del viento, los efectos del terreno,

la altura de la descarga medida desde el suelo así como la geometría de la

descarga desde la fuente.

La estabilidad de la atmósfera se refiere a las condiciones del clima al momento

de la descarga, y se refiere al flujo turbulento que mezclará el gas con el aire, si la

atmósfera se encuentra estable la descarga permanecerá constante sin

mezclarse.

En el caso de las modelaciones, se utilizaron dos diferentes velocidades de viento,

las cuales fueron 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de diseño)

y 70 m/s (velocidad máxima reportada en bases de diseño). Se consideraron

escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera y una radiación moderada, esto




con la finalidad de obtener los valores más conservadores que pudieran significar

o presentar las mayores áreas de afectación.

La Guía del Estudio de Riesgo indica que deben determinarse los radios

potenciales de afectación por toxicidad empleando las concentraciones

correspondientes al IDLH y TLV de las sustancias.

Sin embargo, en la hoja de seguridad del gas natural no se tiene reportado IDLH y

TLV, pero se clasifica a este gas como asfixiantes simple. De acuerdo a la Norma

Oficial Mexicana NOM-005-STPS-1998, una atmósfera no respirable es un área

en la cual se tiene deficiencia o exceso de oxígeno, menos de 19.5% o más de

23.5% respectivamente.

Se sabe que la composición molar del aire es 21% de oxígeno y 79% de

nitrógeno, o bien, 3.76 moles de N2 por cada mol de O2. Para que se presente

una atmósfera no respirable por deficiencia de oxígeno debido a una fuga es

necesario que el gas liberado desplace una cantidad de aire tal que la

composición alcanzada sea la mostrada en la tabla siguiente:

Tabla VI.15. Atmósfera asfixiante por deficiencia de oxígeno.

Componente Composición molar

O2 19.5% = 19.5 %

N2 (3.76*O2)% = 73.36 %

Gas fugado (100-O2-N2)% = 7.14 %

Total 100 %

Tal como se presenta en la tabla anterior, el valor límite para la presencia de una

atmósfera asfixiante es de 7.14% volumen (71,400 ppm) de gas producto de la

fuga. Este valor fue empleado para obtener los radios de afectación por toxicidad

para el gas natural.




VI.3.1. Planteamiento de escenarios y modelos empleados. En este apartado se presentan las modelaciones de los eventos de riesgo que

fueron identificados de acuerdo al análisis de riesgo aplicado a través del HAZOP

y la posterior jerarquización de eventos.

Como uno de los escenarios de riesgo se planteó la ruptura en diferentes puntos

del ducto de transporte de gas natural de 18” de diámetro. Como consecuencia de

este evento se produciría una fuga que a la vez podría provocar un incendio o

explosión del material liberado.

De acuerdo a la información proporcionada por la empresa en sus bases de

diseño, la totalidad del ducto mantiene un diámetro nominal de 18” de diámetro,

recibiendo la interconexión una presión de 70 kg/cm2 a partir del gasoducto de

PEMEX y regulándose a una presión de salida de 22 kg/cm2, la cual se suministra

a las Estaciones 1 y 2. Como ya se ha explicado, el gasoducto se considera de

forma general con una extensión de 4.3 km. En la Tabla VI.16. se incluye un

resumen de las condiciones generales del gasoducto.

Tabla VI.16. Red de distribución de gas natural.

Trayectoria Distancia

(m) Diámetro

(Pulgadas) Presión (kg/cm2)

Interconexión con el gasoducto de 48” a

través de la válvula Hot Tap a Estación 1

28 m 18” Entrada: 70

Salida: 22

Línea de la Estación 1 a Estación 2 en

TAMSA

2,669 18” 22

Línea de la Estación 1 a Estación 2 en

Parque Industrial

1,611 18” 22




Se realizaron diferentes modelaciones que planteaban escenarios de ruptura total,

ruptura de un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la línea y ruptura de

un orificio equivalente al 25% del diámetro total.

Es importante mencionar que el escenario de ruptura total correspondería a una

acción de sabotaje ya que es un evento extremo con muy baja probabilidad de

ocurrencia. Sin embargo, tomando en consideración los accidentes reportados en

nuestro país durante el año 2007, se incluyó la modelación de este escenario

catastrófico.

Se consideraron dos escenarios más que consideran rupturas parciales de la

tubería, uno de ellos asume que se presenta una ruptura equivalente al 50% del

diámetro total de la tubería, lo cual indica que se tendría un orificio de 9” de

diámetro, el cual representa una fuga originada por corrosión, fallas en materiales

o deterioro, falla en conexiones, válvulas, equipo o golpes externos. El último

escenario corresponde a una ruptura equivalente al 25% del diámetro nominal,

dando originen a un orificio equivalente a 4.5” de diámetro.

Para cada uno de los escenarios, resulta imprescindible evaluar la masa de gas

que se liberaría. Esta masa también puede ser calculada por el paquete

computacional, sin embargo se realizó el cálculo teórico para verificar los

resultados que arrojaba el software.

A continuación, se presenta el método utilizado para la obtención de la cantidad de

gas liberado para una de las rupturas planteadas, este procedimiento de cálculo

fue aplicado al resto de los casos.




• Ruptura total de la línea de 18”. En este escenario se evaluó una ruptura catastrófica de la línea de conducción de

gas natural de 18” de diámetro, siendo el primer paso calcular la masa de gas

liberado a partir de las condiciones a las cuales se transporta el combustible.

El flujo de gas liberado a través de un orificio en una línea de conducción puede

obtenerse mediante la siguiente expresión:

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

⋅=− kkk

g

cD P

PPP

kk

TRMgAPCm

1

1

2

2

1

2

11 1

2& (Ecuación VI.3.)

Donde:

m&= flujo de masa a través del orificio (masa/tiempo)

CD = coeficiente de descarga (adimensional)

A = área del orificio de descarga (m2)

P1 = presión en la línea antes de la descarga (fuerza/área)

gc = constante de gravitacional (fuerza/masa-aceleración)

M = peso molecular el gas (masa/moles)

k = relación de capacidad calorífica Cp/Cv (adimensional)

Rg = constante del gas ideal

T1 = temperatura dentro de la línea de gas (°K)

P2 = presión en la línea después de la descarga

A medida que la presión P1 va decreciendo el flujo alcanza un valor máximo, éste

ocurre cuando la velocidad de la descarga de gas alcanza la velocidad del sonido.

A partir de este punto, el flujo se vuelve independiente de la caída de presión y

depende solamente de la presión que tiene el gas dentro de la línea. Por lo que la

ecuación (VI.3.) se transforma en la siguiente ecuación:




( )( )1

1

11 1

2 −+

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+⋅=

kk

g

cD kTR

MkgAPCm& (Ecuación VI.4.)

El peso molecular del gas natural se obtuvo considerando la composición que se

reporta en la Tabla VI.17. y que corresponde a una composición reportada por el

proveedor.

Tabla VI.17. Composición del gas natural.

Material % molar Peso molecular

(kg/mol)

Nitrógeno 0.2112 28.0135

Metano 93.1825 16.0428

Dióxido de carbono 1.0693 44.0098

Etano 3.7239 30.0696

Propano 1.0586 44.0965

Butano 0.755 58.1234

La masa molecular M de una mezcla de gases se obtiene mediante la expresión:

∑= ii MxM (Ecuación VI.5.)

En donde Mi y xi son los pesos moleculares y la fracción de cada componente del

gas natural mostrados en la tabla anterior. Tomando la ecuación VI.5. y

sustituyendo los parámetros se obtiene lo siguiente:

kg/kmol 5042427.171234580075500965440105860

︶0696.30︶︵037239.0︵︶0098.44︵︶010693.0︵︶0428.16︶︵931825.0︵︶0135.28︶︵002112.0︵

=++++++=

︶.︶︵.︵︶.︶︵.︵

M




Por otro lado la relación de capacidad calorífica k se obtuvo de acuerdo a su

definición:

gRCpCp

CvCpk

−== (Ecuación VI.6.)

En la Tabla VI.18. se incluyen los valores de capacidades caloríficas reportadas en

la literatura, considerando una temperatura de 25°C.

Tabla VI.18. Capacidades caloríficas de los componentes del gas natural.

Componente Cp=J/mol°C

Nitrógeno 29.126

Metano 35.679

Dióxido de carbono 37.243

Etano 52.390

Propano 73.466

Butano 98.345

A partir del cálculo de las capacidades caloríficas y la composición, se evaluó la

capacidad calorífica del gas natural mediante la siguiente expresión:

iiCpxCp ∑= (Ecuación VI.7.) En donde Cpi y xi son el peso molecular y fracción molar de cada componente del

gas natural, al sustituirse estos parámetros se obtuvo el Cp=37.1775 J/molºC.

Tomando el valor obtenido de la capacidad calorífica y utilizando la constante de

los gases ideales en la ecuación de la relación de capacidad calorífica se obtuvo

que k = 1.29.




En el escenario que contempla una ruptura total de la tubería de Gas Natural de

18” obtendríamos el área del orificio con la siguiente ecuación:

2

4DA Π

= (Ecuación VI.8.)

Donde D es el diámetro del orificio (m); sustituyendo para la tubería de 18”:

4"1

0254.0"181416.32

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛×

=

m

A = 0.1641 m2

En la Tabla VI.19. se presenta un resumen con los valores de las variables

involucradas en el cálculo del flujo de descarga de gas natural.

Tabla VI.19. Variables involucradas en el cálculo del flujo de descarga de gas (Tubería 18”).

Parámetro Valor Unidades Descripción

k 1.29 adimensional Relación de capacidad calorífica (Cp/Cv)

CD 1 adimensional Coeficiente de descarga

gc 1 kg m/ N s2 Constante gravitacional

M 17.5 kg/mol Peso molecular del gas

Rg 8,314.73 Pa m3/ kmol K Constante del gas ideal

T1 298.15 K Temperatura en la línea de gas

P1 6,866,166.51 Pa Presión en la línea de gas

A 0.07296

m2

Área del orificio de descarga (16” de diámetro)

Sustituyendo los valores de las variables en la Ecuación V1.4. se obtiene el flujo

de descarga del gas a través del orificio:




( )( )( )

( )

( )( )129.1

129.1

3

2

2

22

129.12

15.29873.314,8

5.17129.151.166,866,61641.01

−+

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅

⋅

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⋅⋅

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

KKkmol

mmN

kmolkg

sNmkg

mNmm&

m&= 1,992.18 kg/s Considerando que el suministro de gas natural se realizará de forma continua, la

masa total liberada en una fuga estaría determinada por el flujo de descarga a

través del orificio producido y por el tiempo de duración del evento.

Para todas las modelaciones realizadas se empleó un tiempo de 10 minutos (600

segundos), considerando que este valor representaría el tiempo máximo en el cual

se controlaría la fuga. El personal a cargo del estudio de riesgo considera que de

acuerdo a los dispositivos de control de las instalaciones, este tiempo (10 minutos)

sería suficiente para controlar una liberación extraordinaria. La masa de gas

liberada se calculó a partir de la siguiente expresión:

tmmGN ⋅= & (Ecuación VI.9.)

Sustituyendo el valor de descarga a través del orificio y el tiempo de duración de la

fuga se obtiene finalmente:

( )ss

kgmGN 600*18.992,1 ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= = 1,195,309.21

Se modelaron la ruptura total y rupturas de orificios equivalentes al 50% y 25% de

diámetro para la línea de 18” de diámetro, utilizando las presiones que se manejan

en cada tramo del gasoducto (70 kg/cm2 y 22 kg/cm2).




VI.3.1.1. Datos que se alimentarán al simulador.

Evento de dispersión.

Para el evento de dispersión de gas natural, liberado a partir de una ruptura ya sea

total o parcial en la línea de conducción se requieren alimentar los datos de las

condiciones de operación de la línea (presión, diámetro), así como los datos de

velocidad de vientos y estabilidad atmosférica.

Para el caso de la presión, se manejaron los dos diferentes valores que se

reportan en las bases de diseño, los cuales corresponden a la presión máxima de

70 kg/cm2 y la presión mínima que se manejará, la cual equivale a 22 kg/cm2. La

primera se presenta en el tramo de interconexión entre el gasoducto de PEMEX y

la Estación 1 (City Gate), la segunda presión es la que se suministrará a través de

las líneas de interconexión entre la Estación 2 y la Estación 3.

En lo que se refiere a la velocidad de viento, se utilizaron 3 diferentes valores, los

cuales corresponden a 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de

diseño) y 10 m/s. Se consideraron escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera

y una radiación moderada, esto con la finalidad de obtener los valores más

conservadores que pudieran significar o presentar las mayores áreas de

afectación. También se agregó un escenario que corresponde a una velocidad de

viento muy baja, siendo de 1.5 m/s y condiciones de nubosidad cerrada por la

noche sin radiación.




mezclarse.




La concentración de interés corresponde a 71,400 ppm. Dicha concentración

corresponde a la suficiente para ocasionar asfixia, dado que para el gas natural no

se reportan IDLH o TLV.

Para los flujos de descarga en las rupturas, el simulador calcula estos valores a

partir de la presión de suministro y el diámetro del orificio. Sin embargo, se realizó

el cálculo teórico, de tal forma que se pueda verificar la información reportada por

el simulador.

En la Tabla VI.20. se presentan los valores alimentados al simulador bajo las

diferentes condiciones de presión que se manejan en el gasoducto, ya que el

diámetro nominal se mantiene uniforme en todos los segmentos.

Tabla VI.20. Datos de alimentación al simulador: condiciones de la ruptura que

permite la liberación el gas natural.

Nominal (in)

Interior (m)(in) (m)

Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 1,992.18 1,195,309.2150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 498.05 298,827.3025% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 124.51 74,706.83Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 626.11 375,668.6150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 156.53 93,917.1525% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 39.13 23,479.29

Masa descargada

(10 min)

Diámetro de tubería

Ruptura

Área transversal del

orificio (m2)Presión (kg/cm2)

Flujo de descarga

(kg/s)

Diámetro del orificio

Para los eventos modelados, se alimentan las condiciones de operación del ducto

y el flujo de descarga calculado a partir de las condiciones de la ruptura que

provoca la liberación del gas natural que se conduce. En el caso particular de la

explosión, se considera que el material se libera durante un máximo de 10

minutos, tiempo en el que se logra controlar la liberación del material, por lo que la

nube explosiva detona la masa equivalente al gas natural descargado en 10

minutos.




En la Tabla VI.21. se incluye un resumen de los datos de alimentación al

simulador.

Tabla VI.21. Datos de alimentación al simulador: concentraciones de interés.

Evento Parámetro Datos

Condiciones

climatológicas

Velocidad de vientos

Temperatura ambiente

Humedad relativa

1.5 m/s, 4.6 m/s, 10 m/s

30°C

95%

Condiciones El evento ocurre de día con una

nubosidad ligera y una radiación

moderada

El evento ocurre de noche con una

nubosidad cerrada y sin radiación solar.

Estabilidad atmosférica Pasquill A: 1.5 m/s, día

Pasquill D: 1.5 m/s, noche

Pasquill B: 4.6 m/s, día

Pasquill C: 10 m/s, día

Dispersión Concentración de interés 71,400 ppm

Incendio Radiación de interés 25 kW/m2 (suficiente para incendiar

madera sin piloto y considerada como

suficiente para ocasionar daños a la

vegetación)

5 kW/m2, zona de alto riesgo (suficiente

para causar quemaduras de segundo

grado)

1.4 kW/m2, zona de amortiguamiento

(no se esperan alcanzar el umbral de

dolor)

Explosión Sobrepresión se interés 1 psig (ocasiona ruido y daños

estructurales)

0.5 psig (ocasiona ruido y ruptura de

ventanas)




En el siguiente apartado se incluye el resumen de los resultados obtenidos, en el

Anexo 6 se incluyen los reportes que se generan por el simulador en los que

pueden observarse los datos de alimentación y los resultados obtenidos. En ese

mismo Anexo se incluyen también los planos que esquematizan las áreas de

afectación en la zona del proyecto.

VI.3.2. Resultados de la modelación de los escenarios planteados. En este apartado se incluyen los principales resultados que se obtuvieron para las

modelaciones realizadas con los paquetes computacionales SCRI Modelos

(versión 4.3) y SCRI Fuego (versión 1.3.1.), de la empresa Dinámica Heurística.

Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2. Este escenario se considera de muy baja probabilidad de ocurrencia, debido a que

requiere de una acción de sabotaje para que llegue a presentarse. Sin embargo,

tomando en consideración que en nuestro país se han presentando eventos de

este tipo, se tomó la decisión de incluir la evaluación de este escenario que sería

considerado como catastrófico y el cual arrojaría las mayores áreas de afectación

para los eventos.

La probabilidad de ocurrencia del evento, considera que hay secciones de la

tubería que son aéreas, como puede ser las denominadas comúnmente bayonetas

que es la parte de la tubería que entra o sale de las estaciones de medición y

regulación y en donde la tubería se encuentra sobre la superficie.

A partir de este evento máximo, se modeló la dispersión del gas natural liberado

por una ruptura total (catastrófica) en la tubería de 18” que conduce la sustancia a

una presión de 70 kg/cm2. En este escenario, el flujo de gas descargado, formaría

una nube de gas que alcanzaría los límites de inflamabilidad. En la Figura VI.4. se




incluye una imagen que muestra la gráfica de los radios de afectación que se

generarían.

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)

Distancia a nivel de piso (m)

Ruptura total, tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)

Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)

0

500

10000

30

60

90

120

150

180210

240

270

300

330


1.40 kW/m2 a 602.51 m5.00 kW/m2 a 325.02 m25.00 kW/m2 a 143.93 m

Figura VI.4. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio

derivado de la fuga de gas natural por la ruptura total de la tubería

de 18” @ 70 kg/cm2.

Los resultados indican que debido al incendio, se generaría una flama con una

longitud de 97.02 m, a partir de la cual se generaría una zona de alto riesgo con

una radiación en la periferia de 5 kw/m2, con una distancia máxima de afectación

de 325.01 m. La zona de amortiguamiento, definida por una radiación de 1.4

kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 602.51 m a partir del punto en

que se genere la flama. En el caso particular de las condiciones ambientales, es

importante mencionar que la radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender

madera si utilizar piloto y la cual podría incendiar la vegetación presente en la

zona, se tendría a una distancia máxima de 143.93 m a partir del punto en donde

se genere la flama.

Al momento de presentarse la ruptura en la tubería, el gas natural liberado

mantiene la posibilidad de formar una nube explosiva. Debido a esto, es

necesario evaluar las distancias a las cuales se generarían las ondas de




sobrepresión correspondientes a las zonas de alto riesgo y amortiguamento,

respectivamente. De acuerdo a los resultados obtenidos de la modelación, se

encontró que a partir de un escenario catastrófico de ruptura total de la tubería en

el segmento que se encuentra a 70 kg/cm2, generaría una distancia máxima de

afectación de 1,935.83 hasta la cual alcanzaría una sobrepresión de 1 psig,

suficiente para causar daños estructurales a casas habitación volviéndolas

inhabitables. La zona de amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5

psig se tendría a una distancia máxima de 3,294.63 m a partir del punto en el que

se genere la fuga.

En el caso particular de las condiciones ambientales, se considera que una

sobrepresión de 0.04 psig es suficiente para causar un ruido molesto que pueda

causar afectación a las especies de fauna que resulten sensibles. Sin embargo,

considerando que la afectación sería de una corta duración, ya que se trata de una

explosión, no se determinaron las áreas de afectación por esta sobrepresión,

considerándose la sobrepresión de 0.5 psig como aquella que puede afectar

especies de fauna, debido al movimiento de proyectiles ocasionados por el

derrumbe parcial de instalaciones.

En la Figura VI.5. se incluye la gráfica de las ondas de sobrepresión generada por

un evento de las características antes mencionadas.




0

1000

2000

3000

40000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura total de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)

Energía equivalente a 1277779.14 kg de TNT

200.00 kPa (29.01 psig) a 253.20 m150.00 kPa (21.76 psig) a 288.37 m70.00 kPa (10.15 psig) a 417.31 m50.00 kPa (7.25 psig) a 499.59 m30.00 kPa (4.35 psig) a 674.29 m20.00 kPa (2.90 psig) a 878.16 m15.00 kPa (2.18 psig) a 1075.07 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1935.82 m3.50 kPa (.51 psig) a 3294.63 m

Figura VI.5. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una

explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por

la ruptura total de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.

Finalmente, otro escenario que podría presentarse corresponde a la formación de

una nube asfixiante. Considerando que el gas natural no tiene reportados valores

de IDLH ó TLV, sino que se encuentra definido como un asfixiante, capaz de

desplazar el oxígeno; se evaluó el escenario de formación de una nube asfixiante

originada por la liberación del gas natural a partir de la ruptura catastrófica de la

línea.

En el caso de la dispersión, se evaluaron diferentes escenarios meteorológicos,

resultando el que arroja las mayores afectaciones, el que corresponde a una

velocidad de viento de 1.5 m/s y un escenario nocturno con nubosidad cerrada. A

partir de los resultados arrojados por el simulador, la distancia de afectación por la

concentración de 71,400 ppm, suficiente para formar una atmósfera asfixiante,

sería de 34.73 m a partir del punto en donde se presente la ruptura.




Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 50% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2.

Considerando que una ruptura total de la línea es un evento de muy baja

probabilidad de ocurrencia, se evalúo un segundo escenario con mayor

probabilidad de presentarse y el cual equivale a una ruptura parcial equivalente al

50% del diámetro total de la línea, originando un orificio de 9” de diámetro, el cual

podría originarse por diversas causas como corrosión, falla de válvulas, etc.

Una vez que se forma el orificio del 50% del diámetro total de la línea, se

generaría una emisión de gas natural que alcanzaría los límites de flamabilidad de

la sustancia, formando una nube inflamable la cual al momento de alcanzar una

fuente de ignición originaría un incendio cuya longitud de flama alcanzaría 48.53

m. Los resultados de la modelación del incendio, indican que al presentarse el

incendio, se generaría un área de afectación de alto riesgo por radiación de 5

kW/m2 a una distancia máxima de 167.53.

El área de amortiguamiento, definida como aquella que mantiene en su periferia

una radiación de 1.4 kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 310.52 m.

En el caso particular de la radiación de 25 kW/m2, suficiente para dañar especies

vegetales se tendría a una distancia máxima de 74.25 m a partir del punto del

incendio.

En la Figura VI.6. se incluyen las gráficas de las zonas de afectación por radiación

en caso de ocurrencia del evento.




10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)


Ruptura parcial (50%), tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)


0

200

4000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330




derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (50% del

diámetro) de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.

En el caso particular de que la liberación del gas natural llegara a las condiciones

para formar una nube explosiva que detonara, la onda de sobrepresión que define

la zona de alto riesgo (1 psig) se tendría a una distancia máxima de 1,219.49 m y

la zona de amortiguamiento se tendría a una distancia máxima de 2,075.49 m.

En la Figura VI.7. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión que

se generarían.




0

1000

2000

30000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)





la ruptura parcial (50% del diámetro) de la tubería de 18” @ 70

kg/cm2.

Finalmente, se evalúo un escenario de dispersión para determinar la formación de

una nube asfixiante con una concentración de 71,400 ppm de gas natural. Los

resultados de la modelación indican que la distancia máxima de afectación se

presentaría a 16.38 m. La mayor distancia de afectación, también corresponde a

un escenario con una velocidad de vientos de 1.5 m/s y condiciones nocturnas de

nubosidad cerrada.




Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 25% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2. Un orificio en la tubería de estas características pudiera llegar a presentarse por

daños en la tubería, válvulas o accesorios, o bien por corrosión. La cantidad de

gas natural liberada podría formar tres escenarios, uno de ellos corresponde a la

generación de una nube inflamable que de encontrar una fuente de ignición

generara un incendio; el segundo escenario corresponde a la formación de una

nube explosiva y el tercer escenario corresponde a la formación de una atmósfera

asfixiante.

A través de la modelación con el paquete computacional, se determinaron las

áreas de afectación por formación de un incendio. Considerando las condiciones

del orificio generado, la masa liberada quedaría entre los límites de inflamabilidad

por lo que de encontrar la fuente de ignición se presentaría una llama con una

longitud de 24.26 m. Bajo estas condiciones de incendio;, se formaría un área de

afectación por radiación, la cual tendría una distancia máxima de 38.21 para una

radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender la vegetación natural.

La radiación de 5 kW/m2, que define el área de alto riesgo, se presentaría a una

distancia máxima de afectación de 86.28 m y finalmente la zona de

amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4 kW/m2 tendría una distancia

máxima de 159.94.

A continuación, en la Figura VI.8. se incluye la gráfica de las áreas de afectación

por radiación.




0

100

2000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330



10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)







A partir de la fuga, se puede originar la formación de una nube explosiva, cuyo

material al momento de detonar generaría ondas de sobrepresión que causan

daños. Tomando en consideración el flujo emitido por la ruptura parcial,

equivalente al 25% del diámetro total de la línea de conducción se tendría una

distancia máxima de afectación por una sobrepresión de 1 psig de 768.23 m,

definiendo el área de alto riesgo.

El área de amortiguamiento (con una sobrepresión de 0.5 psig) se tendría a una

distancia máxima de afectación de 1,307.47 m a partir del centro de la nube

explosiva. En la Figura VI.9. se presenta la gráfica que muestra las ondas de

sobrepresión.




0

500

1000

15000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura parcial (25%) de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)






kg/cm2.

Finalmente, otro de los escenarios que puede presentarse corresponde a la

formación de una atmósfera explosiva. Bajo las condiciones de una ruptura

equivalente al 25% del diámetro total de la línea, el flujo emitido formaría una

atmósfera asfixiante con una concentración equivalente a 71,400 ppm, a una

distancia máxima de 7.74 m a partir del punto en el que se libere el material.




Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2. Adicionalmente al evento de mayor afectación, dado que es el que maneja el gas

natural a una mayor presión, también se evaluaron escenarios que corresponden

a los segmentos del gasoducto que mantienen una presión de 22 kg/cm2, de

acuerdo a las bases de diseño el diámetro nominal se mantiene en 18” para todos

los segmentos.

En el caso de presentarse una ruptura total de la línea de 18” que conduce el gas

natural de la Estación 1 (City Gate) a la Estación 2 o a la Estación 3, es posible

que se de lugar a la formación de una nube inflamable, la cual al encontrar una

fuente de ignición generaría una flama con una longitud de 97 m. Las áreas de

afectación por radiación mantendrían una distancia máxima de 72.14 m para la

radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2, 182.41 m para el área de alto

riesgo, con una radiación equivalente a 5 kW/m2 y 344.01 m como distancia del

área de amortiguamiento con una radiación de 1.4 kW/m2. En la Figura VI.10. se

incluye la gráfica de afectación por radiación para este escenario.

10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)


Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3


0

200

4000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330





de 18” @ 22 kg/cm2.




En caso de que se formara una nube explosiva que detonara en la zona, se

generarían áreas de afectación por sobrepresión. La distancia máxima que

presentaría el área de alto riesgo con una sobrepresión de 1 psig, se tendría a una

distancia de 1,316.15 m. El área de amortiguamiento, definida con una

sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una distancia máxima de 2,239.99 m. En la

Figura VI.11. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión.

0

1000

2000

30000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)



Figura VI.11. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una

explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural

por la ruptura total de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.

En el caso de la dispersión del gas natural, dando paso a la formación de una

nube asfixiante, se encontró mediante la modelación que la distancia máxima de

afectación se tendría a 34.9 m. La concentración que equivale a la formación de

atmósfera asfixiante es de 71,400 ppm y en este caso, la mayor área de

afectación se presenta bajo el escenario de 1.5 m/s para la velocidad de vientos y

condiciones nocturnas de nubosidad cerrada.





También se evaluó un segundo escenario que corresponde a una ruptura parcial,

la cual origina la formación de un orificio que equivale al 50% del diámetro total de

la tubería, en este caso el orificio sería de 9” de diámetro. Al momento de

liberarse el gas natural, es posible que se de lugar a la formación de una nube

inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición generaría una flama con una

longitud de 48.53 m.

Las áreas de afectación por radiación presentarían una distancia máxima de 37.22

m para la radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2. En el caso de la radiación

que define la zona de de alto riesgo (5 kW/m2), se tendría a una distancia máxima

de 94.03 m.

Finalmente, la zona de amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4

kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 177.24. En la Figura VI.12. se

muestra una gráfica de la afectación por radiación para este escenario.

10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)


Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3


0

100

2000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330









En el caso particular de que llegara a formarse una nube explosiva y que ésta

llegara a detonar formando ondas de sobrepresión, mediante la modelación se

encontró que la distancia máxima que presentaría el área de alto riesgo con una

sobrepresión de 1 psig, se tendría a una distancia de 829.13 m. El área de

amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una

distancia máxima de 1,411.11 m. En la Figura VI.13. se incluye la gráfica que

muestra las ondas de sobrepresión por explosión.

Finalmente, la evaluación del escenario de la dispersión de una nube de gas

natural, originada por la liberación de la sustancia a partir de la ruptura parcial,

formando un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la de la línea,

desencadenaría una nube asfixiante, con una distancia máxima de afectación de

16.49 m, a partir del punto en el que se genere la fuga, para una velocidad de

vientos de 1.5 m/s y condiciones de escenario nocturno y de nubosidad cerrada.

0

500

1000

15000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)





la ruptura parcial (50% de diámetro) de la tubería de 18” @ 22

kg/cm2.





Una ruptura parcial equivalente al 25% del diámetro, originando un orificio de 4.5”,

el cual daría paso a la liberación de un flujo másico que puede llegar a una nube

inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición daría origen a un incendio.

Mediante la modelación, se determinaron las áreas de afectación por la presencia

de un incendio, el cual considerando la cantidad de material liberado presentaría

una llama con una longitud de 24.26 m. A partir de estas condiciones, se formaría

un área de afectación por radiación, la cual tendría una distancia máxima de 19.15

m para una radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender la vegetación natural

(daño a las condiciones ambientales).

La radiación de 5 kW/m2, que define el área de alto riesgo, se presentaría a una

distancia máxima de afectación de 48.4 m y finalmente la zona de

amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4 kW/m2 tendría una distancia

máxima de 91.28 m. En la Figura VI.14. se incluye la gráfica de las áreas de

afectación por radiación.

0

50

1000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330



1

10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)



Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%) Figura VI.14. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio






Una vez liberado el material, se puede dar paso a la formación de una nube

explosiva, la cual al momento de detonar genera ondas de sobrepresión que

causan afectaciones. Tomando en consideración el flujo emitido por la ruptura

parcial se tendría una distancia máxima de afectación por una sobrepresión de 1

psig de 522.31 m, definiendo el área de alto riesgo. El área de amortiguamiento

se tendría a una distancia máxima de afectación de 888.93 m a partir del centro de

la nube explosiva. En la Figura VI.15. se presenta la gráfica que muestra las

ondas de sobrepresión.

0

500

10000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330




Figura VI.15. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una



kg/cm2.




Finalmente, otro de los escenarios que puede presentarse corresponde a la

formación de una atmósfera asfixiante, con una concentración equivalente a

71,400 ppm. En estas condiciones de emisión, la concentración de interés se

presentaría a una distancia máxima de 7.78 m a partir del punto en el que se

genere la fuga.

En la Tabla VI.22. se incluyen los resultados de los eventos de incendio y

explosión que se modelaron y en la Tabla VI.23. se incluyen los resultados para

los eventos de dispersión (formación de atmósfera asfixiante).

En el Anexo 6 se incluyen los reportes que genera el simulador en el que pueden

apreciarse los datos alimentados (Tabla VI.20. y Tabla VI.21).




Tabla VI.22. Resultados de la modelación de incendio y explosión para el gasoducto de 18” de diámetro.

(in) (m)Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 97.02 602.51 325.01 143.93 1,935.83 3,294.6350% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 48.53 310.52 167.53 74.25 1,219.49 2,075.4925% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 24.26 159.94 86.28 38.21 768.23 1,307.47Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 97.06 344.01 182.41 72.14 1,316.15 2,239.9950% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 48.53 177.24 94.03 37.33 829.13 1,411.1125% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 24.26 91.28 48.4 19.15 522.31 888.93

ExplosiónIncendio

Presión (kg/cm2)

1.4 kW/m2

(m)5 kW/m2

(m)25 kW/m2

(m)1 psig

(m)0.5 psig

(m)Longitud de la flama (m)


Ruptura

Nominal (in) Interior (m)

Área transversal del orificio (m2)


Tabla VI.23. Resultados de la modelación de dispersión para el gasoducto de 18” de diámetro.

Velocidad de viento 1.5 m/s (día)

Velocidad de viento 1.5 m/s (noche)


Velocidad de viento 10 m/s (día)

(m) (m) (m) (m)Total 18" 0.429 0.1642 70 1,992.18 32.97 34.73 33.46 34.250% 18" 0.429 0.0410 70 498.05 15.76 16.38 15.93 16.1925% 18" 0.429 0.0103 70 124.51 7.61 7.74 7.64 7.7Total 18" 0.429 0.1642 22 626.11 33.17 34.95 33.63 34.5950% 12" 0.429 0.0410 22 156.53 15.86 16.49 16.05 16.4125% 12" 0.429 0.0103 22 39.13 7.65 7.78 7.68 7.76

Distancia a la que se presentan 71,400 ppm de gas naturalDiámetro de tubería

Ruptura

(in) (m)


Presión (kg/cm2)

Flujo de descarga

(kg/s)



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VII-213

I.20. INTERACCIONES DE RIESGO. El gasoducto de 18” de diámetro cuenta con segmentos de tubería que conducen

el gas natural a diferentes presiones, pero que sin embargo mantienen el mismo

diámetro nominal. En la interconexión a la Estación 1 (City Gate) representa el

punto en donde confluye la tubería que transporta el gas natural a la mayor

presión, siendo ésta de 70 kg/cm2. Existen otras secciones del gasoducto que

reciben la presión regulada de las estaciones de medición y regulación de gas

natural a una presión mínima de 22 kg/cm2, por lo que de forma general puede

mencionarse que el rango de presiones que se manejan van desde los 70 kg/cm2

hasta los 22 kg/cm2.

Los eventos que se modelaron involucran la ruptura total (18”), así como dos

diferentes rupturas parciales, una de ellas considera que el orificio equivale al 50%

del diámetro total (9”) de la tubería y la segunda una ruptura equivalente al 25% de

diámetro (4.5”) de la tubería.

A consideración del grupo de trabajo, los eventos que involucran la ruptura total

son eventos considerados como catastróficos y que únicamente pudieran llegar a

ocurrir en situaciones de sabotaje. Sin embargo, dado los acontecimientos en

nuestro país que se presentaron durante el año 2007 se incluyó la modelación de

este tipo de eventos. También se consideró que la tubería en su mayoría se

encuentra subterránea, pero una instalación de este tipo también mantiene

segmentos expuestos de tubería, como pueden ser el caso de las bayonetas que

alimentan las estaciones de medición y regulación de gas natural, en donde la

tubería se mantiene de forma expuesta y no subterránea.

El anexo 6 muestra los resultados de la modelación realizada y los planos de las

áreas de afectación resultantes.




Dispersión de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.

En lo que se refiere a interacciones de riesgo, en el caso de los modelos de

dispersión para evaluación de la formación de una atmósfera asifixiante por

desplazamiento del oxígeno por el gas natural, se obtuvo que la distancia máxima

de afectación es del orden de 34.9 m/s, la cual éste corresponde a un escenario

de velocidad de viento de 1.5 m/s. En el caso de la velocidad de vientos que se

incluye en las bases de diseño (4.6 m/s) la distancia máxima de afectación se

tendría a 33.4 m, a partir del punto en donde se genere la ruptura. También se

incluyó un tercer escenario que corresponde a una velocidad del doble de la

reportada como promedio en las bases de diseño, equivalente a 10 m/s. Bajo esta

última condición de velocidad de vientos, la distancia máxima que se obtiene para

una concentración de 71,400 ppm de gas natural correspondió a 34.6 m.

Con estas distancias máximas de afectación, es posible mencionar que la

formación de una nube asfixiante no alcanzaría ninguno de los poblados cercanos

a la zona del proyecto. Sin embargo, parte de la trayectoria es paralela a la

carretera México Veracruz vía Xalapa, por lo que en caso de ocurrencia del evento

pudiera afectarse a población o trabajadores de la zona industrial Bruno Pagliai

que circulen por la zona del evento al momento de ocurrencia de la fuga. La

afectación, en caso de presentarse sería de forma muy puntual..

Incendio derivado de una fuga de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.

En el caso de un incendio derivado de un evento catastrófico como es el caso de

la ruptura total de la línea de 70 kg/cm2, se generarían las mayores distancias de

afectación por radiación derivada de un incendio, quedando comprendida el área

de amortiguamiento (1.4 kW/m2) a una distancia máxima de 602.51 m a partir de




donde se genere el incendio. La zona de alto riesgo (5 kW/m2) se tendría a una

distancia máxima de 325.01 m y en el caso de la afectación para vegetación (25

kW/m2), la distancia máxima de afectación se tendría a 143.93 m.

A partir de estas distancias de afectación, es posible mencionar que para un

evento catastrófico, las áreas de alto riesgo por radiación de incendio para daños

a la población no alcanzarían los poblados más cercanos como es el caso de

Santa Rita (0.31 km) y Ejido Las Brisas (0.35 km). En el caso de los daños

ambientales, la vegetación que estuviera comprendida hasta una distancia

máxima de 143.93 m se vería afectada (distancia a la cual no se encuentran aún

mosaicos de vegetación natural) y el incendio generado debería controlarse para

evitar que se propague a zonas aledañas.

Se modelaron eventos derivados de las condiciones de transporte en otros

segmentos, encontrándose que las áreas de afectación por radiación generada a

partir de un incendio serían menores a las del evento catastrófico antes descrito,

con lo que se puede mencionar que los eventos derivados de las presiones de 22

kg/cm2 no tendrían afectación sobre los poblados cercanos.

Sin embargo, en el caso de la trayectoria que se encuentra paralela a la carretera

y a las instalaciones de TAMSA, las áreas de afectación por alto riesgo y

amortiguamiento pudieran afectar al personal e instalaciones que se encuentren a

una distancia de hasta 182.41 m para la zona de alto riesgo y 344.01 m para la

zona de amortiguamiento (radiación de seguridad). En el caso de daños

ambientales, al presentarse un incendio, la afectación sobre la vegetación se

tendría hasta una distancia de 72.14 m a partir del punto en donde se genere el

incendio.

En el caso de las afectaciones sobre la vegetación de la zona, es posible

mencionar que la mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se




encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por

presentarse la trayectoria paralela a vías de comunicación, dentro de sus

derechos de vía. Las principales especies encontradas fueron los zacates Guinea

(Panicum maximum), Bermuda (Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum)

Estrella africana (Cynodon plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens),

Cadillo (Cenchrus echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que

de estas siete especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada

especie nativa.

Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria








Es importante mencionar que las especies antes listadas pueden resultar

afectadas por la radiación derivada de un incendio a partir de una liberación

extraordinaria de gas natural.

Explosión derivada de una fuga de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.

En el caso particular de que existan las condiciones para formación de nubes

explosivas, los eventos generarían áreas de afectación que pudieran llegar a los

poblados de Ejido Las Brisas (0.35 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.64

km), Ejido San Juan (0.72 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.38), Santa Rita

(0.31 km), Ejido El Pando (1.22 km) y Ejido Santa Rita (1.02 km).




Las distancias máximas de afectación en el caso de un evento catastrófico que

involucre la ruptura total de la tubería que conduce el gas a 70 kg/cm2, se tendrían

a 3.2 km a partir del punto en el que se genere la explosión. Es importante

mencionar que para esta distancia, la sobrepresión que se mantendría sería de

0.5 psig, la cual solo ocasionaría la ruptura de ventanas.

En lo que se refiere a la zona de alto riesgo, con una sobrepresión de 1 psig,

suficiente para causar daños a casas habitación, la distancia máxima de

afectación se tendría a 1.9 km a partir del punto en donde se genere la explosión.

Bajo este criterio, en caso de que un evento de sabotaje ocasionara la ruptura total

de la tubería (70 kg/cm2), los poblados que pudieran resultar afectados son Ejido

Las Brisas (0.35 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.64 km), Ejido San Juan

(0.72 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.38), Santa Rita (0.31 km) y Ejido

Santa Rita (1.02 km).

A partir de las modelaciones para la formación de una nube explosiva derivada de

una fuga en la línea de 22 kg/cm2, se encontró que la distancia máxima de

afectación para alto riesgo es de 2.2 km, y la zona de amortiguamiento se tendría

a una distancia máxima de 1.3 km. Como puede observarse, las distancias de

afectación se reducen considerablemente conforme se modelan los eventos en los

segmentos de tubería que conducen el gas natural a menor presión. Es

importante mencionar que las sobrepresiones que definen las áreas de

amortiguamiento y de alto riesgo no son suficientes para causar fatalidades en la

población o personal expuesto, sin embargo se consideran estos criterios por

parte de la autoridad, tomando en cuenta que la formación de proyectiles pudiera

ocasionar afectaciones al personal de la empresa, población y fauna de la zona en

donde se presente el evento.




I.21. RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS.

I.21.1. Sistemas de seguridad. De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas

de seguridad que se requieren en las Normas de PEMEX, así como de algunas expedidas por

organismos internacionales. Algunos de los sistemas con los que se contará son los siguientes:

Válvulas de Relevo.

Estas válvulas se encontrarán colocadas a la salida de cada una de las válvulas de regulación, con

la finalidad de prevenir una sobrepresión en el sistema de gas en el caso de que alguno de los

reguladores llegara a fallar.

El programa de mantenimiento de las mismas en anual y en caso de detectarse fugas a menor

presión del punto de ajuste, dichas válvulas deberán reemplazarse de forma inmediata para

proceder a su reparación.

Válvulas de Bloqueo.

Las válvulas de bloqueo para aislamiento que pueden ser utilizadas durante una emergencia, se

encontrarán instaladas y se incluirán dentro del programa de mantenimiento por lo menos de

manera anual. Los accesos a las válvulas de bloqueo se mantendrán libres para garantizar una

operación ágil. En el caso de que más del 50% de las válvulas de bloqueo llegaran a presentar

fugas, la línea deberá sacarse de servicio inmediatamente, como una medida de seguridad.




Válvulas de cierre automático (OSE y Slam-Shut) Operación.

Se contará con válvulas de cierre automático. En el caso de las unidades reguladoras que cuenten

con Slam-Shut se operarán conforme los procedimientos establecidos. Las operaciones de paro y

arranque de los reguladores que cuenten con dispositivo de seguridad de cierre automático (Slam-

Shut) y de las válvulas de cierre automático (OSE), deberán estar de acuerdo a las instrucciones

del fabricante incluyendo las que se requieren para cada uno de los equipos. Los ajustes en las

presiones de disparo, de los mecanismos de cierre automático por baja o alta presión, deben

instalarse acordes a las instrucciones del fabricante. El operador deberá estar familiarizado con

cada uno de los procedimientos antes de proceder al paro y arranque de los equipos.

Patrullaje al derecho de vía.

De acuerdo a la información mencionada por el promovente, se realizará una vigilancia continua

del sistema de transporte a partir de la cual se cubrirá lo siguiente:

1. Inspección visual del total de las instalaciones, con la finalidad de detectar y registrar lo

siguiente

a) Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización.

b) Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de la tubería.

c) Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones.

d) Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños.

e) Acciones de terceros sobre las tuberías.

f) Posible filtración de gas natural a edificios desde registros o fosas, a través de entradas de

aire.

g) Condiciones de seguridad de las instalaciones.

2. Revisión y análisis periódicos de documentación.

a) Inspección de fugas.

b) Inspección de válvulas

c) Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión.

d) Inspección de control de corrosión.

e) Investigación de fallas de las instalaciones en general.




3. Patrullaje al derecho de vía.

a) Observación de las irregularidades en el derecho de vía.

b) Verificación de la existencia de afectación de la vegetación en el entorno, condiciones

inseguras del ducto o la señalización de la tubería.

Detección y atención de fugas. Se cubrirá un programa anual de detección de fugas de todo el sistema de gas natural. Para

cumplir lo anterior se utilizará un detector de flama ionizada en el recorrido, con el cual se

verificarán los límites de explosividad de mezcla de gas natural con aire LIE 4.5 % y LSE de 15%.

A partir de los resultados de las mediciones, se realizará la clasificación de las fugas basándose en

la localización y magnitud de las mismas para verificar la prioridad de reparación de cada una de

ellas, integrando la información al registro del historial de fugas.

Control de la corrosión.

La empresa tiene definidos los procedimientos y políticas operativas para el control de la corrosión

externa en la tubería sumergida y las instalaciones superficiales. Adicionalmente, debe

mencionarse que la tubería contará con un recubrimiento de protección exterior, un sistema de

protección catódica, así como la implantación de un sistema de verificación de la resistividad del

suelo

Plan Integral de Seguridad y Protección Civil.

Este Plan está fundamentado en el Manual de Procedimientos de Operación, Procedimientos de

Mantenimiento, Procedimientos de Atención de Emergencias, el Programa de Recuperación y las

Carpetas de Atención de Emergencias; para lograr una capacitación integral y respuesta efectiva

en caso de presentarse alguna emergencia,

En el Anexo 4 se incluye una copia del Plan de Respuesta a Emergencias,

elaborado por la empresa Gulf Energy, la cual estará a cargo de la operación del

gasoducto.




I.21.2. Medidas preventivas. En cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores se tendrá que disponer de

medidas de prevención que refuercen sus esfuerzos en la seguridad. El tipo y características de

dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el gasoducto y las

estaciones de medición y regulación de gas natural.

Dentro de las medidas preventivas con que se contará, puede mencionarse el establecimientos de

operación, mantenimiento y atención a emergencias (ver Anexo 5). A través de dichos

procedimientos la empresa realiza la distribución de funciones y competencias para garantizar una

correcta respuesta a una situación e emergencia. Dentro de los puestos con que se contará se

mantendrá los siguientes: Director General, Coordinador de Operación y Mantenimiento,

Coordinador Administrativo, Coordinador de Calidad, Ingeniero instrumentista, Ingeniero Mecánico

y Asistente Técnico.

Registros.

Como parte de las medias de prevención, se contará con una serie de registros que permitirán

evaluar la correcta operación del gasoducto. Dentro de los registros se mantendrán los siguientes:

a) Los registros oficiales, es decir registros de personal y financieros, deben controlarse y tener

a disposición en las oficinas centrales.

b) Los formatos listados en el Manual de Procedimientos, así como los registros generados a

consecuencia de las actividades de operación y mantenimiento, deberán conservarse en la

oficina corporativa.

c) El operador es responsable de llenar y resguardar una copia de los registros operativos, de

acuerdo con las leyes y reglamentos federales según sea requerido.

Contratación de seguros.

En este rubro, de acuerdo a lo mencionado por la empresa, se mantendrá vigente

un seguro de responsabilidad civil, asegurándose que éste cuente con una

cobertura adecuada para hacer frente a cualquier eventualidad que pudiera

presentarse. Los procedimientos de seguridad para realizar trabajos en líneas de




conducción de gas natural, se encontrarán definidos previamente y deberán

difundirse mediante pláticas de capacitación y procedimientos escritos a todo el

personal de Gulf Energy, de los contratistas y en algunos casos a persona de la

planta a la que se le presta el servicio. De la totalidad de las actividades de

difusión y capacitación, se deberá mantener un registro en la oficina corporativa. Programas de actividades.

La programación de los servicios y/o mantenimientos al sistema, deberá ser realizada y

supervisada por el Coordinador de Operación y Mantenimiento. Las órdenes o solicitudes de

trabajo, ya sean verbales o escritas, deben realizarse con un criterio de acuerdo a las

especificaciones de diseño del gasoducto, y asea para modificaciones o reparaciones del sistema.

No se podrán realizar reparaciones mayores o cambios en las condiciones de operación del

gasoducto sin contar con la autorización escrita del Coordinador.

La aprobación de los servicios y/o mantenimientos será responsabilidad de la Coordinación de

Operación y Mantenimiento, encontrándose obligada a mantener una copia de los mismos en la

oficina central.

En caso de presentarse un paro o interrupción programada al sistema, ya sea motivado por

demanda o por requerimientos de seguridad, debe hacerse en coordinación con el cliente,

mantenimiento un registro escrito de la misma. Los servicios al sistema de gas no podrán

reanudarse sin un representante del cliente con la finalidad de que atestigüe la disponibilidad del

flujo. Cualquier paro o interrupción no programada al sistema, deberá reportarse en forma verbal y

posteriormente de forma escrita a la Coordinación de Operación Mantenimiento, en un plazo que

no deberá exceder las 24 horas de haber ocurrido el sucedo.

La totalidad de las situaciones en donde se presenten condiciones anormales de operación,

deberán ser documentadas.




Programas de capacitación.

La empresa Gulf Energy que realizará la operación del gasoducto, deberá contar con programas y

registros de capacitación para su personal. Dichos programas deberán estar enfocados a

mantener la seguridad del sistema en cuanto a las actividades de operación y mantenimiento se

refiere. La Coordinación de Operación y Mantenimiento será responsable de determinar los

requerimientos específicos de capacitación y entrenamiento del personal a su cargo. Así como

también será responsable de programar en forma anual la capacitación y entrenamiento requeridos

por el personal de operación.

Reportes de fugas.

Los reportes de fugas, deberán comunicarse de forma inmediata a la Gerencia de Operación y a la

Dirección General de Gulf Energy. La Gerencia de Administración de Riesgos deberá notificar a

las instancias o dependencias Privadas, Municipales, Estatales y Federales, de acuerdo a los

plazos y formas establecidos por ellas.

Seguimientos de cumplimiento de actividades.

Se realizará una revisión periódica de la ejecución de las actividades de operación y

mantenimiento, como parte de las responsabilidades del Coordinador de Operación y

Mantenimiento, a través del Programa Anual de Operación, con el propósito de determinar la

efectividad y aplicabilidad de los procedimientos utilizados en la operación y mantenimiento

normales.




Cuando se encuentren deficiencias en su aplicación, se harán las adecuaciones necesarias a los

procedimientos operativos. El Coordinador de Calidad será el encargado de verificar que las

deficiencias señaladas en la minuta de campo hayan sido corregidas de acuerdo con las fechas

compromiso que estén conformes con las especificaciones de diseño y operativas.

El Coordinador de Calidad mantendrá la atribución de detener cualquier actividad o trabajo, si éste

se realiza en contraposición a las medidas de seguridad requeridas para su realización, o en caso

de que se detecte que no se está realizando conforme a las especificaciones de diseño o

procedimientos de operación y mantenimiento señalados en el Manual de la empresa.

Programa de mantenimiento.

De acuerdo a lo indicado por la empresa se contará con un Programa anual de mantenimiento a la

totalidad de las instalaciones del gasoducto. En la Tabla VI.24. se incluye el programa de

mantenimiento que indica las frecuencias de cada actividad.

Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. Frecuencia Comentarios

1.1.Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB

1.2. Celaje Mensual1.3. Revisión de señalamiento (1) Mensual1.4. Pintura y señales y postes P.C. (1) Anual

2.1.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB

2.2. Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB

2.3. Lubricación y engrasados de válula Trimestral Es responsabilidad de PGPB2.4. Pinturas de muros tuberías y válvulas Anual** Operador o PGPB2.5. Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB2.6. Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB2.7. Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB2.8. Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB2.9. Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB

Concepto1. Derecho de vía

2. Interconexión válvulas de secc.

Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. (Continuación).





3.1. Verificación de protección mecánica Anual

3.2.Revisión de cruzamientos encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual

3.3. Revisión de obras especiales Mensual Se realiza un reporte mensual

3.4. Detección de fugas Semestral

Se realiza inspección en forma semestral como lo requiere la norma con equipo de detección de fugas para ionización de flama

3.5. Reporte de actividades SemestralSe realiza reporte semestral y entrega a la CRE

3.6.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual

Se realiza reporte semestral y entrega a la CRE

4.1. Toma de potenciales de P.C. Mensual, Semestral

Se realizan muestreos aleatorios de forma mensual y se toman todas las lecturas en forma semestral. Se realiza reporte semestral.

4.2. Revisión de camas de ánodos Semestral4.3. Revisión de aislamientos Semestral

4.4. Reporte de potenciales actividades Semestral

5.1.Reporte de operación medición (ambas) Mensual

5.2. Limpieza general (ambas) Semanal

5.3.Pintura de la obra civil (caseta) (Ambas) Anual

5.4. Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal

5.5. Revisión de señalamientos (ambas) Semanal

5.6. Detección de fugas (ambas) Diario


5.7. Pintura de obra mecánica (ambas) Anual

5.8.Revisión instalación eléctrica, Rep., Focos (Ambas) Semestral

5.9.Revisión sistema de tierra física (ambas) Semanal

5.10.Revisión y limpieza de filtro y separados (ambas) Semanal

5. Estacón de medición y regulación 2 y 3 (City Gate y Estaciones 2 y 3)

3. Ducto

4. Sistema de protección catódica

Concepto




Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. (Continuación).


5.11.Caibración tuberías en zonas de desgaste (ambas) Anual

Para evaluar la corrosión interna del gasoducto, previamente se debe realizar un estudio tubo suelo que esta incluido. Esta la medición de espesores de la tubería aérea en zona de cambio de dirección o reducción dipámetro, esta actividad se realiza anualmente.

5.12.Revisión, lubricación engrase válvulas de paso (ambas) Mensual

5.13.revisión y ajuste válvula de control (ambas) Mensual

5.14.Revisión y calibración válulas de relevo (ambas) Anual

5.15. Limpieza placas de orificio (city gate) Mensual

5.16.Limpieza, revisión, calibración tubos de medición (ambas) Anual

El tuvo no se calibra, solo requiere de la medición de espesores, rugosidad, esta actividad se realiza trianualmente.

5.17.Limpieza, revisión, calibración medidores (city gate) Trimestral

Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB. Nota: los medidores de placa de orificio no están clasificados como medidores positivos, sino diferenciales.

5.18.Limpieza, revisión de turbinas de medición (estaciones industriales) Mensual

La turbina requiere la revisión de los compomentes de envío de pulsos, y el engrasado del eelemento rotatorio.

5.19.Calibración medidores (estaciones industriales) Lustro

Cada cinco años máximo se debe mandar calibrar la turbina.

5.20.Limpieza, revisión, calibración de graficador (city gate) Trimestral

Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB.

5.21.Limpieza, revisión, calibración de manómetros (ambas) Semestral

Las actividades en caso que los equipos estén descalibrados reomendamos reemplazaros por nuevos (el reemplazo de los equipos está incluido)

5.22.Revisión y calibración computador de flujo (ambas) Trimestral

Las actividades se realizan de acuerdo con los acuerdos realizados con PGPB.

5.23. Reporte de calibración (ambas) Trimestral

5.24.Revisión de extinguidores manuales de fuego (ambas) Mensual

5.25.Limpieza, revisión calibración de reguladores (ambas) Trimestral

6.1. Actualización de planos Anual

6.2.Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual

6.3. Entrega de reporte anual para la CRE Anual

6.4.

Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999, "Transporte de gas natural" por parte de una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada po la EMA y CRE respectivamente. Anual

6. Cumplimiento del programa

Concepto




I.21.3. Recomendaciones. Cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores tendrá que disponer de medidas

de prevención orientadas a reforzar sus esfuerzos en materia de seguridad. El tipo y

características de dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el

gasoducto y las estaciones.

Considerando que la operación del gasoducto representa una Actividad Altamente Riesgosa, la

empresa deberá elaborar su Programa de Prevención de Accidentes de acuerdo a lo establecido

en el artículo 147 de La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.

El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del Proyecto recaen en el

posible incendio y explosión por afectación de la tubería o en sus accesorios en sus distintos

niveles de presión. En el caso de la formación de atmósfera asfixiante, las áreas de afectación son

muy reducidas en comparación con las de los eventos de incendio y explosión. En los diferentes

segmentos de tuberías y equipos que conforman al gasoducto, deberán de establecerse medidas

adicionales de seguridad. A continuación se sugieren algunas recomendaciones que surgen del

desarrollo del estudio por parte del grupo de trabajo a cargo del mismo.

• La vigilancia de los parámetros más importantes del proceso deberán de contar con alarmas,

que alerten de las desviaciones del proceso que han salido de control y sean captadas por

los operadores.

• En complemento con las recomendaciones de funcionamiento y control, la empresa deberá

de contemplar la instalación de sensores de presión y flujo con recepción remota al centro de

control.

• La empresa debe efectuar auditorias periódicas sobre el funcionamiento de los distintos

sistemas de operación y mantenimiento de seguridad y de prevención.

De acuerdo a lo que indican las Normas Oficiales Mexicanas, las Normas de Referencia y los

Estándares Internacionales, se plantean las siguientes recomendaciones:

• El gas natural que se distribuye deberá estar odorizado bajo la especificación dada por la

norma NOM-006-SECRE-1999.

• Las estaciones de regulación y medición deben de contar con válvulas de seguridad para

evitar el sobrepresionamiento del sistema de alta presión.




• El sistema de distribución corriente abajo deberá estar protegido por válvulas de seguridad

de las estaciones de regulación distribuidas a lo largo de la red.

• La empresa Gulf Energy, que será la encargada de la operación el gasoducto, deberá

evaluar la posibilidad de incluir en sus procedimientos de operación y mantenimiento, el

monitoreo de fugas bajo la norma NOM-003-SECRE-2002 y en cumplimiento del estándar

ASME B 31.8 punto 851.3.

• El proveedor de gas natural, en este caso PEMEX (PGPB), deberá de contar con

procedimientos y planes de emergencia para ataque de contingencias en cualquiera de sus

Estaciones.

• Deberán existir canales de comunicación directa entre la distribuidora y el suministrador

(PGPB), para la coordinación de movimientos operativos y acciones de respuesta a

situaciones de emergencia.

• La empresa Gulf Energy, debe contar con procedimientos de emergencia donde se

involucran todos los recursos del distribuidor, disponer de personal capacitado para atender

cualquier eventualidad en las instalaciones de distribución de gas y realizar periódicamente

simulacros en coordinación con Protección Civil y realizar simulacros de atención de

contingencias en conjunto, verificando los tiempos de respuesta y delimitando las

responsabilidades que atañen a cada uno.

• El distribuidor deberá de contar con un servicio de emergencia las 24 horas del día, durante

los 365 días del año, de manera ininterrumpida, así como contar con la identificación visible

de los teléfonos de emergencia en el exterior de las Estaciones a los que se podrá llamar en

caso de la detección de un siniestro. Esto permitirá a los vecinos eventuales o empresas

cercanas o futuras, denunciar o notificar algún evento anormal en las instalaciones o

inmediaciones (en el caso de incendios cercanos).

• La empresa Gulf Energy debe de verificar la Prevención de incendios accidentales.

Derivado de una previa valoración del riesgo, se deben instrumentar las medidas de

seguridad aplicables para minimizar el peligro de un incendio accidental en áreas donde la

presencia de gas constituya un riesgo de fuego o explosión. Por lo que se debe tener

cuidado de retirar del área cualquier fuente potencial de incendio y contar con el equipo

adecuado en caso de emergencia.




• La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de

tubo que contengan una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo.

• La empresa Gulf Energy debe contar con procedimientos escritos para manejar documentos

de ingeniería, entre los que se incluyen planos, croquis, diagramas y especificaciones con su

respectivo código de identificación, lista de revisión, aprobación y fechados de las

instalaciones del Sistema. Se recomienda realizar la recopilación de las memorias de

cálculo de los principales sistemas (protección catódica, sistema de tierras, etc).

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá de construir el gasoducto y

las Estaciones proyectadas mediante planos y especificaciones que hayan sido aprobados y

controlados mediante procedimientos escritos, basados en las Normas NOM-003-SECRE-

2002 y NOM-007-SECRE-1999, NRF-030-PEMEX-2006.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que la

construcción de su gasoducto y Estaciones quede plasmado en planos o diagramas, que

consignen todos los cambios o diferencias que se dieran en el proceso de instalación.

• La empresa distribuidora de gas (PEMEX) debe efectuar una inspección efectiva a las

uniones soldadas en tuberías de acero, de acuerdo al ASME B 31.8 – 99 párrafos 826 y 827,

la Norma NRF-020-PEMEX-2005 y NRF-030-PEMEX-2006.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe asegurarse que las tuberías

de entrada y salida de la estación, queden aisladas eléctricamente de la protección catódica

del gasoducto que alimente y abastezca la estación No 1 y sean respetadas las

especificaciones de la norma NOM-008-SECRE-1999.

• La totalidad de los materiales utilizados por Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.

de C. V. en la construcción del gasoducto y sus estaciones, deberán estar certificados por

los fabricantes sobre el cumplimiento de las especificaciones solicitadas.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe garantizar que las tuberías,

equipos y accesorios de su estación de distribución sean probadas y dictaminadas conforme

a la norma NOM-003-SECRE-2002 o vigente.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que las

tuberías de acero que integren todos los accesorios y equipos de la estación, cumplan como

mínimo el estándar API 5L y las uniones el API 1104.




• Una vez en operación, la empresa Gulf Energy debe establecer una coordinación intensiva

con las compañías y dependencias prestadoras de servicios, que realicen las actividades en

la entorno del gasoducto y estaciones, para notificación de obras y su consecuente


• La distribuidora deberá considerar la instrumentación de sus estaciones de medición y

regulación, con sistemas de información que permita al personal operativo la toma de

decisiones en tiempo real.

• Gulf Energy debe asegurarse que ante un descontrol en las Estaciones de alguna de las

variables del proceso, tales como presiones y flujos, fuera de su rango normal, una

respuesta automática deberá de llevar nuevamente a valores normales a dicha variable.

• Gulf Energy deberá contar con procedimientos escritos y evidencias de cumplimiento de la

instalación y mantenimiento de los dispositivos de protección de la estación, tales como

válvulas de seguridad o alivio.

• Gulf Energy debe tener en sus programas de mantenimiento preventivo, la inspección y

calibración de los accesorios de protección de cada estación de regulación y medición,

acorde a las instalaciones del gasoducto.

• Gulf Energy debe implementar programas de capacitación al personal sobre las técnicas y

procedimientos de operación, mantenimiento y actuación en emergencias sobre el

gasoducto y sus Estaciones, tal como lo señala en su “Manual de Procedimientos de

Operación, Mantenimiento y Emergencias” así como realizar las evaluaciones del personal

periódicamente como constancia de su capacitación y aprendizaje.

• Gulf Energy deberá de establecer los dispositivos en los puntos críticos de control de las

variables que puedan llegar a sobrepasar su valor límite de control, para que sea señalada

por un dispositivo de vigilancia.

• Gulf Energy debe cumplir con programas de mantenimiento predictivo, preventivo y

correctivo que comprendan la totalidad de las instalaciones, manteniendo registros de sus

condiciones.

• Gulf Energy debe asegurar la atención a reportes de fugas y emergencias en la estación, en

un lapso mínimo de tiempo. Estableciendo y ejecutando Programas de simulacros y

reforzando sus puntos débiles. Y Participar en conjunto en simulacros con Protección Civil y

empresas vecinas (GRAME).




• Gulf Energy debe contar con un Programa de revision periódica y reemplazo de filtros. Esto

es independiente al monitoreo de un posible incremento en la diferencial de presión en los

filtros que pudiera alertar sobre un posible taponamiento.

• Gulf Energy debe de llevar a cabo el Mantenimiento del cromatógrafo para garantizar el

registro de la calidad del gas natural recibido.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe de prever la instalación de

Separadores de líquidos del gas natural recibidos para evitar la corrosión interior en las

instalaciones.

• Gulf Energy debe contar con equipo de detección de fugas, herramental especializado y

personal calificado para atender cualquier emergencia en las estaciones de regulación y

medición de gas.

• Los procedimientos de operación y mantenimiento del distribuidor deberán de ser aprobados

por la Comisión Reguladora de Energía y su cumplimiento verificado anualmente por una

Unidad de Verificación aprobada por la propia Comisión.

En lo que se refiere al sistema de protección catódica, dada la importancia de su adecuado

funcionamiento, se recomienda a la empresa realizar el monitoreo de las condiciones de los

componentes de dicho sistema, así como la evaluación de espesores, resistividad del suelo, etc.

Lo anterior permitirá determinar la velocidad de desgaste para este gasoducto en particular, lo cual

facilitará el seguimiento en la vida útil de la instalación.

Se sugiere realizar la recopilación de las memorias de cálculo y planos de construcción del

gasoducto, incluyendo sus sistemas de seguridad como es el caso de protección catódica, válvulas

de bloqueo, válvulas de relevo, etc. Con esta información se facilitará el seguimiento a las

condiciones de operación del gasoducto.

Como recomendación a la empresa Gulf Energy y a partir de la recopilación de las memorias de

cálculo y planos de construcción, podrá evaluarse la elaboración de un programa de administración

de cambios, a través del cual se garantice que cualquier modificación en las instalaciones cubra los

requisitos de diseño que establece la normatividad y quede registrada para posteriores

modificaciones de los procedimientos operativos.




Muros contraincendio.

En este apartado en particular, puede mencionarse que PEMEX cuenta con la Norma NRF-072-

PEMEX-2004, en la cual se establecen las condiciones de diseño para la instalación de Muros

Contra Incendio.

En la norma se establece de forma clara que la implementación de muros contraincendio surge a

partir de los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos con consecuencias de fuego y

explosión. En este caso en particular, se evaluaron eventos de incendio y explosión derivados de

una liberación extraordinaria de gas natural. El segmento más crítico es aquel que comprende la

interconexión hasta el City Gate que es en donde se conduce el gas a mayor presión (70 kg/cm2) y

por consiguiente, en caso de ocurrencia de un evento extraordinario, se generarían las mayores

áreas de afectación.

La norma antes citada establece los requerimientos y características mínimas de carácter

obligatorio que se deben cumplir en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de muros

contraincendio, para las instalaciones PEMEX.

De forma estricta, este tipo de instalaciones no se establecen como obligatorias, sino que se dejan

al criterio derivado de la conducción de un análisis de riesgo. En este caso en particular, el

gasoducto de 18” de diámetro, en la estación de medición y regulación 1 (City Gate) se encuentra

relativamente cercano a una carretera y a un poblado, por lo que las áreas de afectación en caso

de ocurrencia de los eventos podrían tener afectación sobre esos lugares.

Dadas las condiciones de las modelaciones, los eventos catastróficos pueden derivarse

únicamente de acciones de sabotaje, con lo que a partir de los dispositivos y medidas de seguridad

puede disminuirse considerablemente la probabilidad de ocurrencia.

Sin embargo, se recomienda a la empresa evaluar la posibilidad de instalar un muro contraincendio

para protección de la Estación 1 (City Gate) y para evitar que un evento de sobrepresión incida de

forma inmediata sobre el poblado cercano. Una de las finalidades del muro es amortiguar la

sobrepresión y retardar los efectos de la radiación.

Existen diversas clasificaciones de muros contraincendio que proporcionan desde 2 horas de

estabilidad e integridad (H-120), combinadas con un aislamiento térmico de 1 a 2 horas (H-60). De

acuerdo a las categorías de riesgo en instalaciones petroleras, el gasoducto de 18” de diámetro se

entraría en la categoría III que indica que el material liberado es menor a 2 toneladas. Sin




embargo, de acuerdo a las modelaciones efectuadas el material liberado si tendría la posibilidad de

formar una nube explosiva, por lo que quedaría comprendido en la Categoría II.

Los materiales de construcción de este tipo de instalaciones contraincendio, pueden seleccionarse

de acuerdo a los lineamientos establecidos por la NRF-072-PEMEX-2004, considerando la

necesidad de instalar accesos o rutas de evacuación, los cuales no deben incidir sobre la

integridad del muro.

La colocación de un muro contraincendio podría ofrecer una seguridad adicional a la empresa en

caso de que el crecimiento del poblado se extienda a áreas más cercanas al city gate. Sin

embargo, es importante mencionar que las áreas de afectación más extensas (zona de

amortiguamiento), están definidas para la presencia de daños en ventanas que no necesariamente

ocasionan fatalidades en los seres humanos.




Cumplimiento con legislación ambiental aplicable.

Dentro de sus procedimientos, la empresa deberá elaborar un procedimiento de clasificación de

sus residuos, inscribiéndose ante la SEMARNAT como empresa generadora de residuos

peligrosos y elaborando sus planes de manejo de los residuos de acuerdo a los lineamientos de la

Ley General para la Gestión Integral de los Residuos.

El estado anual de generación de residuos peligrosos deberá reportarse en la Sección IV de la

Cédula de Operación Anual y entregarse a SEMARNAT en el primer cuatrimestre de cada año. La

empresa deberá incluir en sus procedimientos de manejo de residuos los requisitos que deberán

cumplir las empresas prestadoras de servicio que se contraten, los cuales se encuentran

establecidos por SEMARNAT y SCT.

Como ya se mencionó al inicio de esta sección de recomendaciones, dado que la empresa realiza

Actividades Altamente Riesgosas deberá elaborar y presentar ante SEMARNAT su Programa de

Prevención de Accidentes, de acuerdo a lo que establece el artículo 147 de la Ley General del

Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.




I.22. RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO.

I.22.1. Caracterización.

Residuos peligrosos.

De acuerdo a las actividades que se pretenden llevar a cabo durante las diferentes

etapas del proyecto y tomando en cuenta lo estipulado en la NOM-052-

SEMARNAT-2005, los residuos peligrosos que se producirán consisten

básicamente en: trapos y estopas impregnadas con aceite, grasas, pinturas y

recubrimientos; mismos que serán almacenados temporalmente en contenedores

apropiados, separando los líquidos de los sólidos para que con anticipación se

contrate a una empresa prestadora de servicios para su recolección y transporte,

debidamente registrada en el padrón de la SEMARNAT, y disponerlos en los sitios

de disposición temporal o final que cumplan con lo establecido en la legislación

aplicable.

Ya se mencionó con anterioridad que el promovente deberá gestionar como

empresa generadora de residuos peligrosos ante la SEMARNAT, estableciendo

las acciones necesarias para dar cumplimiento a las disposiciones de la Ley

General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y su Reglamento.

Dentro de estas obligaciones se encuentra la restricción de que la promovente

únicamente podrá contratar los servicios de empresas debidamente autorizadas

por SEMARNAT para el manejo de residuos peligrosos.




Residuos no peligrosos. Dada la naturaleza del proyecto, durante la fase de Preparación del sitio se

generarán residuos domésticos y orgánicos. La fuente emisora de los primeros

serán los trabajadores contratados y los últimos se constituirán por los productos

resultantes de las prácticas de limpieza del componente herbáceo y gramíneo en

las superficies de uso agropecuario. En la estancia de los trabajadores se

generarán residuos no contaminantes, que serán depositados en contenedores

con tapa y recolectados posteriormente por el servicio de limpia municipal. Para el

caso de los residuos orgánicos, no se requiere de infraestructura adicional para su

disposición.

Caracterizada por la generación de residuos de construcción (material estructural,

escombros, pedacería de fierro, madera de cimbrado, cartón, papel, etc.) y del tipo

doméstico, durante la segunda fase del proyecto se cuentan como principales

fuentes los frentes de construcción y los emitidos por los trabajadores contratados.

Dichos residuos serán almacenados temporalmente en la misma franja de

afectación que constituye el derecho de vía (de la misma manera que en la etapa

de Preparación del sitio) y extraídos del área de estudio mediante el uso de

camiones de carga para ser trasladados a los sitios autorizados en el Municipio a

través de empresas prestadoras de servicio.

Los residuos sólidos que se generen como resultado de las actividades de

operación y mantenimiento, deberán ser confinados de acuerdo con la

normatividad correspondiente, siendo obligación del transportista contratado su

cumplimiento. Por otra parte, es necesario mencionar que el único residuo líquido

que se originará durante la ejecución del proyecto es el agua en forma residual por

el uso de los sanitarios portátiles que se emplearán en las fases de preparación

del sitio y construcción y el agua utilizada para las pruebas hidrostáticas; esta

última que podrá descargarse en los terrenos aledaño al trazo previo permiso de la




Autoridad competente. Las aguas residuales producidas por el uso de las letrinas

serán recolectadas por pipas y llevadas a sitios de tratamiento para su disposición

adecuada, servicios que serán subcontratados a través de empresas autorizadas y

especializadas para dicho fin.

Emisiones a la atmósfera.

Con respecto a las emisiones atmosféricas, éstas serán las que se generen por la

combustión que se lleva a cabo durante el funcionamiento de los equipos,

maquinaria y vehículos empleados en las etapas de preparación del sitio y

construcción, así como los gases provenientes de los vehículos que se utilizarán

para el mantenimiento del ducto y sus instalaciones. Estas emisiones consistirán

principalmente de óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO), para

las cuales no se prevé rebasar los límites establecidos en las normas vigentes en

la materia (NOM-041-SEMARNAT-1999 y NOM-045-SEMARNAT-1996); ya que

todo vehículo será sometido a prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo,

de manera que no alteren la calidad del aire de la región. Por lo que se refiere a la

emisión del ruido producido por el funcionamiento de los mismos vehículos,

maquinaria y equipo que se utilizarán durante todas las etapas del proyecto, se

cumplirá con lo establecido en la NOM-080-SEMARNAT-1994, que establece los

límites máximos permisibles y su método de medición.

I.22.2. Factibilidad de reciclaje o tratamiento.

Con respecto a las alternativas para reciclaje o tratamiento de los residuos, es

importante resaltar en este aspecto, que la zona conurbada de Veracruz cuenta

con la infraestructura necesaria para el manejo y disposición final de los residuos,

misma que cubre las demandas del presente proyecto en sus etapas de

preparación del sitio y construcción, así como las futuras producto de la operación

y mantenimiento del desarrollo propuesto.




VII. RESUMEN.

En este Capítulo se presenta el resumen del Estudio de Riesgo Ambiental en su

modalidad Ductos Terrestres que fue realizado para el proyecto, así como también

las conclusiones a las que llegó el personal a cargo de la realización del estudio

mediante la revisión de la información de diseño del gasoducto, verificaciones en

campo y la aplicación de las metodologías de identificación, jerarquización y

modelación de eventos de riesgo. Es necesario mencionar que se utilizó este

formato para facilitar el manejo de la información por parte de la empresa, sin

embargo el documento cumple con lo establecido en materia de riesgo ambiental

por el Reglamento en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental de la LGEEPA.

VII.1. RESUMEN.

El proyecto ha sido denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución

de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” El Plan

Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con una

longitud total de 4.28 kilómetros con origen en la Estación No. 1 (City Gate) hacia

la Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de Tenaris-TAMSA), corriendo

paralelo al camino a Santa Rita - Soledad de Doblado y sobre el derecho de vía

hasta entroncar con la Carretera Federal México - Veracruz (Vía Jalapa),

continuando posteriormente también en paralelo a la Carretera sobre su derecho

de vía con una derivación a la Estación No. 3.

Con el establecimiento de la nueva infraestructura se pretende satisfacer la

demanda de parte de las industrias ubicadas en el Parque Industrial Bruno Pagliai

(PIBP) desde el Gasoducto Cactus–San Fernando de 48”.




El diseño de la ingeniería, así como la construcción del ducto será responsabilidad

de la empresa Constructora ANTAR, S.A. de C.V. De forma general, puede

mencionarse que la instalación consiste en la construcción de un gasoducto de 18”

de diámetro y 0.460” de espesor en material API 5L X 52, el cual se construirá en

una gran parte de forma paralela a la carretera federal México-Veracruz vía

Xalapa, entre los kilómetros 430 y 435.

La finalidad del ducto será realizar el transporte de gas natural desde el gasoducto

de 48” de Cactus-San Fernando, hasta las plantas del Parque Industrial Bruno

Pagliai, bajo condiciones que permitan garantizar una operación eficiente y

segura.

Considerando que las instalaciones de distribución de gas natural están regidas

por normas, códigos y estándares, la fase de diseño de las instalaciones

contempla aspectos para dar seguridad física a los gasoductos y sus instalaciones

de operación y control.

La norma oficial mexicana NOM-003-SECRE-2002 “Distribución de gas natural” es

la principal regulación aplicada en el desarrollo de una red de distribución. Es

importante mencionar que la empresa constructora es auditada anualmente por

una Unidad de Verificación quien evalúa la conformidad con la norma antes

mencionada, así como también con la vigilancia de la Comisión Reguladora de

Energía.

El diseño bajo el cual se ha construido la red de distribución de gas natural desde

el Gasoducto de 48” Cactus-San Fernando hasta las Plantas del Parque Industrial

Bruno Pagliai, cubre aspectos que se mencionan a continuación.




• Las cargas estáticas a las que esté sometida la tubería, consideran la no

afectación por cargas externas originadas por suelos inestables, vibraciones

mecánicas o sónicas y adición de pesos adicionales a la tubería.

• Se considerarán las cargas dinámicas por cruces especiales, tales como

carreteras, autopistas, ferrocarril, etc., incluyendo el menor número de

eventos posibles.

• La determinación del espesor necesario para soportar la presión de

operación de los ductos son corroborados con la fórmula de Barlow,

utilizando factores para clase de localización 4, en el caso de tuberías

metálicas.

• La tubería de alimentación a las Estaciones de Medición y Regulación de

Gas No. 1, No. 2 y No. 3, es de 18 pulgadas de diámetro y estará protegida

mediante recubrimiento antioxidante bajo la norma NOM-008-SECRE-1999,

Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o

sumergidas.

• Los esfuerzos debidos a afectaciones exteriores, están considerados en los

procedimientos de diseño utilizados por la empresa en los ductos de la red

de distribución.

- La tubería metálica de la red y sus estaciones cumplirá con los requisitos

de la NOM-007-SECRE-1999, que establece las especificaciones técnicas

que deben cumplir los materiales, tuberías, equipos, instalaciones

principales y accesorias y dispositivos que son necesarios para el diseño,

construcción, operación, mantenimiento e inspección de los sistemas de

transporte de gas natural.

- Las instalaciones como casetas de regulación y medición de la red de

distribución se encontrarán debidamente resguardadas de agentes

externos, a través de bardas perimetrales y/o cercas metálicas con acceso

permitido solo a personal de la propia empresa o de PEMEX Gas y

Petroquímica Básica




El diseño de los trenes de medición y regulación, equipos de filtrado y dispositivos

de seguridad fueron realizados por la empresa constructora ANTAR, especialista

en este tipo de trabajos.

Las estaciones de medición y regulación de gas natural (EMR) City Gates 1, 2 y 3,

contarán con dos trenes de regulación y válvulas necesarias, uno funcionará de

“by pass” del otro, para cuando se requieran labores de mantenimiento y

reparación a los reguladores. Cada sistema consiste en un regulador “monitor” y

otro “activo”. El regulador de presión monitor incluye un módulo de corte por alta

presión, a fin de proteger la instalación de la sección de baja presión, el regulador

activo entrará en operación a fin de mantener la presión de salida regulada dentro

de los parámetros de diseño establecidos.

Los dos trenes de regulación están interconectados entre sí para poder recibir el

gas natural del sistema de filtración a través de un filtro coalescente vertical

diseñado y construido en base a la sección VIII del ASME div. 1 con 10 elementos

filtrantes y a su vez ambas poder suministrar gas natural a la etapa de regulación y

medición.

Una vez que se tenga el gas natural regulado a presión constante, se dejará pasar

a través de los tubos de medición tipo placa orificio marca, de igual forma se

contará con dos trenes de medición y que uno servirá de respaldo al otro en

épocas de mantenimiento o calibración.

El sistema de medición incluirá un computador de flujo marca sensores de

temperatura, un transmisor multivariable, el electro corrector de flujo tendrá la

capacidad de poder conectarse al sistema Scada de PEMEX Gas y Petroquímica

Básica bajo la característica de “modbus PEMEX”, trabajará bajo el estándar API

21.1. y contendrá la estructura de base de datos solicitada incluyendo datos

acumulados por hora y por día.




Toda la tubería y accesorios del lado de alta presión de la estación están

diseñados bajo el estándar ANSI 600 y la parte de baja presión bajo ANSI 300.

VII.1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO.

El sistema de distribución de gas natural de Pemex Gas y Petroquímica Básica

está compuesto por una red de tuberías construidas en materiales de acero, de

diferentes diámetros, de las cuales se derivan múltiples ramales para abastecer a

las industrias de la transformación, maquiladoras o distribuidores.

En el caso que nos ocupa, la derivación del gasoducto de 48” Cactus-San

Fernando, será de 18” recibiéndose a través de una Estación de Medición y

Regulación de Gas Natural (ERM) City Gate, denominada No. 1.

El nuevo gasoducto a construir, mantendrá las características de diseño que se

mencionan en la Tabla VII.1.

Tabla VII.1. Condiciones generales de diseño.











• Diseño y construcción e dos trampas, una de envío y otra de recibo de







No. 3).

• Un Hot-Tap de 20” de diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya


Adicionalmente, puede mencionarse que el gasoducto contará con la siguiente

infraestructura.

• Cuarto con equipo de Telecomunicación y monitoreo en áreas de

“Abastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V.”

• Sistema de alimentación eléctrica propio.

• Sistema de relevo por sobrepresión.

En la Figura VII.1. se incluye un esquema en el que se puede apreciar la

distribución del gasoducto. Es importante mencionar que la presión ya regulada

oscilará entre 25-22 kg/cm2.




Interconexión

Estación 1

Estación 2

Estación 3

28 m18” @ 70 kg/cm2 2,669 m

18” @ 22 kg/cm2

1,611 m18” @ 22 kg/cm2

Interconexión con tubería existente de

la estación reguladora

actualmente en uso

18”

18”Arreglo manifold con

5 disparos (válvulas bridadas de 6” de diámetro)

Figura VII.1. Condiciones de operación de las diferentes secciones del ducto de 18”.




La Estación No. 1 estará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de 48”

a través de un “Hot Tap” de 20” de diámetro, que luego se reduce a 18”. La

recepción del gas será a una presión de 70 kg/cm2, pasando posteriormente por

un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de

regulación que bajará la presión a 25-22 kg/cm2 para ser inyectado en el

gasoducto cercano a la Trampa de Envío de Diablos (TED).

La Estación No. 2, la cual será localizada al interior de la Planta de TENARIS

TAMSA, se interconectará al gasoducto. En dicha estación se localizará una

válvula reductora, posteriormente la tubería en 18” de diámetro seguirá enterrada

dentro de las instalaciones para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente

para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la estación

reguladora actualmente en uso.

En la Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, se dejará preparado

el sistema para abastecer a otras plantas de la zona a través de una válvula

reductora y un arreglo (manifold) con 5 disparos, contando con terminación en

válvulas bridadas de 6” de diámetro.

VII.1.2. MANEJO DE SUSTANCIAS PELIGROSAS. El único material involucrado en el sistema de transporte es el gas natural o gas

metano por contener esta sustancia en mayor porcentaje de su composición, en el

Anexo 5 se presenta la hoja de seguridad (HDS). En la Tabla VII.2. se presentan

las principales propiedades físicas y químicas.

La reactividad del gas natural con el agua no existe aunque a bajas temperaturas

produce hidratos. El contacto con la piel en forma líquida causa quemaduras por

evaporación violenta, mientras que el contacto con los ojos produce

enrojecimiento e irritación en los mismos, principalmente por el agente odorizante

que se aplica al gas natural.




La inhalación causa asfixia simple por desplazamiento del oxígeno, efectos como

náuseas o mareos son generador por el odorizante.

El gas natural no se considera tóxico. El gas natural no tiene clasificación de

afectación crónica, teratogénica, carcinogénica o mutagénica. Deberá evitarse el

contacto del gas natural con oxidantes fuertes como el flúor, cloro, pentafluoruro

de plomo, trifluoruro de cloro, heptafluoruro de yodo, dióxido de flúor, oxígeno

líquido y tetrafluoruro de dioxigenilo, por su alta reactividad.

En el caso del gas natural, éste es calificado positivamente en dos de las

características derivadas de un estudio CRETIB (corrosivo, reactivo, explosivo,

tóxico, inflamable y biológico-infeccioso), siendo explosivo e inflamable.

Tabla VII.2. Propiedades físicas y químicas del gas metano.


Nombre comercial

Gas natural

Peso molecular 16.042

Familia química Hidrocarburo parafínico

Punto de fusión (760 mm Hg) - 182.50 C

Punto de ebullición (760 mm Hg) - 161.50 C

Estado físico, color y olor Gas incoloro, inodoro e insípido

Temperatura crítica - 82.50 C

Presión crítica 45.8 atm.

Volumen crítico 0.098 m3/kg/mol

Densidad crítica 0.162

Densidad del vapor (760 mm Hg)

Densidad específica (aire= 1)

kg/litro (650 C)

Litros vapor / Litros líquido

0.554

0.68

442




Tabla VII.2. Propiedades físicas y químicas del gas metano. (Continuación).


Temperatura de autoignición Entre 5370 C y 6510 C según la mezcla

Solubilidad en agua 0.4 – 20 microgramos/100cm3

Punto de inflamación 5370 C

Límite inferior de explosividad 5.0 % gas en el aire

Límite superior de explosividad 15.0 % gas en el aire

M3 de aire para quemar 1 M3 de

gas

9.53

Calor de fusión 14 Kcal/kg

Calor de vaporización 122 Kcal/kg

Calor específico 1.308 Kcal/kg

El metano que es el principal componente del gas natural, se encuentra en el

Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas, publicado en 1992. La

cantidad de reporte que se establece para esta sustancia es de 500 kg.

Para determinar la cantidad de metano presente en el gasoducto de 18” de

diámetro y con una longitud aproximada de 4.28 km (para efectos de facilitar la

evaluación se considerarán 4.3 kilómetros), se procedió a determinar la cantidad

almacenada en tuberías, mediante la evaluación de las longitudes y las secciones

transversales de los segmentos que componen el gasoducto. También se realizó

la evaluación del flujo másico de gas natural. En el Anexo 5 se incluye la memoria

de cálculo, a partir de la cual se evaluaron los datos que aquí se reportan.

Para la realización de los cálculos se tomó en consideración una composición

típica del gas natural que se reporta por PEMEX que es el proveedor del

combustible. Utilizando esta composición y mediante la evaluación de diferentes

ecuaciones de estado, se determinó la masa de gas natural que se reporta en la

Tabla VII.3.




Tabla VII.3. Masa de gas natural presente en las tuberías de distribución.

TrayectoriaLongitud

(m)Diámetro

(in)Diámetro

interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3) Gas ideal

Ecuación general Peng Robinson

Redlich Kwong

Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.05 187.11 215.19 216.43 212.09Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.79 5,606.44 5,850.66 5,887.63 5,842.23Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.86 3,384.01 3,531.42 3,553.73 3,526.33TOTAL 9,177.56 9,597.27 9,657.78 9,580.64

En la Tabla VII.4. se incluye el flujo másico determinado para cada segmento del gasoducto, de acuerdo a las

condiciones de presión que se reportan.

Tabla VII.4. Flujo másico en los segmentos del gasoducto de 18”.

TrayectoriaLongitud

(m)Diámetro

(in)Diámetro

interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3)

Flujo másico (kg/s)

Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.04 2,752.37Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.16 68.27Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.48 87.88

De acuerdo a los resultados obtenidos, se determina que el gasoducto de 18” de diámetro realiza una actividad altamente

riesgosa, al exceder la cantidad de reporte (500 kg) para el metano contenida en el Segundo Listado de Actividades

Altamente Riesgosas.




VII.1.3. IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS. Para realizar la identificación de los riesgos potenciales se seleccionó la

metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”), también denominada como

Análisis de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la cuál es una técnica que

involucra la investigación de desviaciones del diseño o propósito de un proceso.

El método consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,


normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema. Estas

palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales como: flujo,

temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y






La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del







la situación.

A continuación, se incluye en la Tabla VII.5. un ejemplo de la aplicación de la

metodología HAZOP, a través de la cual se analizaron un total de 6 nodos,




generándose un total de 56 condiciones que fueron evaluadas de forma individual.

Los nodos utilizados fueron los siguientes:

1. Línea de interconexión gasoducto 48” Cactus-San Fernando.

2. Estación de medición y regulación 1.

3. Línea de alimentación de gas natural a estación 2 (TAMSA).

4. Estación de medición y regulación 2 (TAMSA).

5. Línea de alimentación de gas natural a estación 3 (manifold).

6. Estación de medición y regulación 3 (Manifold).

El Análisis HAZOP completo se incluye en la Sección VI.2. del Capítulo II de este

documento.




Tabla VII.5. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y regulación.




ING.- Verificar la instalación de válvulas de bloqueo y agregar en el plano.



de interconexión.OPE. Sobrepresión de la línea.




SEG- Dar seguimiento a los procedimientos de respuesta a emergencia.

MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivos.



ING. Indicadores de presión y temperatura en área de medición (filtros y cromatógrafo)

ING. Indicadores de temperatura en la Estación 1

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.

1



PRESIÓN MAS

2




de interconexión.


PRESIÓN NO

PRESIÓN MENOS

HUM-PRV.-Fuga de gas antes de la Estación 1.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1 de medición .

HUM-PRV. Fuga de gas antesde la Estación 1.




la Estación 1,

No hay presión del gas natural en línea

de interconexión.

HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX al gasoducto de 18" no transmite presión hacia la Estación 1. OPE. Falta de gas y potencial interrupción

del servicio.ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control.


3

ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control .

AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.emergencias.




Jerarquización de eventos de riesgo. Una vez que se finalizó con la identificación de riesgos a través de la aplicación de

la metodología HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran

derivar en un accidente de riesgo ambiental.



en la Tabla VII.6.

Tabla VII.6. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.

Frecuencia (F)

Severidad (S)









siguiente:













su manejo.




En la Tabla VII.7. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos, la evaluación para

la totalidad de los eventos identificados mediante HAZOP que se determinaron

con posibilidad de derivar en situaciones de riesgo ambiental, se incluye en la

matriz que se presenta en el Capítulo VI de este documento




Tabla VII.7. Matriz de jerarquización de riesgos.


1 2 5 10





condiciones.





de interconexión.


FLUJO





6




PRESIÓN MASHUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.





MAS










842

CORROSIÓN



8 MAS

F S Riesgo

2 5 10

1 5 5Mayor corrosión a













De los resultados que se obtuvieron de la Matriz de jerarquización de eventos, se

puede mencionar que los que arrojaron el valor más alto de riesgo son los que

pueden llegar a presentarse en la línea de interconexión con el gasoducto de 48”

de diámetro. Dichos eventos, a pesar de que presentan una baja frecuencia de

ocurrencia, pueden llegar a ocasionar daños considerados como catastróficos

debido al elevado flujo de gas natural que conduce ese segmento de tubería del

gasoducto.

De forma general, puede mencionarse que los eventos derivados de daños a la

tubería y/o accesorios ocasionados por la acción de la corrosión, fueron

clasificados con la frecuencia más baja. Esto se realizó considerando los

antecedentes de incidentes que indican que la corrosión representa un porcentaje

muy bajo de incidentes en comparación con otro tipo de fallas como es el caso de

daños en la materia, errores humanos, etc.

En segundo orden, se encontraron clasificados los eventos que pueden derivarse

en el segmento de tubería que conduce a la estación de medición y regulación 1,

las frecuencias de ocurrencia asignadas a estos eventos van desde una vez cada

10 años hasta una vez cada año. Las afectaciones en caso de presentarse estos

eventos se considerarían con probabilidades de ocasionar daños severos.

Enseguida se colocaron los eventos que pudieran presentarse en la Estación de

medición y regulación 3 (manifold), los cuales fueron clasificados con frecuencias

de ocurrencia similares a las mencionadas anteriormente, sin embargo en el caso

de la severidad del daño se asignaron valores que van desde daños mayores

hasta daños severos. Finalmente, se jerarquizaron los eventos que pudieran

presentarse en la Estación de medición y regulación 2 (TAMSA), los cuales fueron

calificados con frecuencias de ocurrencia de un evento cada 10 años y un evento

cada año. Sin embargo, la gravedad del daño se consideró como severa, sin

llegar a presentarse un evento catastrófico, debido a la presión a la que se regula

y se descarga el gas natural en dicha estación.




VII.1.4. MODELACIÓN DE EVENTOS DE RIESGO.

Para determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de eventos

extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes









cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. Los

criterios que se utilizaron para determinar las áreas de afectación se indican a

continuación.

• Incendio: zona de alto riesgo (radiación 5 kW/m2, suficiente para causar

quemaduras de segundo grado en exposición prolongada); zona de

amortiguamiento (1.4 kW/m2, no se esperan daños físicos), daños a flora y

fauna (radiación 25 kW/m2, suficiente para encender madera sin piloto).

• Sobrepresión: zona de alto riesgo (1 psig, suficiente para causar daños

estructurales a casas); zona de amortiguamiento (0.5 psig, ruptura de

ventanas). En el caso de daños a flora y fauna también se consideró el

criterio de 0.5 psig, debido a que algún proyectil puede afectar a las especies

de fauna que se encuentren en el área de afectación.

• Dispersión: se utilizó la concentración necesaria para formación de atmósfera

asfixiante por desplazamiento de oxígeno por el gas natural.




En este resumen, se describen los resultados obtenidos para dos de los

escenarios evaluados, los cuales corresponden a las rupturas catastróficas o

totales de la línea de 18” de diámetro a una presión de 70 kg/cm2 y 18” de

diámetro a una presión de 22 kg/cm2. Estos dos escenarios corresponden el

mayo y el menor que se pueden presentar para los de mayor riesgo, ya que

consideran la presión máxima y la mínima, cualquier otro evento quedaría

comprendido en el rango de áreas de afectación que se calcularon para ambas

presiones.

VII.1.4.1. Datos que se alimentarán al simulador.

Evento de dispersión.

Para el evento de dispersión de gas natural, liberado a partir de una ruptura ya sea

total o parcial en la línea de conducción se requieren alimentar los datos de las

condiciones de operación de la línea (presión, diámetro), así como los datos de

velocidad de vientos y estabilidad atmosférica.

Para el caso de la presión, se manejaron los dos diferentes valores que se

reportan en las bases de diseño, los cuales corresponden a la presión máxima de

70 kg/cm2 y la presión mínima que se manejará, la cual equivale a 22 kg/cm2. La

primera se presenta en el tramo de interconexión entre el gasoducto de PEMEX y

la Estación 1 (City Gate), la segunda presión es la que se suministrará a través de

las líneas de interconexión entre la Estación 2 y la Estación 3.

En lo que se refiere a la velocidad de viento, se utilizaron 3 diferentes valores, los

cuales corresponden a 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de

diseño) y 10 m/s. Se consideraron escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera

y una radiación moderada, esto con la finalidad de obtener los valores más

conservadores que pudieran significar o presentar las mayores áreas de




afectación. También se agregó un escenario que corresponde a una velocidad de

viento muy baja, siendo de 1.5 m/s y condiciones de nubosidad cerrada por la

noche sin radiación.




mezclarse. La concentración de interés corresponde a 71,400 ppm. Dicha

concentración corresponde a la suficiente para ocasionar asfixia, dado que para el

gas natural no se reportan IDLH o TLV.

Para los flujos de descarga en las rupturas, el simulador calcula estos valores a

partir de la presión de suministro y el diámetro del orificio. Sin embargo, se realizó

el cálculo teórico, de tal forma que se pueda verificar la información reportada por

el simulador. En la Tabla VII.8. se presentan los valores alimentados al simulador

bajo las diferentes condiciones de presión que se manejan en el gasoducto, ya

que el diámetro nominal se mantiene uniforme en todos los segmentos.

Tabla VII.8. Datos de alimentación al simulador: condiciones de la ruptura que

permite la liberación el gas natural.

Nominal (in)

Interior (m)(in) (m)

Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 1,992.18 1,195,309.2150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 498.05 298,827.3025% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 124.51 74,706.83Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 626.11 375,668.6150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 156.53 93,917.1525% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 39.13 23,479.29

Masa descargada

(10 min)


Ruptura

Área transversal del

orificio (m2)Presión (kg/cm2)

Flujo de descarga

(kg/s)


Para los eventos modelados, se alimentan las condiciones de operación del ducto

y el flujo de descarga calculado a partir de las condiciones de la ruptura que

provoca la liberación del gas natural que se conduce. En el caso particular de la




explosión, se considera que el material se libera durante un máximo de 10

minutos, tiempo en el que se logra controlar la liberación del material, por lo que la

nube explosiva detona la masa equivalente al gas natural descargado en 10

minutos. En la Tabla VII.9. se incluye un resumen de los datos de alimentación al

simulador.

Tabla VII.9. Datos de alimentación al simulador: concentraciones de interés. Evento Parámetro Datos

Condiciones

climatológicas

Velocidad de vientos

Temperatura ambiente

Humedad relativa

1.5 m/s, 4.6 m/s, 10 m/s

30°C

95%

Condiciones El evento ocurre de día con una nubosidad

ligera y una radiación moderada

El evento ocurre de noche con una

nubosidad cerrada y sin radiación solar.

Estabilidad atmosférica Pasquill A: 1.5 m/s, día

Pasquill D: 1.5 m/s, noche

Pasquill B: 4.6 m/s, día

Pasquill C: 10 m/s, día

Dispersión Concentración de interés 71,400 ppm

Incendio Radiación de interés 25 kW/m2 (suficiente para incendiar madera

sin piloto y considerada como suficiente

para ocasionar daños a la vegetación)

5 kW/m2, zona de alto riesgo (suficiente

para causar quemaduras de segundo

grado)

1.4 kW/m2, zona de amortiguamiento (no se

esperan alcanzar el umbral de dolor)

Explosión Sobrepresión se interés 1 psig (ocasiona ruido y daños

estructurales)

0.5 psig (ocasiona ruido y ruptura de

ventanas)




A continuación se incluye un resumen de los resultados obtenidos, en el Anexo 6

se incluyen los reportes que se generan por el simulador en los que pueden

observarse los datos de alimentación y los resultados obtenidos. En ese mismo

Anexo se incluyen también los planos que esquematizan las áreas de afectación

en la zona del proyecto.

Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2.

Este escenario se considera de muy baja probabilidad de ocurrencia, debido a que

requiere de una acción de sabotaje para que llegue a presentarse. Sin embargo,

tomando en consideración que en nuestro país se han presentando eventos de

este tipo, se tomó la decisión de incluir la evaluación de este escenario que sería

considerado como catastrófico y el cual arrojaría las mayores áreas de afectación

para los eventos.

La probabilidad de ocurrencia del evento, considera que hay secciones de la

tubería que son aéreas, como puede ser las denominadas comúnmente bayonetas

que es la parte de la tubería que entra o sale de las estaciones de medición y

regulación y en donde la tubería se encuentra sobre la superficie.

A partir de este evento máximo, se modeló la dispersión del gas natural liberado

por una ruptura total (catastrófica) en la tubería de 18” que conduce la sustancia a

una presión de 70 kg/cm2. En este escenario, el flujo de gas descargado, formaría

una nube de gas que alcanzaría los límites de inflamabilidad. En la Figura VII.2.

se incluye una imagen que muestra la gráfica de los radios de afectación que se

generarían.




100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)




0

500

10000

30

60

90

120

150

180210

240

270

300

330



Figura VII.2. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio


de 18” @ 70 kg/cm2.

Los resultados indican que debido al incendio, se generaría una flama con una

longitud de 97.02 m, a partir de la cual se generaría una zona de alto riesgo con

una radiación en la periferia de 5 kw/m2, con una distancia máxima de afectación

de 325.01 m. La zona de amortiguamiento, definida por una radiación de 1.4

kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 602.51 m a partir del punto en

que se genere la flama. En el caso particular de las condiciones ambientales, es

importante mencionar que la radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender

madera si utilizar piloto y la cual podría incendiar la vegetación presente en la

zona, se tendría a una distancia máxima de 143.93 m a partir del punto en donde

se genere la flama.

Al momento de presentarse la ruptura en la tubería, el gas natural liberado

mantiene la posibilidad de formar una nube explosiva. Debido a esto, es

necesario evaluar las distancias a las cuales se generarían las ondas de

sobrepresión correspondientes a las zonas de alto riesgo y amortiguamiento,

respectivamente. De acuerdo a los resultados obtenidos de la modelación, se

encontró que a partir de un escenario catastrófico de ruptura total de la tubería en

el segmento que se encuentra a 70 kg/cm2, generaría una distancia máxima de

afectación de 1,935.83 hasta la cual alcanzaría una sobrepresión de 1 psig,




suficiente para causar daños estructurales a casas habitación volviéndolas

inhabitables. La zona de amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5

psig se tendría a una distancia máxima de 3,294.63 m a partir del punto en el que

se genere la fuga.

En el caso particular de las condiciones ambientales, se considera que una

sobrepresión de 0.04 psig es suficiente para causar un ruido molesto que pueda

causar afectación a las especies de fauna que resulten sensibles. Sin embargo,

considerando que la afectación sería de una corta duración, ya que se trata de una

explosión, no se determinaron las áreas de afectación por esta sobrepresión,

considerándose la sobrepresión de 0.5 psig como aquella que puede afectar

especies de fauna, debido al movimiento de proyectiles ocasionados por el

derrumbe parcial de instalaciones.

En la Figura VII.3. se incluye la gráfica de las ondas de sobrepresión generada por

un evento de las características antes mencionadas.




0

1000

2000

3000

40000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura total de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)



Figura VII.3. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una


la ruptura total de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.

Finalmente, otro escenario que podría presentarse corresponde a la formación de

una nube asfixiante. Considerando que el gas natural no tiene reportados valores

de IDLH ó TLV, sino que se encuentra definido como un asfixiante, capaz de

desplazar el oxígeno; se evaluó el escenario de formación de una nube asfixiante

originada por la liberación del gas natural a partir de la ruptura catastrófica de la

línea.

En el caso de la dispersión, se evaluaron diferentes escenarios meteorológicos,

resultando el que arroja las mayores afectaciones, el que corresponde a una

velocidad de viento de 1.5 m/s y un escenario nocturno con nubosidad cerrada. A

partir de los resultados arrojados por el simulador, la distancia de afectación por la

concentración de 71,400 ppm, suficiente para formar una atmósfera asfixiante,

sería de 34.73 m a partir del punto en donde se presente la ruptura.




Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2. Adicionalmente al evento de mayor afectación, dado que es el que maneja el gas

natural a una mayor presión, también se evaluaron escenarios que corresponden

a los segmentos del gasoducto que mantienen una presión de 22 kg/cm2, de

acuerdo a las bases de diseño el diámetro nominal se mantiene en 18” para todos

los segmentos.

En el caso de presentarse una ruptura total de la línea de 18” que conduce el gas

natural de la Estación 1 (City Gate) a la Estación 2 o a la Estación 3, es posible

que se de lugar a la formación de una nube inflamable, la cual al encontrar una

fuente de ignición generaría una flama con una longitud de 97 m. Las áreas de

afectación por radiación mantendrían una distancia máxima de 72.14 m para la

radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2, 182.41 m para el área de alto

riesgo, con una radiación equivalente a 5 kW/m2 y 344.01 m como distancia del

área de amortiguamiento con una radiación de 1.4 kW/m2. En la Figura VII.4. se

incluye la gráfica de afectación por radiación para este escenario.

10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)




0

200

4000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330





de 18” @ 22 kg/cm2.




En caso de que se formara una nube explosiva que detonara en la zona, se

generarían áreas de afectación por sobrepresión. La distancia máxima que

presentaría el área de alto riesgo con una sobrepresión de 1 psig, se tendría a una

distancia de 1,316.15 m. El área de amortiguamiento, definida con una

sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una distancia máxima de 2,239.99 m. En la

Figura VII.5. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión.

0

1000

2000

30000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)



Figura VII.5. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una

explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural

por la ruptura total de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.

En el caso de la dispersión del gas natural, dando paso a la formación de una

nube asfixiante, se encontró mediante la modelación que la distancia máxima de

afectación se tendría a 34.9 m. La concentración que equivale a la formación de

atmósfera asfixiante es de 71,400 ppm y en este caso, la mayor área de

afectación se presenta bajo el escenario de 1.5 m/s para la velocidad de vientos y

condiciones nocturnas de nubosidad cerrada.





También se evaluó un segundo escenario que corresponde a una ruptura parcial,

la cual origina la formación de un orificio que equivale al 50% del diámetro total de

la tubería, en este caso el orificio sería de 9” de diámetro. Al momento de

liberarse el gas natural, es posible que se de lugar a la formación de una nube

inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición generaría una flama con una

longitud de 48.53 m.

Las áreas de afectación por radiación presentarían una distancia máxima de 37.22

m para la radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2. En el caso de la radiación

que define la zona de de alto riesgo (5 kW/m2), se tendría a una distancia máxima

de 94.03 m.

Finalmente, la zona de amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4

kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 177.24. En la Figura VII.6. se

muestra una gráfica de la afectación por radiación para este escenario.

10

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

Rad

iaci

ón (k

W/m

2)




0

100

2000

30

60

90

120

150180

210

240

270

300

330









En el caso particular de que llegara a formarse una nube explosiva y que ésta

llegara a detonar formando ondas de sobrepresión, mediante la modelación se

encontró que la distancia máxima que presentaría el área de alto riesgo con una

sobrepresión de 1 psig, se tendría a una distancia de 829.13 m. El área de

amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una

distancia máxima de 1,411.11 m. En la Figura VII.7. se incluye la gráfica que

muestra las ondas de sobrepresión por explosión.

Finalmente, la evaluación del escenario de la dispersión de una nube de gas

natural, originada por la liberación de la sustancia a partir de la ruptura parcial,

formando un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la de la línea,

desencadenaría una nube asfixiante, con una distancia máxima de afectación de

16.49 m, a partir del punto en el que se genere la fuga, para una velocidad de

vientos de 1.5 m/s y condiciones de escenario nocturno y de nubosidad cerrada.

0

500

1000

15000

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330




Figura VII.7. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una


la ruptura parcial (50% de diámetro) de la tubería de 18” @ 22

kg/cm2.




Tabla VII.10. Resultados de la modelación de incendio y explosión para el gasoducto de 18” de diámetro.

(in) (m)Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 97.02 602.51 325.01 143.93 1,935.83 3,294.6350% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 48.53 310.52 167.53 74.25 1,219.49 2,075.4925% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 24.26 159.94 86.28 38.21 768.23 1,307.47Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 97.06 344.01 182.41 72.14 1,316.15 2,239.9950% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 48.53 177.24 94.03 37.33 829.13 1,411.1125% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 24.26 91.28 48.4 19.15 522.31 888.93

ExplosiónIncendio

Presión (kg/cm2)

1.4 kW/m2

(m)5 kW/m2

(m)25 kW/m2

(m)1 psig

(m)0.5 psig

(m)Longitud de la flama (m)


Ruptura

Nominal (in) Interior (m)



Tabla VII.11. Resultados de la modelación de dispersión para el gasoducto de 18” de diámetro.


Velocidad de viento 1.5 m/s (noche)


Velocidad de viento 10 m/s (día)

(m) (m) (m) (m)Total 18" 0.429 0.1642 70 1,992.18 32.97 34.73 33.46 34.250% 18" 0.429 0.0410 70 498.05 15.76 16.38 15.93 16.1925% 18" 0.429 0.0103 70 124.51 7.61 7.74 7.64 7.7Total 18" 0.429 0.1642 22 626.11 33.17 34.95 33.63 34.5950% 12" 0.429 0.0410 22 156.53 15.86 16.49 16.05 16.4125% 12" 0.429 0.0103 22 39.13 7.65 7.78 7.68 7.76

Distancia a la que se presentan 71,400 ppm de gas naturalDiámetro de tubería

Ruptura

(in) (m)


Presión (kg/cm2)

Flujo de descarga

(kg/s)



Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. I-269

VII.1.5. MEDIDAS DE SEGURIDAD. De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas



De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas



Válvulas de Relevo.

Estas válvulas se encontrarán colocadas a la salida de cada una de las válvulas de regulación, con

la finalidad de prevenir una sobrepresión en el sistema de gas en el caso de que alguno de los

reguladores llegara a fallar.

El programa de mantenimiento de las mismas en anual y en caso de detectarse fugas a menor

presión del punto de ajuste, dichas válvulas deberán reemplazarse de forma inmediata para

proceder a su reparación.

Válvulas de Bloqueo.

Las válvulas de bloqueo para aislamiento que pueden ser utilizadas durante una emergencia, se

encontrarán instaladas y se incluirán dentro del programa de mantenimiento por lo menos de

manera anual. Los accesos a las válvulas de bloqueo se mantendrán libres para garantizar una

operación ágil. En el caso de que más del 50% de las válvulas de bloqueo llegaran a presentar

fugas, la línea deberá sacarse de servicio inmediatamente, como una medida de seguridad.




Válvulas de cierre automático (OSE y Slam-Shut) Operación.

Se contará con válvulas de cierre automático. En el caso de las unidades reguladoras que cuenten

con Slam-Shut se operarán conforme los procedimientos establecidos. Las operaciones de paro y

arranque de los reguladores que cuenten con dispositivo de seguridad de cierre automático (Slam-

Shut) y de las válvulas de cierre automático (OSE), deberán estar de acuerdo a las instrucciones

del fabricante incluyendo las que se requieren para cada uno de los equipos. Los ajustes en las

presiones de disparo, de los mecanismos de cierre automático por baja o alta presión, deben

instalarse acordes a las instrucciones del fabricante. El operador deberá estar familiarizado con

cada uno de los procedimientos antes de proceder al paro y arranque de los equipos.

Patrullaje al derecho de vía.

De acuerdo a la información mencionada por el promovente, se realizará una vigilancia continua

del sistema de transporte a partir de la cual se cubrirá lo siguiente:

1. Inspección visual del total de las instalaciones, con la finalidad de detectar y registrar lo

siguiente

h) Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización.

i) Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de la tubería.

j) Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones.

k) Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños.

l) Acciones de terceros sobre las tuberías.

m) Posible filtración de gas natural a edificios desde registros o fosas, a través de entradas de

aire.

n) Condiciones de seguridad de las instalaciones.

2. Revisión y análisis periódicos de documentación.

f) Inspección de fugas.

g) Inspección de válvulas

h) Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión.

i) Inspección de control de corrosión.

j) Investigación de fallas de las instalaciones en general.




3. Patrullaje al derecho de vía.

c) Observación de las irregularidades en el derecho de vía.

d) Verificación de la existencia de afectación de la vegetación en el entorno, condiciones

inseguras del ducto o la señalización de la tubería.

Detección y atención de fugas. Se cubrirá un programa anual de detección de fugas de todo el sistema de gas natural. Para

cumplir lo anterior se utilizará un detector de flama ionizada en el recorrido, con el cual se

verificarán los límites de explosividad de mezcla de gas natural con aire LIE 4.5 % y LSE de 15%.

A partir de los resultados de las mediciones, se realizará la clasificación de las fugas basándose en

la localización y magnitud de las mismas para verificar la prioridad de reparación de cada una de

ellas, integrando la información al registro del historial de fugas.




Control de la corrosión.

La empresa tiene definidos los procedimientos y políticas operativas para el control de la corrosión

externa en la tubería sumergida y las instalaciones superficiales. Adicionalmente, debe

mencionarse que la tubería contará con un recubrimiento de protección exterior, un sistema de

protección catódica, así como la implantación de un sistema de verificación de la resistividad del

suelo

Programa de mantenimiento.

De acuerdo a lo indicado por la empresa se contará con un Programa anual de mantenimiento a la

totalidad de las instalaciones del gasoducto. En la Tabla VII.12. se incluye el programa de

mantenimiento que indica las frecuencias de cada actividad.

Tabla VII.12. Programa de mantenimiento.


1.1.Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB

1.2. Celaje Mensual1.3. Revisión de señalamiento (1) Mensual1.4. Pintura y señales y postes P.C. (1) Anual

2.1.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB

2.2. Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB

2.3. Lubricación y engrasados de válula Trimestral Es responsabilidad de PGPB2.4. Pinturas de muros tuberías y válvulas Anual** Operador o PGPB2.5. Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB2.6. Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB2.7. Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB2.8. Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB2.9. Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB

Concepto1. Derecho de vía

2. Interconexión válvulas de secc.




Tabla VII.12. Programa de mantenimiento. (Continuación).


3.1. Verificación de protección mecánica Anual

3.2.Revisión de cruzamientos encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual

3.3. Revisión de obras especiales Mensual Se realiza un reporte mensual

3.4. Detección de fugas Semestral


3.5. Reporte de actividades SemestralSe realiza reporte semestral y entrega a la CRE

3.6.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual

Se realiza reporte semestral y entrega a la CRE

4.1. Toma de potenciales de P.C. Mensual, Semestral

Se realizan muestreos aleatorios de forma mensual y se toman todas las lecturas en forma semestral. Se realiza reporte semestral.

4.2. Revisión de camas de ánodos Semestral4.3. Revisión de aislamientos Semestral

4.4. Reporte de potenciales actividades Semestral

5.1.Reporte de operación medición (ambas) Mensual

5.2. Limpieza general (ambas) Semanal

5.3.Pintura de la obra civil (caseta) (Ambas) Anual

5.4. Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal

5.5. Revisión de señalamientos (ambas) Semanal

5.6. Detección de fugas (ambas) Diario


5.7. Pintura de obra mecánica (ambas) Anual

5.8.Revisión instalación eléctrica, Rep., Focos (Ambas) Semestral

5.9.Revisión sistema de tierra física (ambas) Semanal

5.10.Revisión y limpieza de filtro y separados (ambas) Semanal

5. Estacón de medición y regulación 2 y 3 (City Gate y Estaciones 2 y 3)

3. Ducto

4. Sistema de protección catódica

Concepto




Tabla VII.12. Programa de mantenimiento. (Continuación).


5.11.Caibración tuberías en zonas de desgaste (ambas) Anual

Para evaluar la corrosión interna del gasoducto, previamente se debe realizar un estudio tubo suelo que esta incluido. Esta la medición de espesores de la tubería aérea en zona de cambio de dirección o reducción dipámetro, esta actividad se realiza anualmente.

5.12.Revisión, lubricación engrase válvulas de paso (ambas) Mensual

5.13.revisión y ajuste válvula de control (ambas) Mensual

5.14.Revisión y calibración válulas de relevo (ambas) Anual

5.15. Limpieza placas de orificio (city gate) Mensual

5.16.Limpieza, revisión, calibración tubos de medición (ambas) Anual

El tuvo no se calibra, solo requiere de la medición de espesores, rugosidad, esta actividad se realiza trianualmente.

5.17.Limpieza, revisión, calibración medidores (city gate) Trimestral

Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB. Nota: los medidores de placa de orificio no están clasificados como medidores positivos, sino diferenciales.

5.18.Limpieza, revisión de turbinas de medición (estaciones industriales) Mensual

La turbina requiere la revisión de los compomentes de envío de pulsos, y el engrasado del eelemento rotatorio.

5.19.Calibración medidores (estaciones industriales) Lustro

Cada cinco años máximo se debe mandar calibrar la turbina.

5.20.Limpieza, revisión, calibración de graficador (city gate) Trimestral

Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB.

5.21.Limpieza, revisión, calibración de manómetros (ambas) Semestral

Las actividades en caso que los equipos estén descalibrados reomendamos reemplazaros por nuevos (el reemplazo de los equipos está incluido)

5.22.Revisión y calibración computador de flujo (ambas) Trimestral

Las actividades se realizan de acuerdo con los acuerdos realizados con PGPB.

5.23. Reporte de calibración (ambas) Trimestral

5.24.Revisión de extinguidores manuales de fuego (ambas) Mensual

5.25.Limpieza, revisión calibración de reguladores (ambas) Trimestral

6.1. Actualización de planos Anual

6.2.Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual

6.3. Entrega de reporte anual para la CRE Anual

6.4.

Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999, "Transporte de gas natural" por parte de una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada po la EMA y CRE respectivamente. Anual

6. Cumplimiento del programa

Concepto




VII.1.6. RECOMENDACIONES. Cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores tendrá que disponer de medidas

de prevención orientadas a reforzar sus esfuerzos en materia de seguridad. El tipo y

características de dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el

gasoducto y las estaciones.

Considerando que la operación del gasoducto representa una Actividad Altamente Riesgosa, la

empresa deberá elaborar su Programa de Prevención de Accidentes de acuerdo a lo establecido

en el artículo 147 de La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.

El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del Proyecto recaen en el

posible incendio y explosión por afectación de la tubería o en sus accesorios en sus distintos

niveles de presión. En el caso de la formación de atmósfera asfixiante, las áreas de afectación son

muy reducidas en comparación con las de los eventos de incendio y explosión. En los diferentes

segmentos de tuberías y equipos que conforman al gasoducto, deberán de establecerse medidas

adicionales de seguridad. A continuación se sugieren algunas recomendaciones que surgen del

desarrollo del estudio por parte del grupo de trabajo a cargo del mismo.

• La vigilancia de los parámetros más importantes del proceso deberán de contar con alarmas,

que alerten de las desviaciones del proceso que han salido de control y sean captadas por

los operadores.

• En complemento con las recomendaciones de funcionamiento y control, la empresa deberá

de contemplar la instalación de sensores de presión y flujo con recepción remota al centro de

control.

• La empresa debe efectuar auditorias periódicas sobre el funcionamiento de los distintos

sistemas de operación y mantenimiento de seguridad y de prevención.

De acuerdo a lo que indican las Normas Oficiales Mexicanas, las Normas de Referencia y los

Estándares Internacionales, se plantean las siguientes recomendaciones:

• El gas natural que se distribuye deberá estar odorizado bajo la especificación dada por la

norma NOM-006-SECRE-1999.

• Las estaciones de regulación y medición deben de contar con válvulas de seguridad para

evitar el sobrepresionamiento del sistema de alta presión.




• El sistema de distribución corriente abajo deberá estar protegido por válvulas de seguridad

de las estaciones de regulación distribuidas a lo largo de la red.

• La empresa Gulf Energy, que será la encargada de la operación el gasoducto, deberá

evaluar la posibilidad de incluir en sus procedimientos de operación y mantenimiento, el

monitoreo de fugas bajo la norma NOM-003-SECRE-2002 y en cumplimiento del estándar

ASME B 31.8 punto 851.3.

• El proveedor de gas natural, en este caso PEMEX (PGPB), deberá de contar con

procedimientos y planes de emergencia para ataque de contingencias en cualquiera de sus

Estaciones.

• Deberán existir canales de comunicación directa entre la distribuidora y el suministrador

(PGPB), para la coordinación de movimientos operativos y acciones de respuesta a

situaciones de emergencia.

• La empresa Gulf Energy, debe contar con procedimientos de emergencia donde se

involucran todos los recursos del distribuidor, disponer de personal capacitado para atender

cualquier eventualidad en las instalaciones de distribución de gas y realizar periódicamente

simulacros en coordinación con Protección Civil y realizar simulacros de atención de

contingencias en conjunto, verificando los tiempos de respuesta y delimitando las

responsabilidades que atañen a cada uno.

• El distribuidor deberá de contar con un servicio de emergencia las 24 horas del día, durante

los 365 días del año, de manera ininterrumpida, así como contar con la identificación visible

de los teléfonos de emergencia en el exterior de las Estaciones a los que se podrá llamar en

caso de la detección de un siniestro. Esto permitirá a los vecinos eventuales o empresas

cercanas o futuras, denunciar o notificar algún evento anormal en las instalaciones o

inmediaciones (en el caso de incendios cercanos).

• La empresa Gulf Energy debe de verificar la Prevención de incendios accidentales.

Derivado de una previa valoración del riesgo, se deben instrumentar las medidas de

seguridad aplicables para minimizar el peligro de un incendio accidental en áreas donde la

presencia de gas constituya un riesgo de fuego o explosión. Por lo que se debe tener

cuidado de retirar del área cualquier fuente potencial de incendio y contar con el equipo

adecuado en caso de emergencia.




• La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de

tubo que contengan una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo.

• La empresa Gulf Energy debe contar con procedimientos escritos para manejar documentos

de ingeniería, entre los que se incluyen planos, croquis, diagramas y especificaciones con su

respectivo código de identificación, lista de revisión, aprobación y fechados de las

instalaciones del Sistema. Se recomienda realizar la recopilación de las memorias de

cálculo de los principales sistemas (protección catódica, sistema de tierras, etc).

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá de construir el gasoducto y

las Estaciones proyectadas mediante planos y especificaciones que hayan sido aprobados y

controlados mediante procedimientos escritos, basados en las Normas NOM-003-SECRE-

2002 y NOM-007-SECRE-1999, NRF-030-PEMEX-2006.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que la

construcción de su gasoducto y Estaciones quede plasmado en planos o diagramas, que

consignen todos los cambios o diferencias que se dieran en el proceso de instalación.

• La empresa distribuidora de gas (PEMEX) debe efectuar una inspección efectiva a las

uniones soldadas en tuberías de acero, de acuerdo al ASME B 31.8 – 99 párrafos 826 y 827,

la Norma NRF-020-PEMEX-2005 y NRF-030-PEMEX-2006.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe asegurarse que las tuberías

de entrada y salida de la estación, queden aisladas eléctricamente de la protección catódica

del gasoducto que alimente y abastezca la estación No 1 y sean respetadas las

especificaciones de la norma NOM-008-SECRE-1999.

• La totalidad de los materiales utilizados por Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.

de C. V. en la construcción del gasoducto y sus estaciones, deberán estar certificados por

los fabricantes sobre el cumplimiento de las especificaciones solicitadas.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe garantizar que las tuberías,

equipos y accesorios de su estación de distribución sean probadas y dictaminadas conforme

a la norma NOM-003-SECRE-2002 o vigente.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que las

tuberías de acero que integren todos los accesorios y equipos de la estación, cumplan como

mínimo el estándar API 5L y las uniones el API 1104.




• Una vez en operación, la empresa Gulf Energy debe establecer una coordinación intensiva

con las compañías y dependencias prestadoras de servicios, que realicen las actividades en

la entorno del gasoducto y estaciones, para notificación de obras y su consecuente


• La distribuidora deberá considerar la instrumentación de sus estaciones de medición y

regulación, con sistemas de información que permita al personal operativo la toma de

decisiones en tiempo real.

• Gulf Energy debe asegurarse que ante un descontrol en las Estaciones de alguna de las

variables del proceso, tales como presiones y flujos, fuera de su rango normal, una

respuesta automática deberá de llevar nuevamente a valores normales a dicha variable.

• Gulf Energy deberá contar con procedimientos escritos y evidencias de cumplimiento de la

instalación y mantenimiento de los dispositivos de protección de la estación, tales como

válvulas de seguridad o alivio.

• Gulf Energy debe tener en sus programas de mantenimiento preventivo, la inspección y

calibración de los accesorios de protección de cada estación de regulación y medición,

acorde a las instalaciones del gasoducto.

• Gulf Energy debe implementar programas de capacitación al personal sobre las técnicas y

procedimientos de operación, mantenimiento y actuación en emergencias sobre el

gasoducto y sus Estaciones, tal como lo señala en su “Manual de Procedimientos de

Operación, Mantenimiento y Emergencias” así como realizar las evaluaciones del personal

periódicamente como constancia de su capacitación y aprendizaje.

• Gulf Energy deberá de establecer los dispositivos en los puntos críticos de control de las

variables que puedan llegar a sobrepasar su valor límite de control, para que sea señalada

por un dispositivo de vigilancia.

• Gulf Energy debe cumplir con programas de mantenimiento predictivo, preventivo y

correctivo que comprendan la totalidad de las instalaciones, manteniendo registros de sus

condiciones.

• Gulf Energy debe asegurar la atención a reportes de fugas y emergencias en la estación, en

un lapso mínimo de tiempo. Estableciendo y ejecutando Programas de simulacros y

reforzando sus puntos débiles. Y Participar en conjunto en simulacros con Protección Civil y

empresas vecinas (GRAME).




• Gulf Energy debe contar con un Programa de revisión periódica y reemplazo de filtros. Esto

es independiente al monitoreo de un posible incremento en la diferencial de presión en los

filtros que pudiera alertar sobre un posible taponamiento.

• Gulf Energy debe de llevar a cabo el Mantenimiento del cromatógrafo para garantizar el

registro de la calidad del gas natural recibido.

• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe de prever la instalación de

Separadores de líquidos del gas natural recibidos para evitar la corrosión interior en las

instalaciones.

• Gulf Energy debe contar con equipo de detección de fugas, herramental especializado y

personal calificado para atender cualquier emergencia en las estaciones de regulación y

medición de gas.

• Los procedimientos de operación y mantenimiento del distribuidor deberán de ser aprobados

por la Comisión Reguladora de Energía y su cumplimiento verificado anualmente por una

Unidad de Verificación aprobada por la propia Comisión.

En lo que se refiere al sistema de protección catódica, dada la importancia de su adecuado

funcionamiento, se recomienda a la empresa realizar el monitoreo de las condiciones de los

componentes de dicho sistema, así como la evaluación de espesores, resistividad del suelo, etc.

Lo anterior permitirá determinar la velocidad de desgaste para este gasoducto en particular, lo cual

facilitará el seguimiento en la vida útil de la instalación.

Se sugiere realizar la recopilación de las memorias de cálculo y planos de construcción del

gasoducto, incluyendo sus sistemas de seguridad como es el caso de protección catódica, válvulas

de bloqueo, válvulas de relevo, etc. Con esta información se facilitará el seguimiento a las

condiciones de operación del gasoducto.

Como recomendación a la empresa Gulf Energy y a partir de la recopilación de las memorias de

cálculo y planos de construcción, podrá evaluarse la elaboración de un programa de administración

de cambios, a través del cual se garantice que cualquier modificación en las instalaciones cubra los

requisitos de diseño que establece la normatividad y quede registrada para posteriores

modificaciones de los procedimientos operativos.

Muros contraincendio.




En este apartado en particular, puede mencionarse que PEMEX cuenta con la Norma NRF-072-

PEMEX-2004, en la cual se establecen las condiciones de diseño para la instalación de Muros

Contra Incendio.

En la norma se establece de forma clara que la implementación de muros contraincendio surge a

partir de los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos con consecuencias de fuego y

explosión. En este caso en particular, se evaluaron eventos de incendio y explosión derivados de

una liberación extraordinaria de gas natural. El segmento más crítico es aquel que comprende la

interconexión hasta el City Gate que es en donde se conduce el gas a mayor presión (70 kg/cm2) y

por consiguiente, en caso de ocurrencia de un evento extraordinario, se generarían las mayores

áreas de afectación.

La norma antes citada establece los requerimientos y características mínimas de carácter

obligatorio que se deben cumplir en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de muros

contraincendio, para las instalaciones PEMEX.

De forma estricta, este tipo de instalaciones no se establecen como obligatorias, sino que se dejan

al criterio derivado de la conducción de un análisis de riesgo. En este caso en particular, el

gasoducto de 18” de diámetro, en la estación de medición y regulación 1 (City Gate) se encuentra

relativamente cercano a una carretera y a un poblado, por lo que las áreas de afectación en caso

de ocurrencia de los eventos podrían tener afectación sobre esos lugares.

Dadas las condiciones de las modelaciones, los eventos catastróficos pueden derivarse

únicamente de acciones de sabotaje, con lo que a partir de los dispositivos y medidas de seguridad

puede disminuirse considerablemente la probabilidad de ocurrencia.

Sin embargo, se recomienda a la empresa evaluar la posibilidad de instalar un muro contraincendio

para protección de la Estación 1 (City Gate) y para evitar que un evento de sobrepresión incida de

forma inmediata sobre el poblado cercano. Una de las finalidades del muro es amortiguar la

sobrepresión y retardar los efectos de la radiación.

Existen diversas clasificaciones de muros contraincendio que proporcionan desde 2 horas de

estabilidad e integridad (H-120), combinadas con un aislamiento térmico de 1 a 2 horas (H-60). De

acuerdo a las categorías de riesgo en instalaciones petroleras, el gasoducto de 18” de diámetro se

entraría en la categoría III que indica que el material liberado es menor a 2 toneladas. Sin




embargo, de acuerdo a las modelaciones efectuadas el material liberado si tendría la posibilidad de

formar una nube explosiva, por lo que quedaría comprendido en la Categoría II.

Los materiales de construcción de este tipo de instalaciones contraincendio, pueden seleccionarse

de acuerdo a los lineamientos establecidos por la NRF-072-PEMEX-2004, considerando la

necesidad de instalar accesos o rutas de evacuación, los cuales no deben incidir sobre la

integridad del muro.

La colocación de un muro contraincendio podría ofrecer una seguridad adicional a la empresa en

caso de que el crecimiento del poblado se extienda a áreas más cercanas al City Gate. Sin

embargo, es importante mencionar que las áreas de afectación más extensas (zona de

amortiguamiento), están definidas para la presencia de daños en ventanas que no necesariamente

ocasionan fatalidades en los seres humanos.




VII.2. CONCLUSIONES.

El proyecto “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en

el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver; será desarrollado por la

empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V. y operado,

una vez que se finalicen las actividades de construcción, por la empresa Gulf

Energy, S. de R.L. de C.V.

Tomando en consideración la situación económica de nuestro país, el proyecto

reviste especial importancia ya que la instalación se torna estratégica para permitir

la realización de las actividades industriales en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai y

garantizar la oferta permanente de empleos en la zona.

El Plan Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con

una longitud total de 18” de diámetro X 4.28 kilómetros con origen en la Estación

No. 1 (City Gate) hacia la Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de

Tenaris-TAMSA) y hacia la Estación No. 3, localizada en la zona industrial Bruno

Pagliai.

El estudio de riesgo que aquí se presenta, acompaña la Manifestación de Impacto

Ambiental a través de la cual se solicita la autorización para la construcción y

operación de esta importante obra de infraestructura en el Estado de Veracruz. El

documento utilizó la guía para la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental en

su modalidad de Ductos Terrestres para efectos de facilitar a la empresa el

manejo de la información y de posteriores permisos que requiera obtener. Sin

embargo, cumple a cabalidad con lo solicitado en el Reglamento en Materia de

Impacto Ambiental (REIA) de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la

Protección al Ambiente (LGEEPA).




El grupo de trabajo a cargo de la realización de los estudios ambientales,

seleccionó la metodología de identificación de riesgos denominada Análisis de

Operabilidad y Riesgo HAZOP. Posteriormente, los eventos identificados y

clasificados de acuerdo a sus consecuencias fueron jerarquizados a través de la

aplicación de una matriz de riesgos. Finalmente, y a través de la aplicación de

modelos matemáticos y con el apoyo del software SCRI, se procedió a determinar

las áreas de afectación en caso de ocurrencia de los eventos de riesgo

identificados, encontrándose que el evento que genera las mayores distancias de

afectación es aquel que puede presentarse a partir de una ruptura total en la

tubería de 18” que conducirá el gas natural a 70 kg/cm2 entre el gasoducto de

PEMEX (Cactus-San Fernando) hacia la Estación 1 (City Gate).

De acuerdo al criterio del grupo de trabajo, este evento es de muy baja

probabilidad de ocurrencia, y pudiera llegar a presentarse en caso de una acción

de sabotaje sobre las instalaciones. Sin embargo, dado que este tipo de actos ya

se han registrado en nuestro país, se consideró deber del grupo presentar este

evento catastrófico, a pesar de que su probabilidad de ocurrencia se considera

muy baja.

Se evaluaron eventos adicionales que involucran rupturas en diferentes

segmentos de las líneas que conforman el gasoducto y las cuales pueden

corresponder a escenarios de daño en la integridad de la línea, fallas de

accesorios, perforaciones por corrosión, etc. Estos eventos involucran rupturas

parciales de las líneas de conducción del gasoducto que interconectan a la

Estación 1 (City Gate) con las Estaciones 2 y 3 y las cuales conducen el gas

natural a una presión de entre 25 a 22 kg/cm2.




De los resultados de las modelaciones, se encontró que las áreas de afectación

por formación de nube asfixiante y las generadas a partir de la radiación de un

incendio, no llegarían a afectar a los poblados cercanos con excepción del

escenario de 1.4 Kw/cm2. Sin embargo, si tienen potencial de afectación sobre el

personal y población que circule por la carretera México-Veracruz vía Xalapa. A

pesar de estas condiciones, se considera que el nivel de riesgo generado por este

gasoducto de 18” de diámetro sería menor al nivel de riesgo actual que se

mantiene por la presencia en la zona del gasoducto Cactus-San Fernando de 48”

de diámetro.

A partir de la revisión de la información proporcionada por la empresa, fue posible

determinar que el proyecto contempla la instalación de dispositivos y medidas de

seguridad orientadas a disminuir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de

riesgos. Dentro de los dispositivos y procedimientos, se incluyen las condiciones

para realizar la interrupción del suministro en caso de una situación de

emergencia.

Como parte del desarrollo del estudio, el equipo de trabajo determinó una serie de

recomendaciones y sugerencias las cuales se encuentra orientadas a disminuir el

nivel de riesgo ambiental que se identificó y el cual es inherente a las

características de peligrosidad de la sustancia, así como a sus condiciones de

manejo. Dichas recomendaciones se ponen a disposición del promovente, con la

finalidad de que se pueda determinar su viabilidad e incorporación al diseño del

proyecto. Dichas recomendaciones podrán ser analizadas en conjunto con las

que la autoridad determine.

A partir de las condiciones de operación del gasoducto, fue posible determinar que

el proyecto representa una Actividad Altamente Riesgosa, debido a que excede la

cantidad de reporte de 500 kg para el Metano que se establece en el Segundo

Listado de Actividades Altamente Riesgosas. Dada esta condición, la empresa




deberá elaborar y presentar a la SEMARNAT el Programa de Prevención de

Accidentes que se menciona en el artículo 147 de la Ley General del Equilibrio

Ecológico y la Protección al Ambiente.

En el caso particular de la afectación por ocurrencia de eventos de riesgo sobre la

vegetación y la fauna de la zona, es posible mencionar que la mayor parte del

gasoducto se encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, con lo

que no se afectaría ningún tipo de especie catalogada en alguna categoría de

protección por la NOM-059-SEMARNAT-2001. En lo que se refiere a la fauna,

ésta se encuentra pobremente representada en la zona debido al desplazamiento

que ha sufrido por la instalación de actividades industriales en la zona, por lo que

no se prevén afectaciones significativas derivadas de los eventos de riesgo.

Considerando lo expresado anteriormente, se considera que el proyecto evaluado

en el presente Estudio de Riesgo se considera viable de ser ejecutado en la zona

en la que se encuentra planteado y que coadyuvará a garantizar un suministro del

gas natural de una manera más confiable y segura para las empresas de la zona.

VIII. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

METODOLOGÍA UTILIZADA PARA IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS.

La metodología seleccionada para realizar la identificación de los riesgos

potenciales se seleccionó la metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”),

también denominada como Análisis de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la

cuál es una técnica que involucra la investigación de desviaciones del diseño o

propósito de un proceso.




El método consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,


normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema. Estas

palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales como: flujo,

temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y






La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del







la situación.

Palabras clave.

Un elemento esencial, en este proceso de cuestionamiento y análisis sistemático,

es el uso de palabras claves para enfocar la atención del grupo sobre las

desviaciones y sus posibles causas. Estas palabras “guías” se dividen en dos

clases:

• Palabras primarias. Las cuales enfocan la atención en un proceso particular

del intento de diseño o una condición o parámetro asociado con el proceso.




• Palabras secundarias. Las cuales al combinarse con las palabras primarias

sugieren posibles desviaciones.

Las palabras primarias reflejan tanto el propósito, como aspectos operacionales.

Palabras típicas orientadas al proceso, pudieran ser las siguientes:

• Flujo. • Muestreo.

• Presión. • Reducción.

• Viscosidad. • Nivel.

• Reacción. • Composición.

• Instrumentación. • Adición.

• Corrosión/erosión. • Prueba.

• Temperatura. • Separación.

• Viscosidad. • Mezclado.

• Composición. • Mantenimiento.

Palabras típicas considerando aspectos de operabilidad del proceso, pudieran ser

las siguientes:

• Aislamiento. • Inspección. • Purgado. • Ventilación. • Arranque. • Mantenimiento. • Drenaje.

Cuando las palabras secundarias se combinan con las primarias, sugieren

desviaciones o problemas potenciales. Un listado estándar de las palabras




utilizadas como secundarias se menciona a continuación en las Tablas VIII.1. y

VIII.2.

Tabla VIII.1. Significado de palabras guías estándar.

Palabra Significado

No/Ninguna Negación del intento de diseño

Más Incremento cuantitativo

Menos Decremento cuantitativo

Además de Incremento cualitativo

Parte de Decremento cualitativo

Reversa Opuesto lógico del intento

Otro que Sustitución completa




Tabla VIII.2. Significado de palabras guías para procedimientos.

Palabra Significado

No No realiza el paso u operación. Un paso u operación

importante en el proceso se omite.

Más Se hace más que lo especificado o requerido en un

sentido cuantitativo (ej. Se abre válvula completamente

cuando se requiere solo abrir parcialmente).

Menos Se hace menos de lo especificado o requerido en un

sentido cuantitativo (ej. Purgar un depósito por 5

minutos en lugar de 10 minutos).

Además de Se hace más de lo especificado en un sentido

cualitativo. (ej. Se abren las válvulas para varios

tanques cuando solo se requiere para una).

Parte de Se realiza una parte de un paso en un sentido

cualitativo (ej. Se cierra solo una válvula cuando el

procedimiento dice claramente que se cierren todo el

grupo y se abra la válvula de sangrado).

Reversa Se hace lo opuesto a lo especificado. (ej. Se abre una

válvula cuando el procedimiento dice que se debe de

cerrar).

Otro que Se hace algo diferente a lo requerido (ej. Se abra la

válvula equivocada).

El proceso de estudio HAZOP involucra aplicar de una manera sistemática, todas

las combinaciones relevantes de palabras claves, al sistema o proceso bajo

estudio, en un esfuerzo por descubrir problemas potenciales.




Los resultados se registran en un formato de tabla o matriz con los siguientes

encabezados principales:

• Nodo/Paso.

• Parámetro.

• Guía.

• Desviación.

• Categoría –Causas.

• Categoría Consecuencias.

• Categoría-Salvaguarda.

• Categoría-Recomendación

Procedimiento de aplicación.

La secuencia que se utiliza es la siguiente:

• El proceso se secciona en Nodos o Pasos conforme a las actividades

involucradas, (ej. Almacenamiento, bombeo, mezclado, enfriamiento, etc.)

• Se plantea una palabra clave primaria.

• Se plantea una palabra clave secundaria (guía).

• Se plantea la desviación o problema derivado de la combinación de las

palabras claves primarias y secundarias referentes al Nodo en cuestión

• Se plantean las causas potenciales que resultarían en la desviación. Para

después agrupar las Causas según su origen, estas pueden clasificarse

conforme a las siguientes claves (categorías).

Como un ejemplo puede citarse “HUM – error en cálculo de capacidad del

recipiente” (el factor humano fue causa para la desviación referida).




Tabla VIII.3. Categorías de las causas.

Clave Categoría

HUM Error / Factor Humano

EQP Falla de Equipo

EXT Evento Externo

DIS Distribución de la Planta

FSA Falla de Salvaguarda

PRV Evento Previo

• Siguiendo con la secuencia, se deben plantear las consecuencias

potenciales que resultarían, tanto como efecto de la desviación, como por

efecto de la causa misma. Para después agrupar las consecuencias de

acuerdo a su nivel de afectación, estas pueden clasificarse conforme a las

siguientes claves (categorías):

Tabla VIII.4. Categorías de las consecuencias.

Clave Categoría

AMB Afectación al Ambiente

PER Afectación al Personal

PRP Afectación a la Propiedad

OPE Asuntos Operativos únicamente

Como un ejemplo puede citarse “AMB - derrame del producto al suelo natural”

(afectación al medio ambiente).

• En esta columna registrar cualquier equipo, instrumento o dispositivo

protector, ya sea que prevenga la causa o salvaguarde contra consecuencias

adversas. Para después agrupar las Salvaguardas según su fundamento,

estas pueden clasificarse conforme a las siguientes claves (categorías):




Tabla VIII.5. Categorías de las salvaguardas.

Clave Categoría MNT Mantenimiento ADM Administrativa ING Ingeniería

Como ejemplo, podemos citar “MNT- se aplica mantenimiento preventivo”.

• Cuando una causa creíble resulte en una consecuencia negativa, se debe

anotar una recomendación para tomar alguna acción al respecto. Las

acciones deben ser tomadas para eliminar las causas o para mitigar o eliminar

las consecuencias. Es en esta etapa, que las consecuencias y sus

salvaguardas asociadas, son consideradas. Cuando las medidas de

protección son las adecuadas, entonces no se requiere tomar ninguna acción

y esto se indica en esta columna. Posteriormente, se procede a agrupar las

recomendaciones según su fundamento, estas pueden clasificarse conforme a

las siguientes claves (categorías):

Tabla VIII.6. Categorías de las recomendaciones.

Clave Categoría ING Ingeniería/Diseño PRO Procedimiento/Software MNT Mantenimiento GER Gerencia SEG Seguridad ADM Administración/capacitación




METODOLOGÍA UTILIZADA PARA JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS. Una vez que se finalizó con la identificación de riesgos a través de la aplicación de

la metodología HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran

derivar en un accidente de riesgo ambiental.



en la Tabla VIII.7.

Tabla VIII.7. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.

Frecuencia (F)

Severidad (S)









siguiente:













su manejo.




En la Tabla VIII.8. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos.

Tabla VIII.8. Matriz de Riesgos.

MATRIZ DE RIESGOS

G1 G2 G3 G4 G5

F1 1

2 3 4 5

F2 2 4 6 8 10 Método de Cálculo

F3 3 6 9 12 15 Riesgo = F * S

F4 4 8 12 16 20

F5 5 10 15 20 25




DETERMINACIÓN DE RADIOS DE AFECTACIÓN. Con la finalidad de determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de

eventos extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes









cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. El

software cuenta con opciones para la utilización de los siguientes modelos.

• Modelos de dispersión y descarga.

• Modelos de inflamabilidad, incluyendo los efectos de radiación resultantes para

incendios de chorro “jet fire”, incendios de alberca y explosiones por la

expansión de vapores de líquidos en ebullición “BLEVEs”.

• Modelos para el riesgo por la liberación de sustancias tóxicas.

• Modelos de explosión para calcular la sobrepresión y los efectos generados

por esta, a partir del método TNT.




VIII.1. FORMATOS DE LA PRESENTACIÓN.

VIII.1.1. Planos de localización.

Dentro de los Planos de Localización se incluirán entre otros los siguientes:

• Topografía.

• Uso de suelo y vegetación.

• Espaciomapa.

• Plano de arreglo general.

• Plano de áreas de afectación de eventos de riesgo.

VIII.2. OTROS ANEXOS. A continuación se incluye el listado de Anexos que acompañan al presente estudio

de riesgo.

• Anexo 1. Documentos de la empresa.

• Anexo 2. Documentos del responsable de la elaboración del estudio de

riesgo ambiental.

• Anexo 3. Planos de localización, Plano de arreglo general, Plan maestro de

ordenamiento y distribución de gas natural, y Anexo Fotográfico.

• Anexo 4. Bases de diseño y Procedimientos de Operación, Mantenimiento

y Respuesta a Emergencias.

• Anexo 5. Hoja de seguridad del gas natural y Memoria de cálculo de la

masa de gas natural.

• Anexo 6. Resultados de la modelación y Planos con áreas de afectación.

• Anexo 7. Informe Técnico.

plan de ordenamiento de la distribución de gas natural en...

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