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Rev. No. 0
Fecha: Diciembre
De 2007
Proyecto: RPSA044071
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS CATALÍTICAS
(ULSG 1), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”,
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
CONTENIDO
I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL .............................. 2
I.1 Proyecto.................................................................................................................................2 I.1.1 Nombre del proyecto ........................................................................................................ 2 I.1.2 Ubicación del proyecto ..................................................................................................... 3 I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto ...................................................................................... 3
I.2 Promovente ...........................................................................................................................5 I.2.1 Nombre o razón social...................................................................................................... 5 I.2.2 Registro Federal de contribuyentes ................................................................................. 5 I.2.3 Nombre y cargo del representante legal.......................................................................... 5 I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal ................................................... 5
I.3 Responsable del estudio de Impacto Ambiental ..............................................................6 I.3.1 Nombre o razón social...................................................................................................... 6 I.3.2 Registro federal de contribuyentes .................................................................................. 6 I.3.3 Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio ...................................... 6 I.3.4 Dirección del responsable del estudio ............................................................................. 6
LISTA DE FIGURAS
Figura I.1.- Croquis de localización del proyecto ............................................................................4
LISTA DE ANEXOS
Anexo I.1.- Documentos legales del promovente
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Fecha: Diciembre
De 2007
Proyecto: RPSA044071
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
Dentro de los planes de desarrollo de Pemex-Refinación esta contemplada la producción de
Gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que en la Refinería "lng. Antonio M. Amor",
ubicada en Salamanca, Gto., se desarrollará el proyecto de una Planta Desulfuradora de
Gasolina Catalítica (Ultra Low Sulphur Gasoline, ULSG 1). Esta planta procesará 25,000 BPD
de carga, constituida por una corriente de Gasolina Ligera y una corriente de Gasolina Pesada
provenientes de la Planta Catalítica existente No. 2. Producirá gasolinas con 10 ppm en peso de
azufre. El proyecto incluye su Sistema de Regeneración de Amina, así como las integraciones
necesarias para el suministro de cargas, materias primas, servicios principales y salidas de
productos, subproductos, efluentes y desfogues para su completa y adecuada integración a los
procesos existentes.
I.1 Proyecto
I.1.1 Nombre del proyecto
Planta desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de
la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.
Sector: Industria del petróleo
Subsector: Refinación
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
I.1.2 Ubicación del proyecto
El sitio del proyecto se ubica dentro de la Refinería de PEMEX "lng. Antonio M. Amor", en
Salamanca, Guanajuato, municipio de Salamanca. Este municipio se localiza entre las
coordenadas 20º 52” de latitud norte, 20º 26” latitud sur, 101º 02” longitud este y 101º 19”
longitud oeste, representa el 2.4 % de la superficie del estado de Guanajuato.
El municipio de Salamanca colinda al norte con los municipios de Irapuato, Guanajuato,
Dolores Hidalgo y Allende, al este con los municipios de Santa Cruz de Juventino Rosas,
Villagrán y Cortazar; al sur con los municipios de Cortazar, Jaral del Progreso y Valle de
Santiago; al oeste con los municipios de Valle de Santiago, Pueblo Nuevo e Irapuato (INEGI,
2000).
En la Figura I.1 se muestra el croquis del sitio donde se ubica el proyecto.
I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto
El tiempo de vida útil estimado por el personal de PEMEX es de 20 años.
Cabe señalar que usualmente, el tiempo de vida útil de las instalaciones puede llegar a
ampliarse en función del mantenimiento que se le proporcione.
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
Figura I.1.- Croquis de localización del proyecto
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
I.2 Promovente
I.2.1 Nombre o razón social
PEMEX – REFINACIÓN
Refinería “Ing. Antonio M. Amor”.
I.2.2 Registro Federal de contribuyentes
I.2.3 Nombre y cargo del representante legal
Nombre del representante legal: ).
.
PEMEX-REFINACIÓN
Nota: La copia del acta constitutiva de PEMEX REFINACIÓN, así como la copia simple del
acta constitutiva de la empresa y, en su caso, copia simple del acta de modificaciones a
estatutos más reciente y la copia de la identificación oficial del representante legal, se
encuentran en el ANEXO I.1, Documentos legales del promovente.
I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal
PROTEGIDO POR LA LFTAIPG
PROTEGIDO POR LA LFTAIPG
PROTEGIDO POR LA LFTAIPG
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I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
I.3 Responsable del estudio de Impacto Ambiental
I.3.1 Nombre o razón social
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
I.3.2 Registro federal de contribuyentes
I.3.3 Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio
I.3.4 Dirección del responsable del estudio
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
CONTENIDO
II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.............................................................................4 II.1 Información general del proyecto.......................................................................................4
II.1.1 Naturaleza del proyecto.....................................................................................................4 II.1.1.1 Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 1...........................................7 II.1.1.2 Sistema de Regeneración de Amina ...................................................................19 II.1.1.3 lnstalaciones complementarias ...........................................................................21 II.1.1.4 Integración a instalaciones existentes.................................................................23 II.1.1.5 Integraciones de equipos accesorios y tuberías de servicios principales. ..........26
II.1.2 Selección del sitio............................................................................................................30 II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización....................................................31 II.1.4 Inversión requerida..........................................................................................................34 II.1.5 Dimensiones del proyecto ...............................................................................................34 II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y sus colindancias....35 II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos..........................................37
II.2 Características particulares del proyecto ........................................................................45 II.2.1 Programa general de trabajo...........................................................................................45 II.2.2 Preparación del sitio ........................................................................................................47 II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto ......................................50 II.2.4 Etapa de construcción .....................................................................................................50 II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento ..............................................................................51 II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto ...................................................................59 II.2.7 Etapa de abandono del sitio ............................................................................................59 II.2.8 Utilización de explosivos .................................................................................................60
II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera.........................................................................................................................60
II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos .........................63
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
LISTA DE TABLAS
Tabla II.1.- Propiedades físicas de las naftas alimentadas a Planta ULSG 1 ............................. 11 Tabla II.2.-Propiedades químicas de la nafta alimentada a Planta ULSG 1 ............................... 12 Tabla II.3.- Niveles máximos de contaminantes en la alimentación a las CDHydro/CDHDS...... 13 Tabla II.4.- Propiedades de gasolina desulfurada....................................................................... 14 Tabla II.5.- Purga de gas al sistema de gas combustible............................................................ 14 Tabla II.6.- Flujos de carga, productos y purga........................................................................... 15 Tabla II.7.- Condiciones de presión y temperatura en LB ........................................................... 15 Tabla II.8.- Balance de servicios ................................................................................................. 28 Tabla II.9.- Identificación de áreas asignadas............................................................................. 31 Tabla II.10.- Superficie disponible aproximada para el proyecto ................................................ 34 Tabla II.11.- Relación de áreas disponibles para instalaciones del proyecto con el anexo fotográfico.................................................................................................................................... 36 Tabla II.12.- Vapor de alta presión en LB.................................................................................... 37 Tabla II.13.- Vapor de media presión en LB................................................................................ 37 Tabla II.14.- Vapor de baja presión en LB................................................................................... 38 Tabla II.15.- Condiciones de salida del condensado................................................................... 38 Tabla II.16.- Condiciones de suministro y retorno de agua de enfriamiento ............................... 39 Tabla II.17.- Propiedades y composición del gas combustible ................................................... 41 Tabla II.18.- Energía eléctrica requerida ..................................................................................... 42 Tabla II.19.- Especificaciones de iluminación. ............................................................................ 43 Tabla II.20.- Lista general de equipo........................................................................................... 54 Tabla II.21.- Consumo y descarga de agua ................................................................................ 58
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
LISTA DE FIGURAS
Figura II.1.- Esquema de los componentes del Proyecto.............................................................. 6 Figura II.2.- Esquema general del proceso de desulfuración........................................................ 9 Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto. ........................................................... 33 Figura II.4.- Programa de trabajo del proyecto............................................................................ 46 Figura II.5.- Diagrama de bloques del proceso Planta ULSG 1. ................................................. 53
LISTA DE ANEXOS
Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto. Anexo II.2.- Video de presentación. Anexo II.3.- Fotografías del sitio. Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Dentro de los Planes de Desarrollo de PEMEX-Refinación está contemplada la producción de
gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que se desarrollará el proyecto denominado:
Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1), sus Servicios Auxiliares e Integración
de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Guanajuato.
II.1 Información general del proyecto
El objetivo del proyecto es producir gasolina de ultra bajo contenido de azufre (10 ppm en peso)
y cumplir así con la Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005,
publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 30 de enero de 2006. Se tiene previsto
que, a partir de octubre de 2008, este tipo de gasolina sea distribuida para su consumo en las
áreas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey; mientras que para el
resto del país, a partir de enero de 2009.
Asociado con este objetivo se encuentra el cumplimiento de la NOM-148-SEMARNAT-2006,
publicada en el DOF el 28 de noviembre de 2007, la cual establece los requisitos para la
recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación de petróleo con el fin de
reducir las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera. Establece también el método de
cálculo correspondiente. Es importante resaltar que esta norma aplica en todo el territorio
nacional y es de observancia obligatoria para los responsables de la refinación del petróleo. La
recuperación de azufre de las Refinerías de petróleo deberá ser mayor o igual a 90%. En el
caso específico de la Refinería ubicada en Salamanca, Gto., la entrada en vigor de esta norma,
esta prevista para el 1º de marzo de 2008. Su incumplimiento será sancionado conforme a lo
establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y los demás
ordenamientos jurídicos aplicables.
II.1.1 Naturaleza del proyecto
El proyecto pertenece al sector de la industria del petróleo, las instalaciones de este proyecto
procesarán 25,000 BPD de carga, constituida por una corriente de Gasolina Ligera y una
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
corriente de Gasolina Pesada, para producir Gasolina con 10 ppm en peso de azufre. Las
instalaciones incluyen la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica (ULSG 1), su Sistema de
Regeneración de Amina, sus servicios auxiliares, así como las integraciones necesarias para el
suministro de cargas, materias primas, servicios y salidas de productos, subproductos, efluentes
y desfogues para su completa y adecuada integración a los procesos existentes, lo cual se
describirá más adelante. En el Anexo II.1 se incluye un Plano con la identificación general de las
instalaciones del proyecto, y en el Anexo II.2 se presenta un video con un recorrido de
imágenes de satélite y fotografías de la Refinería y de las áreas asignadas para las
instalaciones del proyecto.
La planta desulfuradora de gasolinas incluye las instalaciones propias del proceso productivo,
más las instalaciones de la planta Regeneradora de aminas, los cuartos de control (Control
central y cuarto satélite), los tanques de almacenamiento y el quemador elevado nuevo; las
instalaciones de servicios auxiliares que serán construidas para el proyecto (torre de
enfriamiento de agua y dos subestaciones eléctricas), así como las integraciones necesarias
(conexiones y adecuaciones) entre las instalaciones nuevas del proyecto y las instalaciones
existentes en la Refinería. En la Figura II.1 se presenta un esquema con los componentes que
integran el alcance del Proyecto.
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INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”, SALAMANCA, GTO.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Componentes del Proyecto Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto.”
Planta Desulfuradora de Gasolinas Servicios auxiliares Integración con la Refinería
1.- Tubería e instrumentación y sistemas de bombeo para movimiento de gasolinas entre Planta FCC-2, Planta ULSG 1 y tanques de
almacenamiento. 2.- Integración con las plantas reformadoras de
hidrogeno con la Planta ULSG 1.
3.- Integración de los acumuladores THI 150 y C-3 para suministro y recepción de gas
combustible. 4.- Integración de cabezal de gas ácido de la
Planta ULSG 1 y la Planta FCC-2 para envío a recuperadoras de azufre U-12 y SRU.
5.- Integración del cabezal de aguas amargas de la planta FCC-2 para enviarlos a las plantas de
tratamiento AZ y AA-4. 6.- Integración a tanques de contingencia para
producto fuera de especificación.
7.- Integración de servicios auxiliares: vapor, electricidad, agua de enfriamiento, drenajes.
Figura II.1.- Esquema de los componentes del Proyecto
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
En este Capítulo se caracteriza técnica y ambientalmente el proyecto, destacando sus
principales atributos, identificando los elementos ambientales que pueden ser integrados o
aprovechados en su desarrollo para llevarlo a cabo. Para ello, se considera necesaria la
identificación de las actividades de cada etapa del proyecto, así como las diferentes
instalaciones que lo integran.
Instalaciones del proyecto:
1. Planta desulfuradora de gasolinas ULSG 1 (nueva)
2. Planta regeneradora de aminas (nueva)
3. Cuarto satélite (nuevo)
4. Subestación eléctrica principal (nueva)
5. Cuarto de control centralizado (adecuación)
6. Subestación eléctrica derivada (nueva)
7. Torre de enfriamiento (nueva)
8. Área de almacenamiento (adecuación)
9. Caseta de operadores (nueva)
10. Quemador elevado (nuevo)
Durante la visita de reconocimiento al sitio del proyecto, se tomaron fotografías que muestran
las condiciones actuales en las que se encuentran las áreas asignadas al proyecto, Ver Anexo
II.3.
II.1.1.1 Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 1
De acuerdo con la información proporcionada por PEMEX, la Planta ULSG 1 tendrá la función
de producir Gasolina desulfurada, de Ultra Bajo Azufre, (10 ppm en peso de azufre), utilizando
como carga normal de diseño las corrientes de Gasolina Ligera y Gasolina Pesada provenientes
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
de la Planta catalítica No. 2. Asimismo, la Planta ULSG 1 estará diseñada con la flexibilidad
necesaria para poder procesar corrientes frías, cuando la alimentación provenga de tanques de
almacenamiento. La Planta ULSG 1, producirá gasolina desulfurada y subproductos como gas
combustible, gas ácido y agua amarga.
Es importante señalar que debido a la entrada en vigor de la NOM-086-SEMARNAT-SENER-
SCFI-2005, la cual establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben
cumplir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se comercializan en el país, es
requerido que la Refinería produzca gasolina con un contenido máximo de 10 ppm en peso de
azufre.
Proceso y condiciones generales
El proceso consiste en una destilación catalítica, mediante el cual se elimina el azufre y
nitrógeno presentes en la fracción ligera de la alimentación y en la hidrogenación catalítica de
los compuestos de azufre y nitrógeno de la fracción pesada con una pérdida mínima de octano,
con un posterior tratamiento de los subproductos. Un esquema general del proceso se presenta
en la Figura II.2). La descripción general del proceso de la Planta ULSG 1 se presenta en la
sección II.2.5.
De acuerdo con el manual de operación del Licenciador, dentro de las instalaciones de la
planta, se contará con una Sección de Endulzamiento con Amina donde el gas de recirculación
y el gas combustible serán endulzados, para lograr una concentración de 20 ppm de azufre
(Supervisory Operating Manual, 2007). Las instalaciones también contarán con la
correspondiente Sección de Regeneración de Amina.
Capacidad, rendimiento y flexibilidad
La planta se diseñará para procesar 25,000 BPD (barriles por día) de las corrientes de Gasolina
Ligera y Gasolina Pesada provenientes de la Planta catalítica No.2 con una carga mínima de
15,000 BPD. La planta tendrá un 10% de sobrediseño. No se consideran ampliaciones futuras.
La planta deberá operar en forma continua 36 meses como mínimo.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Figura II.2.- Esquema general del proceso de desulfuración.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Seguridad
La planta está diseñada para realizar paros ordenados y seguros en condiciones anormales. La
planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:
• A falla de electricidad.
• A falla de vapor.
• A falla de aire de instrumentos.
• A falla de agua de enfriamiento.
• A falla de carga.
• A falla de hidrógeno.
• A falla de recirculación de amina.
La planta está diseñada para que, en caso de cualquier falla, tenga facilidad de efectuar un paro
ordenado y poder desviar las corrientes de productos fuera de especificación a los tanques de
carga. Todas estas condiciones son confirmadas mediante los sistemas de control y
protecciones integrados en el sistema de protección de la planta, que permitirá conducir la
operación a una condición segura.
Especificación de las alimentaciones, productos y subproductos
La composición general de la alimentación, incluyendo el contenido máximo de azufre se indica
en la Tabla II.1 de Propiedades físicas y en la Tabla II.2 Propiedades químicas.
La unidad CDHydro/CDHDS está diseñada para procesar Nafta ligera y pesada en una
alimentación combinada de 25,000 BPD. La planta contará con un factor de 10% de
sobrediseño.
• Alimentación: Corriente de gasolina con alto contenido de azufre:
• Origen de las naftas: Planta catalítica No 2.
• Nafta ligera: 22,000 BPD; Nafta pesada: 3,000 BPD.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• Volumen total de nafta catalítica a tratar: 25,000 BPD.
• Carga propuesta para la ULSG 1: 25,000 BPD.
Tabla II.1.- Propiedades físicas de las naftas alimentadas a Planta ULSG 1
NAFTAS DE PROCESO
Destilación Atmosférica Desintegración Catalítica Naftas HDS Destilados int
Propiedad Método Nafta primaria COMBINADA
AA
Nafta primaria COMBINADA
AS
SALAMANCA Nafta ligera de
FCC-2
SALAMANCA Nafta pesada
de FCC-2
SALAMANCA Nafta de HDS
U-7 Peso
Específico 20/4ºC
ASTM-D-4052 0.7900 0.7220 0.7260 0.8620 0.7710
Destilación Atmosférica
Temp. Inicial de ebullición
(°C) 165.2 38.5 35.9 167.0 42.1
5% vol. 172.0 62.9 47.7 177.6 106.2 10% vol. 175.2 74.2 52.7 179.4 121.4 20% vol. 179.0 90.5 61.4 185.6 134.2 30% vol. 182.8 103.7 70.9 188.8 141.8 40% vol. 186.8 114.6 82.3 192.0 149.8 50% vol. 191.3 124.1 96.0 195.0 155.8 60% vol. 196.1 133.6 111.4 198.5 162.9 70% vol. 201.7 143.6 127.7 202.4 171.2 80% vol. 208.8 154.2 145.5 207.3 183.7 90% vol. 219.4 187.5 167.4 214.7 204.1 95% vol. 229.0 182.8 187.4 221.9 223.2
Temp. Final de ebullición (°C)
ASTM-D-86
246.1 186.6 198.7 239.2 235.6
Temperatura de Anilina ºC
ASTM-D-56 44.8 52 37.4 6.4 42
Gomas Preformadas, mg/100 mL
ASTM-D-381 <0.2 <0.2 8 FUERA DE
MÉTODO <0.2
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Tabla II.2.-Propiedades químicas de la nafta alimentada a Planta ULSG 1
NAFTAS DE PROCESO
Destilación Atmosférica Desintegración Catalítica Naftas HDS Destilados int
Propiedad Método Nafta primaria COMBINADA
AA
Nafta primaria COMBINADA
AS
Salamanca Nafta ligera de FCC-2
Salamanca Nafta
pesada de FCC-2
Salamanca Nafta de HDS U-7
Propiedades Químicas Azufre total,
ppm ASTM-D-
4294 3020 910 1471 9089 2899
Nitrógeno total, ppm
ASTM-D-4820 5 2 32 168 5
Nitrógeno básico, ppm UOP-312 3.0 1.0 26.0 146 3.0
PIONA % peso Parafinas 30.0 36.5 5.9 3.9 23.7
Isoparafinas 14.7 31.0 30.5 8.6 24.3 Olefinas 0.7 0.4 31.0 7.5 0.5
Naftenicos 2.8 16.3 8.0 1.6 14.6 Aromáticos 46.7 15.6 22.8 71.8 33.6 Pesados 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1
No identificados 5.1 0.2 1.8 6.6 3.2 Total
ASTM-D6730
100.0 100.0 100.0 100.0 100.0
No. De Br ASTM-D-1169 2.29 0.7 63.5 14.5 0.8
FIA Saturados %
Vol. 88.2 90.2 49.7 23.1 83.9
Olefinas % Vol. 3.6 1.4 31.9 10.3 1.5 Aromáticos %
Vol.
ASTM-D-1319
8.2 8.4 18.4 56.6 14.5
RON ASTM-D-2669
Fuera de método 49.9 92.0 80.4 50.6
MON ASTM-D-2700
Fuera de método 48.7 82.2 81.6 49.9
Índice de Octano (R+M)/2 --- 49.3 87.1 86.0 50.3
As (ppm) IMP-QA-006 <0.005 <0.005 <0.005 <0.005 <0.005
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El hidrógeno e hidrocarburos que se alimentan a la unidad CDHydro/CDHDS deben estar libres
de compuestos venenosos para el catalizador. Los niveles máximos de impureza permitidos son
extremadamente bajos y casi siempre están por debajo de los niveles de detección de
procedimientos y equipos analíticos normales. La Tabla II.3 muestra los niveles máximos de
contaminantes permitidos en la alimentación de las columnas CDHydro y CDHDS.
Tabla II.3.- Niveles máximos de contaminantes en la alimentación a las CDHydro/CDHDS.
Compuestos Alimentación ppm a la CDHydro
Alimentación ppm a la CDHDS
Alimentación de H2 ppm
Na+ 0.008 (1) 0.020 (1) --- Silicón como Si 0.25 (2) 0.25 (2) ---
Pb + As 0.01 (1) 0.01 (1) --- Ni + V 0.5 0.5 ---
Ntot --- 120 --- CO --- --- 50/10/30 (3)
Haluros (p.e.Cl- y F) --- --- 2 H2S 5 --- 5
Metil mercaptanos < 0.5 --- 2 Hidrocarburos
estirénicos --- (4) ---
H2O ---No libre de agua, visualmente clara – no en suspensión--- Sólidos / partículas ---Ninguna (5) ---
Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007
Notas:
1. Los análisis de sodio, plomo, arsénico serán completados durante la evaluación “post mortem” del catalizador desactivado.
2. No se alimentarán a la unidad cargas de gasolinas derivadas de carbón. 3. El contenido de CO presente en el hidrógeno de alimentación, debe ser limitado a 50 ppm en volumen,
para sistemas que usan únicamente la catálisis tio-esterificación. Sin embargo, el límite máximo se reduce a 10 ppm en volumen, en sistemas que también emplean la catálisis de isomerización. El contenido máximo de CO en la alimentación de la columna CDHDS es 50 ppm en volumen.
4. No será procesada gasolina de pirólisis en la Unidad 5. Los filtros de las columnas CDHydro/CDHDS no permitirán sólidos de tamaño mayor a 300 μ (tamaño
promedio). Los filtros recibirán mantenimiento periódico para asegurar su desempeño.
En las especificaciones del producto, el Licenciador indica que el contenido máximo de azufre
será de 10 ppm, con una pérdida máxima de 1.9 en el índice de octano. En la Tabla II.4 se
muestran las especificaciones de la gasolina desulfurada.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tabla II.4.- Propiedades de gasolina desulfurada
Propiedades Producción de gasolina desulfurada
ASTM D86, °C IBP (Punto inicial de ebullición) 37.9
5% vol 50.5 10% vol 54.9 30% vol 77.1 50% vol 108.1 70% vol 127.8 90% vol 164.4 95% vol 200.4
Temperatura final de ebullición °C 230.0 Velocidad de flujo, BPD 24,967
Stot, ppm en peso 10 Mercaptanos ppm en peso < 5
Gravedad específica 0.74 Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007
Como uno de los subproductos principales del proceso se generará gas combustible, cuyas
especificaciones se muestran en la Tabla II.5.
Tabla II.5.- Purga de gas al sistema de gas combustible.
Componente, % mol Gas de purga Hidrógeno 43.10
Metano 17.49 C2s 15.83 C3s 14.67 C4s 3.21 C5s 0.63
Nafta 5.08 H2S, ppmv 20
Velocidad de flujo, kg/h 1,759 Velocidad de flujo, kgmol/h 84 Velocidad de flujo, Nm3/h 1,881
Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
La alimentación de nafta, el gas de hidrógeno, así como el flujo de productos y purga en la
capacidad de diseño se proporcionan en la Tabla II.6.
Tabla II.6.- Flujos de carga, productos y purga.
Corrientes Cantidad normal Alimentación de Nafta ligera, BPD 22,201
Alimentación de Nafta pesada, BPD 2,799 Hidrógeno, Nm3/h 6,412
Nafta desulfurizada, BPD 24,967 Purga, Nm3/h 1,881
Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007
Condiciones de límite de batería
Las condiciones de presión y temperatura del límite de batería (LB) para la alimentación, gas
hidrógeno, gases de venteo y productos provenientes de la unidad se enlistan en la Tabla II.7.
Tabla II.7.- Condiciones de presión y temperatura en LB
Presión, kg/cm2, G Temperatura, °C Mín. Normal Máx. Mín. Normal Máx.
ENTRADAS Nafta ligera de FCC --- 4.0 --- --- 32 ---
Nafta pesada de FCC --- 4.0 --- --- 32 --- H2 de UPH --- (2) --- --- (2) ---
H2 de reformadora 10.0 18.0 20.0 --- 38 --- MDEA pobre --- 16.0 20.0 --- 46 ---
SALIDAS Nafta desulfurada --- 5.0 --- --- 38 ---
Gas de purga --- 6.0 --- --- 38 --- Agua amarga --- 4.0 --- --- 38 ---
Gas combustible --- 20.0 --- --- 290 --- MDEA rica --- 5.0 --- --- 46 ---
Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007
Notas: 1. Condiciones especificadas por CDTECH (Licenciador). 2. Condiciones que serán definidas por PEMEX.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Requerimientos específicos para la ingeniería básica
Los requerimientos que se enuncian a continuación referentes a la ingeniería básica, están
enfocados a la mitigación de impactos al ambiente durante todo el desarrollo e implementación
de instalaciones, de equipos y del proyecto en sí, y se consideran como los mínimos necesarios
para atender los elementos de prevención en la emisión y control de contaminantes.
De igual forma se debe considerar que el diseño de la ingeniería básica, tiene que incluirse por
parte del Licenciador o proveedor de servicios y, de ser posible, proponer mecanismo o
procesos alternativos que garanticen los elementos de mitigación de impactos. Es sumamente
recomendable que para cada requerimiento, el proveedor especifique la cuantificación que
conlleva contar con los elementos de mitigación.
En el diseño de la planta se aplicarán los siguientes requerimientos específicos:
• Previo al tanque de balance, se instalará un paquete de filtrado para sólidos, adecuado
para las cargas líquidas de la planta, con la finalidad de minimizar los paros por
ensuciamiento.
• El catalizador seleccionado debe operar de manera continua por lo menos durante 3
años.
• Minimizar el uso de gas inerte para mantener los gabinetes de control de campo.
• No se aceptan válvulas de mariposa para control de flujo ni temperatura.
• Instalación de válvulas de corte rápido para aislamiento de grandes inventarios
(interlock) en los circuitos que se determinen mediante el análisis de riesgo respectivo, y
como mínimo serán instaladas válvulas en la succión de las bombas de fondo de las
torres fraccionadoras.
• La ingeniería básica extendida de la planta incluirá las curvas de interrelación de
variables que permitan observar el comportamiento del sistema de reacción durante la
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
operación de la planta, en las etapas de vida inicial, media y final del catalizador, tales
como las curvas de desulfuración, desnitrogenación y desaromatización.
• En el diseño del sistema de control del compresor de recirculación de hidrógeno, se
aplicará nueva tecnología con sistema automático de control de sobre carga, y
facilidades para ver en pantalla la curva de operación en estas máquinas.
• El ajuste de velocidad del compresor podrá ser manipulado tanto localmente como en el
Sistema de Control Distribuido (SCD).
• Las señales incluidas en el tablero local del compresor contarán con indicación en el
SCD (vibración, desplazamiento, temperaturas, presiones, por mencionar algunos).
• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento, se
controlará con flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con control de
nivel en la corriente de salida de condensado.
• Todas las corrientes de alimentación, productos, subproductos y servicios auxiliares
contarán con medición independiente de flujo, presión y temperatura en LB.
• Todas las corrientes de alimentación, productos, subproductos y servicios auxiliares
contarán doble válvula de bloqueo y sistema de purga intermedio para lograr una entrega
segura de cada línea en LB.
• Todas las corrientes de alimentación, productos, subproductos y servicios auxiliares
contarán doble válvula de bloqueo y sistema de purga intermedio para lograr una entrega
segura de cada línea en LB.
• Se contará con las especificaciones y estándares de materiales a utilizar en tuberías de
proceso de alta temperatura y condiciones corrosivas.
• Se minimizará el consumo de agua para sistemas de enfriamiento, por lo que se
utilizarán aeroenfriadores donde sea factible.
• Todos los equipos como recipientes a presión, calentadores, equipos dinámicos,
estáticos y tuberías que se utilicen, contarán con su respectivo estudio de integridad
mecánica.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• En las columnas, todos los registros hombre contarán con plataformas de acceso, así
como el espacio suficiente para efectuar las maniobras de cargado del catalizador.
• Se debe considerar la posible instalación de un tanque de balance para el recibo de
carga y dar una mayor confiabilidad al proceso.
• Se debe considerar la posible instalación de un sistema de control de nivel del tanque de
balance con desvío de carga a tanque de almacenamiento, en caso de alto nivel. Este
desvío de carga deberá pasar por equipos de enfriamiento para evitar el envío de
gasolina caliente.
• La tubería contará con los arreglos necesarios para recibo de una corriente de gasolina
de arranque.
• La tubería contará con los arreglos necesarios para segregar las corrientes de gasolina
desulfurada ligera y pesada hacia un tanque de carga por línea de recirculación en caso
de no cumplir alguna especificación.
• Las válvulas de seguridad (PSV's) serán redundantes, con bloqueos en entrada y salida
para facilitar su mantenimiento y con candado mecánico para asegurar que en operación
permanezcan siempre alineadas.
• Los recipientes a presión nuevos deberán ser diseñados a vacío total.
• En lo que respecta al suministro de energía eléctrica, el Licenciador de la ingeniería
básica deberá definir como parte de su análisis integral, los requerimientos específicos.
• Considerar plataformas de acceso a todos los registros hombre, así como considerar
espacio suficiente para efectuar las maniobras de mantenimiento.
• Los circuitos que comunican alta presión con baja presión, considerar dobles válvulas de
control con arreglo en paralelo (sin directo).
• El diseño de los calentadores deberá permitir balancear térmicamente los serpentines y
controlar la temperatura de salida del calentador.
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II.1.1.2 Sistema de Regeneración de Amina
Dentro de la Planta ULSG 1 se contará con los equipos de absorción de amina de alta y baja
presión y el sistema de Regeneración de Amina se localizará dentro de LB como parte
complementaria de la Sección de Endulzamiento, donde el Gas de Recirculación y el Gas
Combustible serán endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de ácido
sulfhídrico (H2S).
La Sección de Regeneración de Amina utiliza como carga, la amina rica proveniente de la
Planta ULSG 1. Esta sección producirá una corriente de amina fresca (pobre) para reenviarse a
ULSG 1 y el gas ácido que se enviará a la Planta Recuperadora de Azufre de la Refinería.
El proceso consiste en la eliminación de azufre de la amina rica, mediante calentamiento y la
generación de una corriente de gas ácido.
El sistema de Regeneración de Amina incluye un separador de hidrocarburos. Se instalarán
sistemas de filtrado de la amina con equipos de relevo para poder dar mantenimiento a filtros
con todo lo necesario para realizar esta operación sin riesgos, los sistemas de filtrado
considerarán el uso de tecnologías de vanguardia altamente probadas a fin de garantizar que la
solución de amina se mantenga siempre limpia de partículas, natas, amina degradada, etc.
El diseño de los sistemas de Regeneración de Amina garantizará que los rehervidores siempre
tengan abastecimiento de amina proveniente de la torre regeneradora en todo momento
(arranques, paros y operación normal). Los rehervidores tendrán tanques de sello de
condensado en la salida con control automático de nivel. Los sistemas de Regeneración de
Amina contarán con control automático de nivel y los materiales de los equipos (metalurgia)
garantizarán que el ataque por corrosión se mantenga dentro de los rangos de control
permitidos.
En los retornos de amina pobre hacia la Planta ULSG 1 se contará con control automático de
temperatura. El gas ácido que se obtenga cumplirá con las siguientes características: Pureza
H2S > 97% mol, Hidrocarburos < 0.3% mol.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Requerimientos específicos para la ingeniería básica
• Se deberá considerar la instalación de un tanque para almacenamiento de amina fresca
y una fosa para preparación de amina.
• Para los sistemas de enfriamiento se dispondrá en forma limitada de agua de
enfriamiento, por lo que se debe de minimizar su utilización, considerando el uso de
aeroenfriadores donde sea factible.
• Considerar la instalación de válvulas de corte rápido en los circuitos que se determinen
mediante el análisis de riesgo respectivo. Considerar la aplicación de un "interlock" que
lleve a la planta a posición segura con la mínima intervención del operador.
• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento debe
controlarse mediante el flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con
control de nivel en la corriente de salida de condensado.
• El Licenciador debe garantizar la adecuada operación de las secciones que conforman la
planta, por lo que debe proporcionar todos los requerimientos necesarios y detallar todas
las partes que considere críticas para garantizar el funcionamiento integral de la planta.
• Para todos los equipos, incluir lista de refacciones, además de incluir listado de válvulas
y trampas de vapor, así como herramienta especial.
• Se debe incluir un sistema de recuperación de condensado (tanques, enfriadores,
bombas, instrumentos).
• Considerar plataformas de acceso a todos los registros hombre así como considerar
espacio suficiente para efectuar las maniobras de mantenimiento.
• Se debe incluir un sistema de enfriamiento a equipos dinámicos en un circuito cerrado de
condensado.
• Todas las corrientes de alimentación, productos, subproductos y servicios auxiliares
deberán contar con medición independiente de flujo, presión y temperatura en LB.
• Se debe verificar que los drenajes puedan desalojar el agua utilizada en casos de
siniestro.
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• Se debe definir el diseño de los calentadores que permita balancear térmicamente los
serpentines y controlar la temperatura de salida del calentador.
• En los equipos críticos el diseño de PSV's debe considerar el caso critico, además
deberán ser redundantes, con bloqueos en entrada y salida para facilitar su
mantenimiento y con candado mecánico para asegurar que en operación permanezcan
siempre alineadas.
• Los recipientes a presión nuevos deberán ser diseñados de acuerdo con el código ASME
Sección Vlll Div I.
• El aire de planta e instrumentos debe alimentarse del paquete común de la Planta
ULSG 1.
• Para el equipo de intercambio térmico, se debe prever flexibilidad de operación con
líneas de by-pass, de acuerdo al proceso.
• Lubricación por niebla en equipos dinámicos de bombas.
• Incluir circuito de retrolavados de equipos con retorno a una celda de la torre de
enfriamiento.
• El diseño de los cabezales de desfogue ácido u otro que se requiera, contará con un
tanque acumulador dentro de LB de la planta. (La planta de post-tratamiento deberá
tener su propio cabezal de desfogue con bloqueos independientes).
II.1.1.3 lnstalaciones complementarias
Búnker centralizado y cuarto satélite.- El sistema de control distribuido de la Planta ULSG 1,
se instalará en el Cuarto de Control Centralizado Norte existente. El Cuarto satélite se ubicará
en el área disponible al este de la Planta ULSG 1.
Subestaciones Eléctricas.- Se requiere de dos Subestaciones Eléctricas nuevas (SUB-58 y la
subestación derivada SUB-59) con transformadores reductores 13 800141 60 VOLTS; 41 60 1
480 VOLTS; 480 1 220-1 27 la primera y de 41 60 I 480 VOLTS; 480 1 220-127 la segunda; la
Subestación Eléctrica SUB-59 debe tener capacidad para la Planta ULSG 1, sus unidades
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regeneradoras de amina y la Nueva Torre de Enfriamiento. Esto incluye la construcción de los
edificios, cables de 15 KV, 5KV, ductos subterráneos, registros eléctricos. Se cumplirá con la
Norma NRF-048 PEMEX-2003. La alimentación a la subestación SUB-58 (Principal) será desde
los tableros BUS 1 y BUS 3 en 13.8 KV, de la Planta Termoeléctrica Norte "HW". Estas
instalaciones se ubicarán en el área disponible al este de la Planta ULSG 1.
Tanques de Almacenamiento (producto).- La gasolina desulfurada, producto de la Planta
ULSG 1, se enviará al contenedor de gasolinas y a tanques de almacenamiento existentes (TV-
207, TV-208, TV-209, TV-210, TV-204 A, TV-205, TV-230, TV-231, otros). Se llevará a cabo un
levantamiento y actualización de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTl) de estas
instalaciones.
Requerimientos específicos para la ingeniería básica
En el diseño de las instalaciones del proyecto se aplicarán los siguientes requerimientos
específicos:
• Se incluirá la línea de arranque y lavado de catalizador, así como !os medios para la
disposición del producto utilizado para tal medio.
• Con la finalidad de minimizar los paros por ensuciamiento, se instalará un paquete de
filtrado en la carga, previo al tanque de balance, los elementos filtrantes serán de acero
inoxidable, retrolavables y operación automática, para partículas de hasta 17 micrones
con eficiencia de 99.9%.
• Se proveerán catalizadores de nueva generación y agentes químicos con formulación de
tecnología de punta y rentables, con un tiempo de vida útil mínima de tres años.
• La disposición final de los catalizadores utilizados será responsabilidad de la compañía
licenciadora del proceso, los cuales serán sólidos inertes y neutros desde el punto de
vista ambiental.
• En lo relativo al consumo de sustancias químicas, el Licenciador especificará los tipos de
tratamientos químicos requeridos para la conservación y mantenimiento de los equipos,
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indicando los puntos adecuados para su dosificación. De los agentes químicos
necesarios en la operación de la planta, el Licenciador definirá el tipo, concentración y
dosificación requerida.
II.1.1.4 Integración a instalaciones existentes
Plantas de Proceso
En la Planta catalítica FCC-2, se efectuarán los arreglos de tuberías e instrumentación
necesarios para enviar la corriente de gasolina ligera y gasolina pesada como carga directa a la
Planta ULSG 1 y hacia los tanques de gasolina amarga TV-210 A, TV-Nuevo y TV-54 y TV-55.
Casas de Bombas
En Casa de Bombas de Trasiegos No. 1, se efectuarán las integraciones de tuberías, líneas de
alimentación de energía eléctrica a los motores y control, seriales al SCD y demás servicios
necesarios para dos bombas nuevas para gasolina catalítica ligera amarga y fuera de
especificación para el proyecto de la Planta ULSG 1.
En Casa de Bombas No.3, se efecturán las integraciones de tuberías, líneas de alimentación de
energía eléctrica a los motores y control, seriales al SCD y demás servicios necesarias para dos
bombas nuevas para gasolina catalítica pesada amarga y fuera de especificación para la Planta
ULSG 1.
Requerimientos específicos para la ingeniería básica
• Es responsabilidad de la compañía verificar en campo la disponibilidad, localización,
especificaciones y diámetros de las diferentes líneas de procesos y servicios a afectar,
para poder desarrollar el diseño y especificación de los requerimientos de las
interconexiones necesarias y la determinación de su construcción, y en concordancia
con PEMEX.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• La infraestructura externa (fuera de LB) deberá considerar en su diseño, las posibles
alternativas para el manejo de cargas, materias primas, productos y subproductos; para
operar de forma segura y minimizar las afectaciones en caso de que se presentara una
contingencia imprevista en la Planta ULSG 1.
• Se deben revisar y actualizar los diagramas de flujo de proceso (DFP) y los DTI
identificando las líneas de Nafta ligera y Nafta pesada que alimentarán a la Planta
ULSG 1 tanto para la Planta catalítica No.2, como las plantas de almacenamiento.
• Se efectuarán las integraciones de líneas de recibo y succión necesarias en el tanque
nuevo, para tener la flexibilidad requerida para el manejo de gasolinas.
• Se deberán efectuar las integraciones de tuberías necesarias de líneas de succión y
descarga de los equipos de bombeo nuevos de Casa de Bombas Trasiego 1 y Casa de
Bombas Trasiego 3, para gasolinas amargas y fuera de especificación a Planta ULSG 1.
• Se instalará una línea de recirculación y rechazo de carga (Gasolina Ligera y gasolina
pesada) desde la entrada de carga al tanque de balance en LB de la Planta ULSG 1,
hasta los tanques de gasolinas amargas y fuera de especificación.
Materias Primas
Hidrógeno.- Se efectuarán las integraciones a los cabezales de hidrógeno provenientes de las
Plantas Reformadoras RR-2 y RR-3 del cabezal de 18 kg/cm2. Las plantas U-6 y U-9 como
aportadores alternos.
Amina.- De la Planta Regeneradora de Amina se integrarán las corrientes de amina pobre y
amina rica a la Planta ULSG 1.
Gas combustible.- Se efectuará la integración interconectando al noroeste de la Catalítica 2,
del acumulador THI 54.
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Productos
Gasolina Desulfurada.- Se efectuarán las integraciones de tubería desde LB de la Planta
ULSG 1, hasta la línea de salida de la Planta catalítica FCC-2 (existente) a los tanques de
almacenamiento de Gasolina Catalítica Desulfurada TV-230, 231, 208, 204, 205, 209, 21 y
otros.
Subproductos
Gas combustible.- El gas combustible producido se enviará al tanque de balance TH-154 o al
31 C-3, del sistema de gas de la Refinería, dependiendo de la presión de salida.
Gas ácido.- Se enviará a las plantas recuperadores de azufre U-12 y SRU existentes de la
Refinería, a través de un cabezal desde Planta ULSG 1, interconectando la línea de gas ácido
en la esquina de las calles 12 y 25 de la Planta catalítica FCC-2.
Aguas Amargas.- Se integrará al cabezal de aguas amargas proveniente de la Planta catalítica
FCC-2, para enviarse a las plantas de tratamiento de aguas amargas AZ y AA-4.
Producto fuera de especificación.- Se instalará una línea de retorno a los tanques de
contingencias; para ser empleada como línea de rechazo de carga para control de nivel del
acumulador y como salida de producto fuera de especificación.
Para el manejo del producto recuperado, se efectuarán las integraciones e instalarán los
equipos de bombeo necesarios para enviar a reproceso (línea de entrada de carga y/o tanques
de residuos) los productos líquidos recuperados en fosas API y en acumuladores de cabezales
de desfogues.
Desfogue de alta presión y baja presión.- Se instalará un sistema de desfogue completo e
independiente a lo existente en la Refinería con la finalidad de evitar contrapresiones en el
sistema actual de desfogues.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Desfogue ácido.- Se instalará un sistema de desfogue ácido completo e independiente a lo
existente en la Refinería con la finalidad de evitar contrapresiones en el sistema actual de
desfogue ácido.
II.1.1.5 Integraciones de equipos accesorios y tuberías de servicios principales.
Vapor.- Se efectuarán las integraciones necesarias desde LB hasta los cabezales de los
diferentes niveles de presión al noreste de la Planta catalítica FCC-2.
Condensado.- Se requieren líneas de condensado recuperado hacia los tanques de
almacenamiento del mismo servicio en las áreas de servicios principales.
Las trampas de vapor serán del tipo termodinámico con disco y asiento reemplazable para
facilitar el mantenimiento y estarán identificadas en campo y en plano. Estará considerado el
condensado de reposición para el circuito cerrado de enfriamiento a equipos mecánicos con
una temperatura máxima de 23 oC.
Condensado Limpio. El cabezal de recuperación de condensado limpio de la Planta ULSG 1,
se debe interconectar al cabezal de condensado limpio, al noreste de la Planta catalítica 2, para
enviarlo a la Planta de Tratamiento de Condensado Limpio, localizada en la Planta de Fuerza
norte.
Condensado Aceitoso.- El cabezal de recuperación de condensado aceitoso de la Planta
ULSG 1, se interconectará al cabezal de condensado aceitoso al noreste de la Planta catalítica
FCC-2, para enviarlo a la planta de Tratamiento de Condensado Aceitoso, localizada en la
planta de Fuerza norte.
Agua de enfriamiento. Se instalará una torre de enfriamiento nueva con 2 celdas de 3,000
GPM cada una, 2 bombas de recirculación de agua y líneas nuevas de suministro y retorno, ya
que la disponibilidad de agua de enfriamiento no es suficiente para la nueva Planta ULSG 1 y
Regeneración de Amina. Se requiere de un .sistema de tratamiento químico "tipo todo orgánico"
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
(ácido sulfúrico, cloro gaseoso e inhibidores de corrosión), instalaciones para el suministro de
energía eléctrica y líneas nuevas.
Agua desmineralizada (Agua de calderas). Para suministrar este servicio a la Planta ULSG 1,
se interconectará a la línea que alimenta a la planta Catalítica FCC-2.
Agua para servicios y usos sanitarios. Para el suministro de este servicio se debe
interconectar con la línea de agua de pozo.
Agua contra incendio. Se efectuarán las integraciones necesarias a la red existente, previa
evaluación.
Aire de instrumentos. Se efectuarán las integraciones necesarias a la red existente. Esta
integración operará sólo como respaldo en caso necesario.
Aire de planta. Se efectuarán las integraciones necesarias con la red de Refinería. Esta
integración operará sólo como respaldo en caso necesario.
Gas Combustible. Se hará la integración requerida interconectándose al noreste de la Planta
catalítica FCC-2, al Cabezal existente.
Gas Inerte. Se requiere un tanque termo nuevo, independiente para alimentar a la Planta
ULSG 1.
Energía eléctrica. El suministro de energía eléctrica en 13.8 KV debe considerar doble
alimentador por ducto subterráneo, el punto de integración será desde los tableros BUS 1 y
BUS 3 en 13.8 KV, de la Planta Termoeléctrica Norte "HW".
En la Tabla II.8 se resume el balance de los servicios requeridos para el proyecto.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tabla II.8.- Balance de servicios
CONCEPTO Normal
Requerido Salamanca
ULSG Generación de vapor MP
EA-3202 Generador de vapor (BA-5201) kg/h 4,347 Total kg/h 4,347
Presión kg/cm2g 20 Temperatura °C 290
Consumo de vapor MP GA-3202 Turbina conductora de vapor kg/h 8,611
Total kg/h 8,611 Presión kg/cm2g 19
Temperatura °C 280 Consumo de agua de alimentación de calderas
EA-3202 Generador de vapor MP kg/h 4,477 Total kg/h 4,477 Total m3/h 4,5
Consumo de agua de enfriamiento
EA-3102 Enfriador de vapores de domos de la columna CDHydro m3/h 53
EA-3105 Enfriador de Producto m3/h 64 EA-3108 Enfriador de hidrógeno m3/h
EA-3203 Enfriado del separador de venteos de la columna CDHDS m3/h 15
EA-3204 Condensador de gas amargo m3/h 9 EA-3303 Enfriador del gas de purgas m3/h 1 EA-3305 Enfriador del Estabilizador de Producto m3/h 166 EA-3306 Enfriador del reactor de pulido de vapores m3/h 8
TOTAL m3/h 316 Consumo de gas combustible
BA-3201 Horno calentador de la columna CDHDS Mkcal/h 29.0 Total Mkcal/h 29.0
Flujo de gas combustible SCFH 160,414 Gas combustible LHV BTU/SCF 898
Consumo de energía eléctrica GA-3101 /S Bomba de alimentación de la columna CDHydro kW 58 GA-3102 /S Bomba de reflujo de la columna CDHydro kW 41 GA-3103 /S Bomba de fondos de la columna CDHydro kW 138
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CONCEPTO Normal
Requerido Salamanca
ULSG GA-3104 /S Bomba de alimentación CDHDS kW 38 GA-3201 /S Bomba de reflujo CDHDS kW 50 GA-3202S Bomba de recirculación de Reboiler CDHDS kW 207 GA-3203 /S Bomba de reflujo removedor de H2S kW 5 GA-3204 /S Bomba de alimentación del reactor de pulido kW 120 GA-3301 /S Bombas de del estabilizador de reflujo kW 8 GA-3302 /S Bombas del estabilizador de reflujo kW 44 GA-3303 /S Bomba del estabilizador de recirculación de fondos kW 124 GA-3304 /S Bomba de agua amarga kW 3
GB-3101 Compresor del gas de recirculación de la columna CDHydro kW 32
GB-3102 Compresor de hidrogeno fresco kW 174
GB-3201 Compresor del gas de recirculación de la columna CDHDS kW 376
EC-3101 Condensador de la columna CDHydro kW 230 EC-3102 Producto del aire de enfriamiento LCN kW 21 EC-3201 Enfriador de vapor de la columna CDHDS kW 50 EC-3202 Condensador remover de H2S kW 20 EC-3203 Enfriador de vapor de la columna CDHDS kW 11 EC-3301 Condensador del Reactor de pulido kW 56 EC-3302 Condensador del estabilidad de Nafta kW 45 EC-3303 Enfriador del Estabilizador de producto kW 51
Total kW 1,902 Consumo de amina
DA-3202 Adsorbedor reciclador de gas amina CDHDS m3/h 24 DA-3302 Absorbedor de venteos de gas amina m3/h 6
Total m3/h 30
Trabajos Adicionales
a) Reforzamiento de soportarías de Racks de tuberías
Se evaluará el estado físico de las soporterías y puentes de los Racks de tuberías donde serán
instaladas las nuevas líneas de procesos y servicios a las Plantas ULSG 1 y sistemas de
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Regeneración de Amina. Se verificarán las cargas de diseño de las mismas y serán reforzadas
en caso de requerirse.
b) Desmantelamiento de equipos y Demolición de Bases y Cimentaciones
Dependiendo del área requerida para el Cuarto Satélite, Subestación Eléctrica y Unidad
Regeneradora de Amina, se cuenta con el área de los compresores de la ex-unidad de
Amoniaco No. 1, se requiere demoler las cimentaciones.
c) Reubicación de Instalaciones
Pueden existir tuberías subterráneas de la red de contraincendio, agua de servicios y drenajes,
en tal caso será necesario modificar la trayectoria de estos.
d) Integración de instrumentos a sistemas de control existentes
Los instrumentos de las instalaciones de integración (OSBL) incluirán a los sistemas de control
existentes en las áreas respectivas donde sean instalados y que sean operativamente viables,
desde los cuales se puedan monitorear y tomar acciones de control según se requiera, por lo
que serán incluidos como parte del proyecto la integración de estas señales a los Sistemas de
Control correspondientes, respetando la especificación, arquitectura, tipo de conexión, protocolo
de comunicación de cada sistema. La instalación de estos instrumentos será normalizada de
acuerdo a cada área.
II.1.2 Selección del sitio
En relación con la selección del sitio para la ubicación del proyecto, los argumentos de PEMEX-
Refinación se sustentan en el análisis de los siguientes criterios:
• Disponibilidad de materia prima (carga). La fuente de materia prima de la Planta
ULSG 1 es la gasolina catalítica producida en la Planta catalítica FCC No. 2, la cual se
encuentra adyacente al área propuesta para la ubicación de la Planta ULSG 1.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• Disponibilidad de espacio. Las áreas asignadas para las instalaciones del proyecto se
encuentran actualmente disponibles, son lotes planos, en donde se han desmantelado
instalaciones pre-existentes y tienen el suelo cubierto de concreto o grava suelta y están
libres de vegetación.
• Disponibilidad de servicios principales. La Refinería cuenta con servicios principales
disponibles para el suministro al proyecto.
• Uso de suelo. La Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, ha ocupado el predio actual desde
hace aproximadamente 40 años, contando con uso de suelo industrial, lo que favorece
la factibilidad del desarrollo del proyecto en el sitio, debido a que no queda sujeto a
obtener autorización para modificación o cambio de uso de suelo.
II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización
Este proyecto para la producción de gasolinas catalíticas de Ultra Bajo Azufre se construirá
dentro de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, ubicada en el municipio de Salamanca del estado
de Guanajuato.
Dentro de la Refinería se ubican las áreas asignadas para las diferentes instalaciones que
integran el proyecto. En la Tabla II.9 se especifica el número que identifica el área asignada a
las diferentes instalaciones que comprenden el proyecto.
Tabla II.9.- Identificación de áreas asignadas
ÁREAS ASIGNADAS NOMBRE DE LAS INSTALACIONES DEL PROYECTO 1 Planta Desulfuradora de Gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva). 2 Planta Regeneradora de Aminas (Nueva). 3 Cuarto Satélite (Nuevo). 4 Subestación Eléctrica S.E. a principal (Nueva). 5 Cuarto de Control Centralizado – Búnker Norte (Adecuación). 6 Subestación Eléctrica S.E. A1 Derivada (Nueva).
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ÁREAS ASIGNADAS NOMBRE DE LAS INSTALACIONES DEL PROYECTO 7 Torre de Enfriamiento (Nueva con 2 celdas).
8 Área de Almacenamiento (Tanques existentes: TV-208, TV-209, TV-230, TV-231 y TV-210).
9 Caseta de Operadores. 10 Quemador elevado (nuevo).
Al oriente de la Planta catalítica No. 2, se localiza un área delimitada al norte por la calle 27, al
sur por la calle 25, al este por la calle 14, y al oeste por la calle 12. En dicho espacio, se prevé
la instalación de la planta desulfuradora de gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva), la planta
regeneradora de aminas (Nueva), un cuarto satélite (Nuevo), una subestación eléctrica S.E. A1
derivada (Nueva), así como una caseta de operadores.
La subestación eléctrica S.E. principal (Nueva) y la torre de enfriamiento (Nueva con 2 celdas),
se encontrarán en un sitio localizado al NE de la Refinería, delimitado por la calle 29 al sur, al
oeste por la calle 12 y colindando al norte con vías de ferrocarril.
El área de almacenamiento, se encuentra dividido en dos partes de diferentes dimensiones, la
primera y más grande de ambas, está delimitada al norte por la calle 15, al este por la calle 14,
al sur por la calle 9 y al oeste colinda con los tanques TV-204A y TV-205A. La otra sección, está
comprendida al norte por la calle 9, al oeste por la calle 8 y al sur por los tanques TV-411 y TV-
412.
El sitio destinado al cuarto de control centralizado (Búnker Norte), se encuentra localizado entre
las calles siguientes: 25 al norte, 23 al sur, 12A al este y 8A al oeste. El quemador nuevo, se
encontrará en el área de quemadores sobre la calle 16.
En la Figura II.3, se indica la ubicación de cada una de las instalaciones del proyecto; asimismo
se muestra la ubicación de las instalaciones existentes con las que se realizarán las obras de
integración del proyecto (instalaciones fuera de LB).
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Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto.
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II.1.4 Inversión requerida
Este proyecto en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” en Salamanca, es parte de un macro-
proyecto nacional para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, en todas las Refinerías
del país, con la construcción y operación de 11 plantas. El monto estimado de inversión
promedio para esta Planta ULSG 1 es de 500 millones de dólares.
II.1.5 Dimensiones del proyecto
El área total de la Refinería es de aproximadamente 2.8 km2. La superficie total disponible por el
proyecto es de aproximadamente 60,225 m2, lo que representaría la ocupación del 2.15% del
área de la Refinería.
El área disponible para la ubicación de cada una de las instalaciones que componen el
proyecto, se presenta en la Tabla II.10.
Tabla II.10.- Superficie disponible aproximada para el proyecto
INSTALACIONES DEL PROYECTO ÁREA (m2) %
Planta Desulfuradora de Gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva). 5,230 8.68
Planta Regeneradora de Aminas (Nueva). 4,660 7.73 Cuarto Satélite (Nuevo). 2,145 3.56
Subestación Eléctrica S.E. a principal (Nueva). 2,220 3.68
Cuarto de Control Centralizado – Búnker Norte (Adecuación). 1,000 1.66
Subestación Eléctrica S.E. A1 Derivada (Nueva). 4,140 6.87
Torre de Enfriamiento (Nueva con 2 celdas). 900 1.49 Área de Almacenamiento
(Tanques existentes: TV-208, TV-209, TV-230, TV-231 y TV-210).
30,000 49.81
Caseta de Operadores. 3,430 5.69 Quemador elevado (nuevo). 2,000 3.32
TOTAL 60,225 100
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Las distancias mínimas entre las diferentes áreas que ocupará el proyecto, incluida la
integración de equipo nuevo, tomarán en cuenta el efecto de la dirección e intensidad de los
vientos. Se deben tener presentes las recomendaciones que para tal fin han dado las
compañías aseguradoras especializadas en el ramo, así como los estándares y normatividad
vigente.
El arreglo general de los equipos, considerará los espacios adecuados para permitir el
mantenimiento de los mismos, así como el libre acceso de equipo pesado para proporcionar
este servicio.. En la Tabla II.1, se indican las áreas disponibles para las instalaciones del
proyecto, las imágenes fotográficas éstas se pueden observar en el Anexo II.3.
II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y sus colindancias
El uso actual del suelo de las áreas que ocuparán las instalaciones del proyecto es industrial.
Precisamente este criterio fue analizado para la selección del sitio, se consideró éste como una
ventaja para la ubicación del proyecto porque no queda sujeto al cumplimiento de obtener
autorización para modificación o cambio de uso de suelo.
En relación con cuerpos de agua, dentro del predio de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, se
encuentra a 1.5 km aproximadamente del Río Lerma. Respecto a aguas subterráneas, la zona
de estudio es zona de veda para explotación del acuífero, por lo que es más estricto el
cumplimiento de las autorizaciones con las que cuenta la Refinería para la extracción de agua
de pozos.
Es importante mencionar que la Refinería ha realizado estudios técnicos para evaluar las
oportunidades de optimización de procesos y fuentes de suministro de agua, con el objetivo de
minimizar la extracción de agua y aprovechar el recurso productivamente.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tabla II.11.- Relación de áreas disponibles para instalaciones del proyecto con el anexo fotográfico.
Número y descripción de las
áreas. Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto
Número y descripción de Fotografías. Anexo II. 3
Fotografías del sitio 1.- Planta desulfuradora de gasolinas No.1 ULSG 1 de 25 000 BPD (nueva)
1 y 2.- vista lado este y lado noreste respectivas de la planta ULSG 1
2.- Planta regeneradora de aminas (nueva)
8.- vista sureste del área para la regeneradora de aminas
3.- Cuarto satélite (nuevo) 6.- vista hacia suroeste, área para el cuarto satélite
4.- Subestación eléctrica S.E. a principal (nueva)
12.- vista noreste del área para subestación eléctrica principal
5.- Cuarto centralizado – bunker norte (adecuación)
14.- vista interior del Cuarto de Control centralizado – Bunker
6.- Subestación eléctrica S.E. a derivada (nueva)
4.- vista lado noreste, área para Subestación eléctrica derivada
7.- Torre de enfriamiento (nueva con dos celdas)
10.- vista al noroeste del área para la Torre de enfriamiento
8.- Área de almacenamiento (Tanques existentes)
19 y 20.- vista y área de tanques de almacenamiento
9.- Caseta de operadores 3.- vista hacia el norte, área para caseta de operadores
10.- Quemador 17.- vista este de la zona de quemadores.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos
La Refinería se encuentra ubicada al noreste de la ciudad de Salamanca, Guanajuato, por lo
que la urbanización del área circundante es completa ya que se cuenta con calles de acceso
pavimentadas, iluminación, medios de transporte terrestre disponibles, medios de comunicación
(teléfono, radio, fax, Internet), comercios, espacios recreativos y servicios médicos.
En relación con los servicios requeridos por el proyecto, éstos se encuentran disponibles dentro
de la Refinería: vapor, condensado, agua de enfriamiento, aguas desmineralizada, agua para
servicios sanitarios, agua contraincendio, aire para instrumentos y plantas, gas combustible, gas
inerte (nitrógeno), energía eléctrica, iluminación e instrumentos, energía eléctrica de
emergencia, desfogues y sistemas contraincendio.
a) Vapor.- Se generará vapor con tres niveles de presión y con calidad particular estarán
disponibles en LB. En la Tabla II.12, Tabla II.13 y Tabla II.14, se presentan las
características de cada vapor.
Tabla II.12.- Vapor de alta presión en LB
VALORES DE PRESIÓN Mín. Nor. Máx.
Presión, kg/cm2 man. 58.0 60.0 61.0 Temperatura (°C) 475 482 485
Calidad Sobrecalentado Disponibilidad La requerida
Tabla II.13.- Vapor de media presión en LB
VALORES DE PRESIÓN Mín. Nor. Máx.
Presión, kg/cm2 man. 18.2 18.8 19.0 Temperatura (°C) 275 280 285
Calidad Sobrecalentado Disponibilidad La requerida
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Tabla II.14.- Vapor de baja presión en LB
VALORES DE PRESIÓN Mín. Nor. Máx.
Presión, kg/cm2 man. 1.8 2.1 2.3 Temperatura (°C) 129 160 165
Calidad Sobrecalentado Disponibilidad La requerida
b) Condensado.- El condensado generado en la Planta ULSG 1 será recuperado y enviado a
LB para su tratamiento correspondiente de acuerdo a las condiciones que se muestran en la
Tabla II.15.
Tabla II.15.- Condiciones de salida del condensado
CONDENSADO DE BAJA PRESIÓN LIMPIO (1) ACEITOSO (2) Presion, kg/cm2 man. 4.5 1.5
Temperatura (min.), ºC 48 105 NOTAS: (1) Condensado proveniente del condensador de superficie de la turbina del compresor de recirculación.
(2) Condensado proveniente del rehervidor de la torre regeneradora de amina, de la sección de regeneración con amina que se localiza en el área indicada en el Plano de Localización General. Se requiere maximizar la recuperación de condensado y entregar en LB a las condiciones indicadas.
Se requiere maximizar la recuperación de condensado y entregar en LB a las condiciones
indicadas. Las trampas de vapor serán del tipo termodinámico con disco y asiento reemplazable
para facilitar el mantenimiento y estarán identificadas en campo y en planos. Se incluye el
condensado de reposición para el circuito cerrado de enfriamiento a equipos mecánicos.
c) Agua de enfriamiento.- Para suministro de agua de enfriamiento para la Planta ULSG 1 y su
sección de Regeneración de Amina, se instalará una torre de enfriamiento nueva con 2
celdas de 3,000 GPM cada una, 2 bombas de recirculación de agua y líneas nuevas de
suministro, retorno y reposición. En la Tabla II.16 se indican las condiciones de suministro y
retorno del agua de enfriamiento, en los valores normales, mínimos y máximos.
d) Agua desmineralizada (agua para calderas).- Para estos servicios se proporcionará agua
desaereada y desmineralizada a las condiciones especificadas. Esta agua se requiere para
remover los depósitos de sales originados en el circuito de enfriamiento del efluente del
reactor de hidrodesulfuración.
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Tabla II.16.- Condiciones de suministro y retorno de agua de enfriamiento
CONDICIONES DE SUMINISTRO DENTRO DE LB Mín. Nor. Máx.
Presión, kg/cm2 man. 2.5 4.5 6.0 Temperatura, °C 21 28 30
Disponibilidad Condiciones de retorno dentro de LB.
Min. Nor. Máx. Presión, kg/cm2 man. 2.0 2.1 2.5
Temperatura, °C 40 40 46 Análisis
Contenido de Silicio (SiO2), ppm peso máx. 250
Sólidos totales, ppm peso (máx.) 950
pH 6.8-7.2 Óxido de Silicio (SiO2)
ppm 250 Máx.
Dureza como CaCO3, ppm peso
Dureza total como CaCO3, ppm peso 300 Máx.
e) Agua para servicios y usos sanitarios.- La Refinería cuenta, dentro de LB, con la
disponibilidad de agua para servicios y usos sanitarios requerida por el proyecto, con una
presión de 4.0 kg/cm2 y a una temperatura promedio de 26°C.
f) Agua contraincendio.- La Refinería cuenta, dentro de LB, con la disponibilidad requerida por
el proyecto de agua contraincendio, con una presión manométrica en el intervalo de 7.0 –
12.0 kg/cm2 y temperatura ambiente. Las actividades de integración de este servicio,
consideran la extensión de la red del sistema contraincendio a las instalaciones nuevas.
g) Aire de los instrumentos y de plantas.- Se incluirá un paquete de compresores para aire de
instrumentos y aire de plantas para la Planta ULSG 1 y el Sistema de Regeneración de
Amina, integrado por un compresor de aire para instrumentos, con su secador de aire y
tanque acumulador, un compresor de aire para plantas con su secador de aire y tanque
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acumulador, y un compresor de relevo para los dos servicios. Los compresores deben
interconectarse entre sí y con el cabezal de aire correspondiente de la Refinería como
respaldo.
Los compresores y secadores de aire, serán diseñados para ser capaces de cumplir con los
requerimientos esperados y contarán con señalización al Sistema de Control Distribuido (SCD)
de las variables principales y estado de operación; en caso de falla existirá una conexión
automática al sistema de red de la Refinería.
Los sistemas de aire de instrumentos y de plantas deben adecuarse dentro de LB y deben ser
suministrados por compresores de aire libre de aceite y humedad con capacidad suficiente para
satisfacer las necesidades de esta planta.
Los compresores son preferentemente enfriados por aire. En el caso de que sean enfriados por
agua, tendrán un circuito cerrado de agua de enfriamiento, tomando en consideración la calidad
del agua de enfriamiento del sistema de la torre de enfriamiento que suministre a la planta.
Las secadoras de aire de instrumentos, las válvulas de entrada y purgas serán accionadas por
actuadores neumáticos y esta a su vez por solenoides, tanto el tanque receptor, como los filtros
de entrada y salida tendrán un sistema de purga automática a través de solenoides controladas
por temporizadores dentro del mismo control de secuencia de la secadora, el control de la
secadora será automático.
Se contará con una interconexión con la red de aire de plantas de la Refinería al noreste de la
Planta catalítica FCC-2.
h) Gas Combustible.- Será proporcionado por la red de la Refinería y tendrá las
especificaciones indicadas en la Tabla II.17.
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Tabla II.17.- Propiedades y composición del gas combustible
Propiedades Especificaciones Presión, kg/cm2 man. 7.5 (TH-154 Tanque de Balance)*
Temperatura (°C) 21 Poder calorífico inferior, BTU/ft3 std. 959.8
Gravedad específica (referida al aire) 0.6280 Peso molecular 18.20
Composición % mol Hidrógeno 27.50
Metano 44.80 Etano + Etileno 10.40
n-Butano 0.60 Propano 3.70 Propileno 6.40 Butileno 0.40 i-Butano 1.30 i-Pentano 0.20 n-Pentano 0.00
Hexano + Pesados 0.40 Nitrógeno 3.20
Bióxido de Carbono 0.20 H2S 0.0 CO 0.80
Oxígeno 0.10 Total 100.0
i) Gas lnerte (Nitrógeno).- El nitrógeno es requerido para los procedimientos de arranque, paro
y regeneración del catalizador de la planta para lo cual se requiere la instalación de un
tanque termo nuevo.
j) Energía eléctrica.- Se instalará una subestación eléctrica nueva principal (SUB-58), con
transformadores reductores de 13 80014160 volts; 4160 1480 volts; 480 1220-127 volts, con
capacidad para alimentar la Planta ULSG 1 y sus unidades regeneradoras de amina; de
esta misma subestación eléctrica se alimentará en el nivel 41 60 volts a una nueva
subestación eléctrica derivada (SUB-59) con transformadores reductores a 4160 I 480 volts;
480 1 220-127 volts que suministrara energía a la torre de enfriamiento;
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Lo anterior incluye, la construcción de los edificios, cables de 15 KV, cables de 5 KV, ductos
subterráneos y registros eléctricos. La instalación cumplirá con la Norma NRF-048 PEMEX-
2003.
La alimentación a la subestación principal será desde los tableros Bus1 y Bus 3 en 13 800Volts
de la Planta Termoeléctrica "HW", los interruptores que se integrarán a estos tableros serán de
las mismas características técnicas de los existentes.
La subestación eléctrica SUB-58, tendrá transformadores de 10MVA de 13800/4160volts, para
suministrar la energía suficiente para la nueva Torre de Enfriamiento (SUB-59) y ampliaciones
futuras (Tabla II.18).
Tabla II.18.- Energía eléctrica requerida
MOTORES Potencia del
Motor kW (CP) Tensión Diseño
Motor (Volts) Tensión del
Sistema (Volts) Frecuencia
(Hertz) Fases
Menor de 0.746 (1.0)(1) 115, 220 120, 220 60 1 o 3
Actuadores de válvulas (todas las potencias)
220, 460 220, 480 60 3
De 0.746 (1.0) hasta 130.55
(175) 460 480 60 3
Mayores de 1942 (2000) 13200 13800 60 3
NOTA: (1) En áreas de proceso o en otras instalaciones pueden requerirse motores a un nivel de 460 Volts.
La instalación de 2 subestaciones eléctricas nuevas, una para la Planta ULSG 1 y el sistema de
amina y otra para la torre de enfriamiento, fue definida con base en las recomendaciones para
cubrir la demanda del proyecto que se presentaron en el “Estudio de Factibilidad Técnica
Económica, ingeniería conceptual y bases de usuario, para cubrir los servicios principales
requeridos por la planta para reducción de azufre en combustibles limpios de la Refinería de
Salamanca”.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Todos los motores serán de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores serán clase F, los
ventiladores serán metálicos, los motores seránr lubricados de acuerdo a NEMA MG-l, y
tendrán un tratamiento anticorrosivo, todos los motores de 55.95 kW (75 CP) y mayores,
tendrán calentadores de espacio.
Para el caso de los equipos accionados con motores eléctricos de corriente alterna, cuyo
arrancador sea con variador de frecuencia; tendrán un aislamiento reforzado.
k) Iluminación e instrumentos.- En general todas las luminarias, lámparas, balastros y
accesorios tendrán alto rendimiento, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia,
con el propósito de ahorro de energía.
El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción serán alimentados por medio un
sistema de energía ininterrumpible (UPS).
Los sistemas de alumbrado cumplirán con lo indicado en la sección 8.12 de la norma NRF-
048-PEMEX-2003.
Tabla II.19.- Especificaciones de iluminación.
Servicio Tipo de alumbrado Tensión
Iluminación en interiores Fluorescente, lámparas
ahorradoras de energía, con balastro eléctrico.
127 Volts, 1 fase, 60 Hz
Iluminación en exteriores de las plantas de proceso
Vapor de sodio alta presión, balastro integral de alto factor de
potencia. 220 Volts, 3 fases, 60 Hz
Instrumentos de control 127 Volts, 1 fase, 60 Hz 24 Volts Corriente Directa
l) Alimentación de energía eléctrica de emergencia.- Para la alimentación de instrumentos,
cargas críticas, sistemas de "shut down", sistema de gas y contraincendio, en general todos
los sistemas de Seguridad de planta, SCD, alumbrado de emergencia, luces de navegación;
serán suministrados por un Sistema de Energía lninterrumpible (UPS) con capacidad
suficiente para mantener energizado el sistema durante 30 minutos a falla total de energía.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
m) Desfogues.- Se instalará un sistema de desfogue completo nuevo e independiente a los
existentes en la Refinería.
Se considerarán como causas de desfogue: fuego, falla de agua de enfriamiento, falla de
energía eléctrica, emergencia.
El sistema completo de desfogue incluirá separadores, tanque de sellos, bombas de
hidrocarburos recuperados, un tanque acumulador dentro de LB de la planta y quemador
elevado (nuevo). La especificación del sistema de desfogues para la Planta ULSG 1, y la
Regeneradora de Amina, se efectuará de acuerdo con los estándares API-520, API-521 y
API-526.
Para los bloqueos de las válvulas de seguridad, se emplearán válvulas del tipo bola de paso
completo, cumpliendo así con los requerimientos del estándar internacional de diseño API
520.
El aceite recuperado de los tanques separadores y de sellos será enviado al circuito cerrado
de la Refinería.
El Licenciador debe indicar, con base en el proceso, los tanques de desfogue requeridos,
indicando el espacio necesario para su instalación dentro del LB. El diseño final será
responsabilidad de la empresa contratista a la que se adjudiquen los trabajos de la
Ingeniería y Construcción del proyecto según lo indicado en el documento Engineering
Project and Construction Contractor, EPC Contractor.
n) Sistemas contraincendio.- Dicho sistema incluirá diagramas para el sistema de detección de
humo, fuego y explosividad, considerando el estudio HAZOP. Se especificarán los niveles
del sistema de seguridad (SIL) requeridos para todas las entradas y salidas de los sistemas
de interconexiones del sistema de paro de emergencia y proporcionar los cálculos de los
mismos. Asimismo, se cumplirá con la normatividad técnica de PEMEX, según se indica en
el Capítulo III.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.2 Características particulares del proyecto
En esta sección se presenta información general de las obras y actividades principales de cada
una de las etapas del proyecto.
II.2.1 Programa general de trabajo
El programa general de trabajo comprende 31 meses de actividad, e incluye el periodo de
adquisiciones, preparación del sitio, construcción, pre-arranque y pruebas, según se muestra en
la Figura II.4.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Figura II.4.- Programa de trabajo del proyecto.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.2.2 Preparación del sitio
Dado que las áreas asignadas para las diferentes instalaciones del proyecto son terrenos
planos, libres de vegetación natural y con accesos disponibles, las principales actividades de
preparación de sitio son las siguientes:
• Contratación de personal.
• Excavaciones para cimentaciones e instalaciones subterráneas.
• Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.
• Obras provisionales.
• Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
Es importante mencionar que la ingeniería del proyecto considera a las instalaciones nuevas y
modificaciones (adecuación de tanques de almacenamiento e instalación del sistema de control
en el Cuarto de Control Centralizado-Búnker norte), como obras dentro de LB. Las obras y
actividades de las integraciones que se requieran de los equipos e instalaciones con las
instalaciones existentes de las plantas de proceso, servicios principales, tanques de
almacenamiento y casas de bombas que aportan corrientes y servicios a la Planta ULSG 1, se
consideran fuera de LB.
Cabe mencionar que entre las actividades previas a la construcción, fuera de LB, está el diseño
de la ingeniería y el desarrollo de estudios técnicos para la integración de las instalaciones del
proyecto con las instalaciones existentes, según se describe a continuación:
Planta catalítica FCC-2.- Se revisarán y actualizarán los DFP y DTI, identificando el punto de
integración y las adecuaciones necesarias a realizar dentro de LB de esta unidad en las
corrientes de Gasolina Ligera y gasolina pesada que alimentarán a la Planta ULSG 1 y hacia los
dos tanques de gasolina amarga que recibirán estas corrientes así como el producto fuera de
especificación de la Planta ULSG 1.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Planta Recuperadora de Azufre U-I2 y SRU.- Se revisarán y actualizarán los DFP, DTI,
balances de materia y energía de las plantas recuperadoras de Azufre U-12 y SRU, para
modificar el proceso al incluir la corriente de gas ácido del sistema de Regeneración de Amina y
el gas ácido de aguas amargas de la Planta ULSG 1.
Plantas de Tratamiento de Aguas Amargas.- Se han revisado y actualizado los balances de
materia y energía de la modificación del proceso al incluir la corriente de agua amarga de la
Planta ULSG 1, así como los DFP y DTI que serán modificados. La línea de aguas amargas de
la Planta ULSG 1 se enviará a la planta de tratamiento de aguas amargas AZ y AA-4.
Sistemas de Drenajes.- El Licenciador de acuerdo con los estudios técnicos previos que se
han desarrollado, debe evaluar y verificar que los drenajes deben de estar de acuerdo con el
análisis de riesgo y deben garantizar que tengan capacidad para desalojar el agua necesaria en
caso de siniestro; asimismo, se deberá respetar la filosofía de drenajes de la Planta ULSG 1 y
de la Refinería.
El agua de lluvia colectada en las áreas de proceso, será retenida en una fosa construida ex
profeso para de ahí ser enviada con equipos de bombeo al drenaje pluvial existente. La fosa de
retención de agua pluvial deberá contar además con un sistema de recuperación de los
hidrocarburos que pudieran haber sido arrastrados con el agua de lluvia, para posteriormente
enviarlos a tanques de slop,
El agua aceitosa y la recuperación de purgas de hidrocarburos serán incluidas en la Ingeniería
La Planta contará con drenaje pluvial, drenaje químico, drenaje aceitoso y drenaje sanitario.
Se contará, dentro de LB con un sistema de sellado de separación de aceite del drenaje
aceitoso de copas y de vaciado de equipos.
El drenaje sanitario deberá ser totalmente independiente de los otros sistemas.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
La Planta debe contar con sistemas de drenajes cerrados y abiertos, se tendrán los tipos
siguientes:
• Aceitoso: Manejará purgas de las bombas, equipo en general y se envía a un cárcamo de
retención tipo API (cerrado), donde se recuperará el hidrocarburo para su envío a un
tanque de SLOP y el agua al drenaje aceitoso existente.
• Pluvial: Recolectará toda el agua de lluvia del área de proceso de la planta ULSG-1 y
sistemas de Regeneración de Amina y se tendrá la opción de enviarse al cárcamo de
retención tipo CPI (cerrado) o directamente a la red de drenaje aceitoso existente.
• Sanitario: Se debe colectar en una fosa séptica dentro de L.B. para interconectarse
después con el cárcamo de aguas sanitarias urbanas para su posterior tratamiento en la
PTAR.
• Químico: Se debe tener un sistema de drenaje químico cerrado para manejo de purgas
del circuito de DEA.
Los drenajes existentes fuera de LB, fueron verificados por el IMP para determinar y/o verificar
su capacidad para recibir el flujo de la Planta ULSG 1 y del sistema de Regeneración de Amina,
con objeto de integrar los drenajes a las instalaciones existentes. El Licenciador deberá
considerar los resultados de esta verificación y definir las acciones necesarias para atender las
limitantes detectadas en los drenajes existentes y ejecutar los cambios requeridos.
Líneas de Procesos.- Se realizará la revisión y actualización de los DFP’s y DTl's de las líneas
de Proceso de los productos a manejar que serán modificadas en este proyecto, en las
diferentes áreas involucradas.
Tanques de almacenamiento (carga).- En el diseño y selección de tanques de
almacenamiento para gasolinas, se considerará el uso de tanques con techo flotante externo
para minimizar riesgos y emisiones al ambiente, de acuerdo a lo establecido en el API, para los
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
tanques de almacenamiento existentes TV-54 y TV-55; con dos bombas para su manejo a
reproceso de la misma planta y realizar las integraciones necesarias de estos tanques a la
Planta catalítica FCC-2 y la Planta ULSG 1.
II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto
Las obras y actividades provisionales son aquellas que se realizarán temporalmente durante las
etapas de preparación del sitio y la construcción; entre ellas se cuentan la habilitación de patios,
talleres y almacenes de obra, y servicios sanitarios. El área que puede ser ocupada durante
esta etapa se limitará a la superficie del proyecto; es decir a las áreas que ocuparán las
instalaciones, y en caso de ser necesario espacios adicionales, se utilizarían áreas libres
disponibles, con suelo cubierto con concreto.
II.2.4 Etapa de construcción
A continuación se presenta un listado del equipo y/o maquinaria que típicamente se utiliza
durante la construcción (unidades móviles):
• Grúas móviles
• Plataformas
• Camiones con grúa
• Cargueros delanteros
• Equipo de compactación
• Pick ups
• Máquinas soldadoras
• Compactadoras
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Asimismo, se considera el empleo y consumo de materiales de construcción, tales como:
• Cemento
• Madera para cimbra y triplay
• Mortero
• Gases para soldar (oxígeno y acetileno)
• Acero de refuerzo
• Malla ciclónica
• Acero estructural
• Lámina
• Pinturas
• Gases para soldar
Estos materiales serán adquiridos tanto en forma local cómo foránea y serán trasladados al sitio
por servicio de transporte de carga autorizado y apropiado.
El suministro de los servicios auxiliares, recursos y materiales necesarios para las actividades
de etapa del proyecto, es responsabilidad de los contratistas.
II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento
La función de diseño de la planta es reducir el contenido global de azufre de la gasolina (naftas
ligera y pesada) de la planta de desintegración catalítica (FCC-2). Las instalaciones principales
del proceso son dos columnas de destilación catalítica; la columna CDHydro y la columna
CDHDS.
La corriente de gasolina catalítica ligera es alimentada a la columna CDHydro en donde se
remueven los mercaptanos del producto destilado ligero. El producto de fondo de la columna
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
CDHydro y la gasolina catalítica pesada son alimentados a la columna CDHDS, donde el azufre
que contiene la alimentación se convierte a ácido sulfhídrico (H2S). El ácido sulfhídrico en el gas
amargo es removido por contacto con una solución de amina pobre en la absorbedora de amina
del gas de recirculación de la CDHDS. Los productos de los domos y fondos de la columna
CDHDS son alimentados a una tercera columna, la columna agotadora de H2S para remover el
ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros. Los productos del fondo de la columna agotadora
de H2S son pasados a través de tren de precalentamiento y luego alimentados al reactor de
pulido. El reactor de pulido trata la corriente líquida de la agotadora de H2S, haciendo
reaccionar los mercaptanos y otros compuestos de azufre residuales. El efluente del reactor de
pulido es alimentado a la estabilizadora de gasolina para remover el H2S y otros componentes
ligeros del producto final: gasolina de ultra bajo azufre, la cual contiene 10 ppm o menos en
peso de azufre. El producto ligero destilado de la columna CDHydro y el producto del fondo de
la estabilizadora de gasolinas son combinados antes de enviarse a almacenamiento fuera del
LB. Para mostrar de manera gráfica las principales operaciones y secuencia del proceso
productivo, en la Figura II.5 se presenta un diagrama de bloques del proceso que se llevará a
cabo en las instalaciones de la Plantas ULSG 1.
En el Anexo II.4, se incluyen los Diagramas de flujo de proceso y los planos que el Licenciador
ha emitido como parte de la ingeniería conceptual.
De forma general, la unidad de proceso CDHydro/CDHDS consiste en columnas de destilación
catalítica y columnas de destilación convencionales completas con acumuladores de reflujo,
bombas, rehervidor a fuego directo, compresor de hidrógeno fresco, compresor de gas de
recirculación , absorbedoras de amina, un reactor de lecho fijo y equipos asociados con los
trenes de integración de calor. La Tabla II.20, presenta una lista detallada del equipo que
integra las instalaciones del la Planta ULSG 1, la nomenclatura y descripción, corresponde a
los Diagramas de Flujo de Proceso proporcionados por el Licenciador, incluidos en el Anexo I.1
del Capítulo I.
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Figura II.5.- Diagrama de bloques del proceso Planta ULSG 1.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tabla II.20.- Lista general de equipo.
LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) Cliente: PEMEX REFINACION
Proyecto: Planta desulfuradora de gasolina (ULSG 1) Localización: Salamanca, Gto, México
Rev. 2: 10/12/2007 No. Equipo Tipo de equipo Descripción de equipo
DA-3101 Torre Columna CDHYDRO
DA-3201 Torre Columna CDHDS
DA-3202 Torre Absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS
DA-3203 Torre Agotador de H2S
DA-3301 Torre Columna estabilizadora de nafta
DA-3302 Torre Absorbedor de gas de venteo con amina
DC-3301 Reactor Reactor de pulido
FA-3101 Tanque Tanque acumulador de carga de CDHYDRO
FA-3102 Tanque Tanque acumulador de reflujo de CDHYDRO
FA-3103 Tanque Tanque acumulador de carga de CDHDS
FA-3104 Tanque Tanque separador del compresor del gas de recirculación de CDHYDRO
FA-3105 Tanque Tanque separador del compresor Booster de Hidrógeno fresco.
FA-3201 Tanque Tanque acumulador fRío de CDHDS
FA-3202 Tanque Tanque separador fRío de CDHDS
FA-3203 Tanque Tanque separador de exhaustos del absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS
FA-3204 Tanque Tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S
FA-3205 Tanque Tanque separador del compresor de gas recirculado de CDHDS
FA-3206 Tanque Tanque acumulador caliente del rector de pulido
FA-3301 Tanque Tanque acumulador fRío del reactor de pulido
FA-3302 Tanque Tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta.
FA-3303 Tanque Tanque separador del absorbedor con amina de gas de venteo.
FA-3304 Tanque Acumulador de aguas amargas
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) FA-3305 Tanque Tanque acumulador frío de CDHDS
FA-3701 Tanque Tanque de desfogue
EA-3101 A/B Intercambiador de
calor Coraza/Tubo
Precalentadores de carga de CDHYDRO
EA-3102 A/B Intercambiador de calor Enfriador de vapor de CDHYDRO
EA-3103 A/B Intercambiador de calor Rehervidor de fondos de CDHYDRO
EA-3104 A/B Intercambiador de calor Rehervidor lateral de CDHYDRO
EA-3105 A/B Intercambiador de calor Enfriador del producto de Nafta Catalítica Ligera
EA-3107 A/B Intercambiador de calor
Precalentador de carga de Nafta Catalítica Pesada
EA-3108 A/B Intercambiador de calor Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno
EA-3108S A/B Intercambiador de calor Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno
EA-3201 A/B Intercambiador de calor Intercambiadores de carga/domos de CDHDS
EA-3202 A/B Intercambiador de calor Generador de vapor de media
EA-3203 A/B Intercambiador de calor
Enfriador del venteo del separador fRío de CDHDS
EA-3204 Intercambiador Coraza – Tubo Condensador de gas amargo
EA-3205 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador del agotador de H2S
EA-3301 A/B Intercambiador de calor
Intercambiadores de carga/ efluente del Reactor de Pulido
EA-3302 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador de la carga al Reactor de Pulido
EA-3303 Intercambiador Coraza – Tubo Enfriador de gas de purga
EA-3304 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador de la estabilizadora de Nafta
EA-3305 Intercambiador Coraza – Tubo
Enfriador de producto estabilizado de Nafta Catalítica Pesada
EA-3306 Intercambiador Coraza – Tubo
Enfriador de vapor del separador fRío del Reactor de Pulido
EC-3101 Intercambiador – Condensador de CDHYDRO
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) Enfriado con aire
EC-3102 Intercambiador – Enfriado con aire
Enfriador Solo-aire de Naftas Catalíticas Ligeras producto
EC-3201 Intercambiador – Enfriado con aire Enfriador de vapor de domos de CDHDS
EC-3202 Intercambiador – Enfriado con aire Condensador del agotador de H2S
EC-3203 Intercambiador – Enfriado con aire Enfriador de domos de CDHDS
EC-3301 Intercambiador – Enfriado con aire
Condensador de vapor caliente del Reactor de Pulido
EC-3302 Intercambiador – Enfriado con aire Condensador de la estabilizadora de Nafta
EC-3303 Intercambiador – Enfriado con aire
Enfriador de Nafta Catalítica Pesada Estabilizada producto
BA-3201 Intercambiador – Calentado con combustible
Calentador de CDHDS
GB-3101 Compresor Compresor de gas de recirculación de CDHYDRO
GB-3102/S Compresor Compresor del Booster de Hidrógeno Fresco
GB-3201/S Compresor Compresor de gas de recirculación de CDHDS
GA-3101/S Bomba Bombas de carga hacia CDHYDRO
GA-3102/S Bomba Bombas de reflujo de CDHYDRO
GA-3103/S Bomba Bombas de fondos de CDHYDRO
GA-3104/S Bomba Bombas de carga de CDHDS
GA-3201/S Bomba Bombas de reflujo de CDHDS
GA-3202/S Bomba Bombas de circulación del calentador de CDHDS
GA-3203/S Bomba Bombas de reflujo del agotador de H2S
GA-3204/S Bomba Bombas de carga del reactor de pulido
GA-3301/S Bomba Bombas de reflujo de la estabilizadora
GA-3302/S Bomba Bombas de fondos de la estabilizadora
GA-3303/S Bomba Bombas de recirculación de fondos de la Estabilizadora
GA-3304/S Bomba Bombas de aguas amargas
GA-3701/S Bomba Bombas de quemadores
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) FD-3101/S Filtro Filtros de reflujo de la columna CDHYDRO
FD-3102/S Filtro Filtros de carga de la columna CDHDS
FD-3103/S Filtro Filtros de carga de Nafta
FD-3201/S Filtro Filtros de reflujo de CDHDS
M-3201 Sobrecalentador Desobrecalentador a Vapor de Media
PA-3101 Paquete de lubricación de aceite para el GB-
3101 Sistema de aceite de lubricación para GB-3101
PA-3102/S Paquete para compresor reciprocante GB-3102/S
Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3102/S
PA-3201/S Paquete para compresor reciprocante GB-3201/S
Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3201/S
PA-3202 Paquete DMDS Sistema de inyección de Disulfuro de Dimetilo (DMDS)
Fuente: List Equipment Rev 3. CDTECH, 2007
La columna CDHydro contiene dos camas de catalizadores. El catalizador de la cama inferior
es base níquel. El catalizador de la cama superior es base paladio.
Los catalizadores pueden perder su actividad por diferentes mecanismos y la pérdida puede ser
temporal o permanente. Los principales venenos del catalizador son los metales pesados, tales
como plomo o arsénico, que les causan una desactivación permanente. El agua, azufre
elemental y compuestos de azufre son inhibidores.
El catalizador del reactor de pulido es base cobalto y molibdeno. Su principales venenos son el
silicón, metales pesados (plomo y arsénico) y agua.
Para el arranque de las instalaciones de la Planta ULSG 1, se requiere de procesos de
acondicionamiento de los catalizadores en el que se utilizan sustancias químicas.
Para el catalizador de la columna CDHydro se requiere de un hidrocarburo C5 saturado dulce
como gasolina, diesel ligero o keroseno puede ser aceptado, tal que sea calentado a 350o F.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Para la activación de los catalizadores de la columna CDHDS y el reactor de pulido, se requiere
de hidrocarburos más pesados. Para la sulfuración de estos catalizadores se requiere de DMDS
de alta pureza (99%) y MDEA al 40 % en peso. Adicionalmente debe considerarse que como el
sustrato del catalizador de CDHDS es higroscópico, se requiere nitrógeno puro para remover la
humedad que éste haya absorbido de la atmósfera durante su empacado y manejo. El proceso
de secado dura aproximadamente 10 horas. En caso de que la reactivación de los
catalizadores, se requiere nitrógeno y solución de sosa cáustica, así como vapor de baja
presión y aire.
En relación al consumo de agua estimado para el Proyecto, PEMEX estima un flujo aproximado
de 320.5 Ton/h, lo que representa menos del 17% del consumo actual total de la Refinería,
según se muestra en la Tabla II.21.
Tabla II.21.- Consumo y descarga de agua
CONCEPTO UNIDAD FLUJO Flujo autorizado de extracción (1) T/h 2671.2
Flujo de consumo total actual (flujo medio modal) (2) T/h 1956.7
Flujo total con Proy. Gasolinas (2) T/h 2277.2 Flujo Proyecto Gasolinas (2) T/h 320.5
Consumo de Proyecto Gasolina, respecto al consumo actual % 16.4
Consumo actual, respecto al flujo autorizado % 73.3
Consumo total con Proyecto de Gasolina, respecto al flujo
autorizado %
85.3 Agua residual actual (3) T/h 415.1 Agua residual respecto al
consumo total actual % 21.2
Agua residual adicional con Proyecto (4) T/h
320.5 NOTAS: (1) Flujo total autorizado por la CNA (2) Balance hidráulico. PEMEX-Refinación (3) COA PEMEX-Refinación. 2005 (4) Considerando la descarga del total de consumo por el proyecto de Planta ULSG 1
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto
Tal como se ha descrito en este capítulo, el proyecto consta básicamente de la Planta ULSG 1 y
su sistema de Regeneración de Amina y como obras asociadas al proyecto se pueden citar las
siguientes (las cuales han sido descritas en la sección II.1.1).
• Cuarto satélite
• Tanques de almacenamiento para producto
• Equipos de bombeo
• Líneas de arranque y lavado de catalizador
• Cuarto de operadores
• Control distribuido en el Cuarto de Control Búnker – Norte
• Servicios auxiliares
• Integración de instalaciones
• Quemador
• Subestaciones eléctricas
II.2.7 Etapa de abandono del sitio
Al final del periodo de vida útil de las instalaciones, normalmente se realiza una evaluación
técnica-económica tomando en cuenta factores tales como el nivel de mantenimiento recibido,
el estado de los equipos e instalaciones, para definir el costo de su reparación o reposición, tal
que se compare con el costo de operación, para decidir si es conveniente reinvertir para
prolongar la vida del proyecto, como se hace frecuentemente o se suspende la operación al
término de los primeros 20 años.
En caso de suspensión de operaciones, las instalaciones serán desmanteladas y el sitio debe
ser estudiado para determinar sus condiciones ambientales, principalmente del suelo y
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
subsuelo. En caso de ser requerido se definirían y ejecutarían acciones de restauración
adecuadas de mitigación o recuperación ambiental.
II.2.8 Utilización de explosivos
No se prevé el uso de explosivos en ninguna de las etapas del proyecto.
II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera
El diseño del proyecto incluye la optimización de recursos y procesos, así como el uso de la
mejor tecnología disponible, lo cual es propio de los requerimientos de la ingeniería del mismo;
de tal manera que se tiene considerada la minimización de la generación de residuos y de
emisiones en cada etapa del proyecto.
De igual forma, como parte de las políticas y especificaciones del proyecto, se cumplirá con las
obligaciones aplicables en la legislación ambiental de tal manera que se deberá contar con los
recursos humanos, materiales y económicos necesarios, para el control de residuos sólidos y
líquidos, así como de emisiones a la atmósfera.
Etapa de preparación del sitio
Por las actividades que se realizarán durante esta etapa del proyecto, se prevé la generación de
los siguientes residuos y emisiones:
• Residuos sólidos: basura general y de servicios sanitarios del personal
• Aguas residuales sanitarias, generadas por el personal contratista.
• Residuos peligrosos: aceite usado y sólidos con aceite y grasas de maquinaria, equipos
y vehículos de contratistas
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• Emisiones a la atmósfera de gases de combustión generados por los motores de la
maquinaria y vehículos de contratistas.
• Emisiones a la atmósfera de polvos y partículas debido a la carga, descarga y transporte
de tierra o suelo de las excavaciones.
• Residuos de tierra, proveniente de las excavaciones de suelo para las cimentaciones
• Residuos de materiales de construcción generados por el acondicionamiento de áreas
para maniobras, talleres y almacenes, y obras provisionales.
Etapa de construcción y arranque
Entre los principales residuos y emisiones que se prevén debido a las actividades a desarrollar
son los siguientes:
• Residuos de materiales de construcción, que pueden incluir cascajo, restos de morteros,
mampostería y ladrillos, plásticos, chatarra de fierro, pedacería de metal, cables y otros.
• Residuos peligrosos como aceites gastados, filtros usados, sólidos impregnados de
grasa, aceite o solvente, envases de sustancias químicas tales como solventes, pinturas
y limpiadores, restos de soldadura, lodos de limpieza de tanques por habilitar, y de
tubería y equipos por integrar, catalizadores usados en pruebas de arranque, lodos
acumulados e equipos y tubería durante pruebas de arranque, entre otros.
• Emisiones a la atmósfera de gas combustible, gas amargo, gas ácido y ácido sulfhídrico
provenientes de las pruebas de arranque de los venteos de equipos y del quemador
elevado.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• Emisiones a la atmósfera como gases de combustión provenientes de los motores de la
maquinaria y equipo de contratistas, así como del venteo del calentador de combustión
directa de la torre CDHDS durante las pruebas de arranque.
• Residuos sólidos como basura general y de servicios sanitarios del personal
• Aguas amargas generadas durante las pruebas de arranque de los equipo de proceso.
• Aguas residuales sanitarias generadas por el personal contratista.
• Emisiones a la atmósfera de polvos, partículas, humos y vapores debido a la carga,
descarga y transporte de tierra o suelo de las excavaciones, y por la construcción,
soldadura y pintado de instalaciones.
Etapa de operación y mantenimiento
Los principales residuos y emisiones previstos durante esta etapa del proyecto son los
siguientes:
• Residuos sólidos generados durante actividades de mantenimiento tales como cascajo,
restos de morteros, mampostería y ladrillos, plásticos, chatarra de fierro, pedacería de
metal, cables y otros.
• Residuos peligrosos como aceites y solventes gastados, filtros usados, sólidos
impregnados de grasa, aceite o solvente, envases de sustancias químicas tales como
solventes, pinturas y limpiadores, restos de soldadura, lodos y sedimentos de limpieza
de tanques, de tubería, equipos y drenajes, catalizadores usados, restos de aceite
dieléctrico, entre otros.
• Emisiones a la atmósfera de gas combustible, gas amargo y gas ácido provenientes de
venteos de equipos y del quemador elevado.
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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
• Emisiones a la atmósfera como gases de combustión provenientes de los motores de la
maquinaria y equipo de contratistas, así como de venteo del calentador de combustión
directa de la torre CDHDS.
• Residuos sólidos como basura general y de servicios sanitarios del personal
• Aguas amargas generadas durante las pruebas de arranque de los equipo de proceso.
• Aguas residuales sanitarias generadas por el personal.
• Emisiones a la atmósfera de polvos, partículas, humos y vapores debido a las
actividades eventuales de soldadura y pintado de instalaciones por mantenimiento.
II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos
Se reitera que el diseño del proyecto ha previsto la minimización y el manejo adecuado de
residuos que se pueden generar en las diferentes actividades y etapas del proyecto. Asimismo y
en cumplimiento de la legislación mexicana vigente, en cada etapa del proyecto, los residuos
serán debidamente clasificados y separados, considerando su tipo (orgánicos e inorgánicos),
potencial de reúso o reciclaje, su volumen y sus características de peligrosidad (peligrosos y no
peligrosos).
De acuerdo con la Ley General Para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, PEMEX
es responsable de los residuos que se generen durante las diferentes etapas del proyecto y
tendrá corresponsabilidadad con el contratista que designe para el manejo y disposición final de
los mismos.
Para el manejo de los residuos generados durante las actividades de operación, la Refinería
cuenta con almacén temporal de residuos peligrosos, el cual será también ocupado para el
almacenamiento temporal de los residuos peligrosos que se generarán durante la etapa de
operación y mantenimiento del proyecto. Este almacén es actualmente controlado por personal
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capacitado, y sus instalaciones cumplen con los requisitos establecidos en la legislación
aplicable en lo relativo al envasado, etiquetado, control de entradas y salidas del almacén
Además las operaciones de manejo dentro del almacén de residuos peligrosos son realizadas
conforme procedimientos establecidos para asegurar con debido control de cantidades de
residuos, el tiempo de almacenamiento, la entrega a empresas de servicio autorizado para
transporte y disposición final. El personal asignado, se encarga del registro documentado de los
movimientos de residuos en el almacén y los envíos a sitios autorizados para disposición final.
En general, el manejo de los residuos y su disposición final, así como de las emisiones líquidas
y gaseosas, incluye lo siguiente:
• El manejo de estos residuos cumplirá con los requisitos legales vigentes, tal que serán
debidamente clasificados y separados, envasados en contenedores identificados,
almacenados temporalmente en instalaciones adecuadas, enviados a sitios de
tratamientos, reciclaje o disposición final con empresas de servicio y de transporte
autorizado, manteniéndose los registros tales como bitácoras de generación, y
manifiestos de entrega a transporte y disposición final.
• Los residuos no peligrosos, serán debidamente separados y manejados para obtener la
máxima recuperación de materiales reciclables, evitando su contaminación con residuos
peligrosos.
• Los residuos sanitarios generados durante las etapas de preparación del sitio,
construcción y pruebas de arranque, y mantenimiento (cuando sea necesario), serán
colectados en sanitarios portátiles provisionales, cuyo contenido será retirado del sitio
por camiones apropiados y enviados a sitios autorizados para su disposición final.
Durante la etapa operación, los servicios e instalaciones sanitarias, contarán con drenaje
segregado acorde con la configuración actual de la Refinería, de tal forma que los
residuos de aguas sanitarias se envíen al sistema de tratamiento correspondiente,
previo a su descarga conforme con las condiciones autorizadas.
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• Los residuos sólidos, especiales y peligrosos que sean factibles de ser reciclados o
reutilizados, (aceite, papel, cartón, plásticos, vidrio, latas, metales y trapos, entre otros)
puedrán ser entregados a empresas de servicio autorizadas.
• Los residuos de construcción, se almacenarán temporalmente en áreas cercanas a los
puntos donde se realice la obra dentro del predio, su recolecta y disposición final se
llevará a cabo a través de un contratista externo en un sitio autorizado por las
autoridades correspondientes.
• Para los residuos no peligrosos (de tipo urbano) generados por el personal en las
diferentes etapas del proyecto (orgánicos e inorgánicos), se establecerá un sistema de
recolección con la ubicación de un número adecuado de contenedores por tipo residuo,
en diferentes puntos de las áreas del proyecto. Los residuos que no sean factibles de
ser reciclados, serán dispuestos en depósitos o rellenos sanitarios autorizados para tal
efecto.
• Entre los residuos líquidos, se encuentran las aguas amargas las cuales se enviarán a
plantas de tratamiento existentes en la Refinería, cuya descarga general hacia el Río
Lerma, deberá cumplir con la calidad indicada en la normatividad ambiental igente
aplicable.
• Las emisiones a la atmósfera que se prevén en el proyecto provenientes de venteos de
los diferentes tanques separadores, de recirculación y de almacenamiento, las
descargas de relevo o desfogues que se emitirán en condiciones de paros ordenados o
por ensuciamiento de la planta, estarán dirigidas a la red de combustible de la Refinería
y eventualmente al quemador elevado nuevo.
• En relación gas combustible generado durante las pruebas de arranque y durante la
operación normal de las instalaciones, será tratado en las absorbedoras de amina para
reducir su concentración de azufre a 20 ppm en volumen, y posteriormente será
alimentado a la red general de combustible de la Refinería.
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• Otras corrientes gaseosas, como las emitidas en los tanques separadores previos a la
estabilizadora de naftas (DA-3301) y en la absorbedora de gas de purga (DA-3202),
podrán ser recuperadas por su composición en hidrógeno, como H2 de reciclo, el cual
será recirculado al calentador de la columna CDHSD (DA-3201) y a la columna
agotadora de H2S (DA-3203).
• El gas ácido que se generará en Regeneradora de Aminas, será enviado a la planta
recuperadora de azufre, la cual será rehabilitada para mejorar su eficiencia y capacidad
para tratar esta corriente. El azufre elemental recuperado (sólido) tiene un valor
comercial, por lo que la Refinería lo maneja como un subproducto.
Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto.
Anexo II.2.- Video de presentación.
Anexo II.3.- Fotografías del sitio.
Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
CONTENIDO
III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO........................................................................................................................3
III.1. Planes y programas de desarrollo .....................................................................................4 III.1.1. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012..........................................................................4 III.1.2. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2007-2012 ..................12 III.1.3. Plan Estatal de Ordenamiento Territorial ......................................................................12 III.1.4. Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009 ................................................13 III.1.5. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas...............................15
III.2. Marco legal .........................................................................................................................15 III.2.1. Tratados Internacionales...............................................................................................16
III.2.1.1 Protocolo de Kioto....................................................................................................16 III.2.1.2 Acuerdo por el que se propone fortalecer y consolidar la posición de México en
materia de cambio climático.....................................................................................19 III.2.2. Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente....................................20 III.2.3. Ley de Aguas Nacionales..............................................................................................21 III.2.4. Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos ............................22 III.2.5. Ley General de Desarrollo Sustentable Forestal ..........................................................23 III.2.6. Ley para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato .........23 III.2.7. Ley de Aguas para el Estado de Guanajuato................................................................24 III.2.8. Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de Guanajuato 25 III.2.9. Reglamentos .................................................................................................................25 III.2.10. Normas Oficiales Mexicanas.........................................................................................28
III.3. Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos .........................................33
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LISTA DE TABLAS
Tabla III.1. Normas Oficiales Mexicanas ambientales aplicables al Proyecto. ........................... 28 Tabla III.2. Otras Normas adicionales vinculadas con el Proyecto. ............................................ 30
LISTA DE FIGURAS
Figura III.1.-Pirámide Jurídica de Kelsen. ..................................................................................... 4
ANEXOS
Anexo III.1.- Zonificación ecológica de Salamanca. Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN). Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería.
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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, en este Capítulo se identifican y analizan los
diferentes instrumentos de planeación que ordenan la zona donde se ubicará. Lo anterior a fin
de sujetarse a los lineamientos y disposiciones aplicables. De acuerdo con el contenido del
Capítulo 2, el proyecto se encuentra insertado en el marco jurídico de la Industria del Petróleo,
es un proyecto de inversión pública de una Planta de Desulfurización de Gasolina Catalítica
para la producción de Gasolina Ultra Bajo Azufre (proyecto Planta USLG 1), sus servicios
auxiliares e integración a la Refinería en el municipio de Salamanca del estado de Guanajuato.
Las obras y actividades del proyecto se desarrollarán dentro de la Refinería “Ing. Antonio M.
Amor”, la cual está políticamente ubicada en el municipio de Salamanca, del estado de
Guanajuato.
De esta manera, por su ubicación el proyecto Planta ULSG 1 se vincula con Planes de
Ordenamiento Territorial, Programas de Desarrollo Nacional, así como Planes de Desarrollo del
Estado de Guanajuato, entre otros. Por su naturaleza industrial (industria del petróleo) el
proyecto se vincula con la legislación ambiental en materia de impacto y riesgo ambiental,
aprovechamiento de agua, generación y manejo de residuos (peligrosos y no peligrosos),
generación de ruido y emisiones a la atmósfera.
El análisis de los ordenamientos jurídicos nacionales que en materia ambiental se encuentran
vinculados con el proyecto, se presenta conforme a la estructura de Kelsen es decir, ordenados
jerárquicamente. Para la ejecución de los mismos se debe tomar en cuenta el nivel de gobierno
al que corresponden con competencia de los tres niveles del gobierno: Federal, Estatal y
Municipal (Figura III.1).
De igual forma, se revisa la aplicación de las NOM vigentes, en los rubros y las temáticas que
competen a este análisis.
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Figura III.1.-Pirámide Jurídica de Kelsen.
III.1. Planes y programas de desarrollo
La vinculación del proyecto Planta ULSG 1 con los planes de desarrollo es totalmente aplicable
en materia de política económica y medio ambiente. Lo anterior se desprende de lo indicado en
el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012.
III.1.1. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012
El Plan Nacional de Desarrollo (PND) tiene como finalidad establecer los objetivos nacionales,
las estrategias y las prioridades que durante la Administración 2007 a 2012 deberá regir la
acción del gobierno, de tal forma que ésta tenga un rumbo y una dirección clara. Representa el
compromiso que el Gobierno Federal establece con los ciudadanos y que permitirá, por lo tanto,
la rendición de cuentas, que es condición indispensable para un buen gobierno.
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El P ctores:
1. Estado de Derecho y seguridad.
2. Economía competitiva y generadora de empleos.
3. Igualdad de oportunidades.
4. Sustentabilidad ambiental.
subtemas; también tienen
definidos sus objetivos y sus estrategias de acción. Debido a la relevancia de los ejes 2 y 4, a
a de empleos
Objetivo 15.- Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los
mandan los consumidores.
y productividad en los distintos
segmentos de la cadena productiva. Por otro lado, la capacidad de refinación en México se ha
ND está estructurado en cinco ejes re
5. Democracia efectiva y política exterior responsable.
Cada uno de los ejes rectores se divide en diferentes temas y
continuación se transcribe su contenido vinculado con el proyecto.
Eje 2: Economía competitiva y generador
Tema: Infraestructura para el desarrollo
Subtema: 2.11 Energía: electricidad e hidrocarburos
insumos energéticos que de
Sector de hidrocarburos
El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo,
el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos,
minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello
requerirá de medidas que permitan elevar la eficiencia
mantenido prácticamente constante en los últimos 15 años.
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en
petroquímica existe una industria desintegrada, con altos costos de producción y baja
ncia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta
indispensable realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reducir el impacto
introducción de las mejores prácticas de gobierno
corporativo y de mecanismos que permitan un mejor manejo y utilización de los hidrocarburos,
ilibrar la extracción de hidrocarburos y la
incorporación de reservas, a fin de garantizar que las generaciones futuras de mexicanos gocen
y
ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento,
de
infraestructura energética de alta tecnología, así como promover proyectos de investigación y
eciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo mejores condiciones de
competencia en aquellas áreas en las que, por sus características, se incorpore inversión
complementaria.
Las importaciones de gasolina han crecido significativamente y en 2006 casi cuatro de cada
diez litros consumidos en el país fueron suministrados por el exterior. Por su parte,
competitividad, lo que genera montos insuficientes de inversión e importaciones crecientes.
Finalmente, Petróleos Mexicanos tiene áreas de oportunidad en materia de organización que le
permitirían operar con mayor eficie
ambiental de la actividad petrolera.
En este sentido, es necesario fomentar la
con seguridad y responsabilidad ambiental.
ESTRATEGIA 15.1 Fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la
administración óptima de los recursos, procurando equ
de los beneficios de la riqueza del subsuelo nacional.
ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización
suministro, transporte y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas.
ESTRATEGIA 15.3 Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos
desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones a los retos que enfrenta el sector.
ESTRATEGIA 15.4 Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento de desarrollo
del sector, fortal
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ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad
y de mitigación del impacto ambiental.
ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos
pesados.
En este sentido, con el proyecto de la Planta ULSG 1, PEMEX manifiesta su compromiso de
invertir en sus procesos productivos para aumentar su competitividad que permitan un mejor
manejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y responsabilidad ambiental.
Eje 4. Sustentabilidad ambiental
La sustentabilidad ambiental se refiere a la administración eficiente y racional de los recursos
naturales, de manera tal que sea posible mejorar el bienestar de la población actual sin
comprometer la calidad de vida de las generaciones futuras.
Es momento de convertir la sustentabilidad ambiental en un eje transversal de las políticas
públicas. México está aún a tiempo de poner en práctica las medidas necesarias para que todos
los proyectos, particularmente los de infraestructura y los del sector productivo, sean
compatibles con la protección del ambiente.
Tema: Protección del medio Ambiente Subtema: Cambio Climático
El uso de combustibles fósiles y tecnologías industriales atrasadas, el cambio de uso del suelo y
la destrucción de millones de hectáreas forestales están provocando un aumento en la
concentración de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la atmósfera.
En el contexto del actual modelo global de desarrollo, se han propiciado mejoras en algunos
países y regiones; sin embargo el medio y los recursos naturales continúan deteriorándose a
una velocidad alarmante. El cambio climático, la reducción de la capa de ozono, la lluvia ácida,
el incremento de los residuos municipales e industriales, la contaminación del suelo y el agua
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
con contaminantes como metales pesados, desechos tóxicos, entre otros. La pérdida de
recursos forestales, la desertificación, la sobreexplotación de los recursos hídricos y la pérdida
de la biodiversidad son algunas de sus consecuencias.
Para que el país implante el sistema de desarrollo enfocado en la sustentabilidad ambiental, es
indispensable que los sectores productivos y la población adopten modalidades de producción y
consumo que aprovechen con responsabilidad los recursos naturales.
Objetivo 10.- Reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Como signatario del Protocolo de Kioto, México ha aprovechado, aunque aún de manera
incipiente, el potencial para generar proyectos bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio. Al
respecto, se están desarrollando actividades estratégicas para instrumentar este tipo de
proyectos, tales como el aprovechamiento de metano en rellenos sanitarios, plantas de
tratamiento de aguas residuales, granjas agropecuarias, minas de carbón y en instalaciones
petroleras, o la generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables (eólica, biomasa,
hidráulica, solar).
ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de emisiones
vehiculares.
Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer incentivos
económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la renovación de la flota
vehicular, así como utilizar las compras del gobierno para impulsar ese mercado. Se deberán
establecer normas y estándares que obliguen a incrementar la eficiencia de los nuevos
vehículos y limitar así las emisiones de dióxido de Carbono (CO2). Se necesitan establecer en
todo el país programas periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así
como sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.
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ESTRATEGIA 10.4 Fomentar la recuperación de energía a partir de residuos.
Se apoyarán proyectos de investigación aplicada enfocados al desarrollo de tecnologías de
recuperación de energía a partir de residuos, de manera que se aproveche el potencial de los
desechos generados por diversas actividades.
OBJETIVO 11.- Impulsar medidas de adaptación a los efectos del cambio climático
Para enfrentar los efectos del cambio climático será necesario desarrollar capacidades
preventivas y de respuesta ante los impactos adversos previsibles. Éstas incluyen la generación
de información y conocimiento sobre la vulnerabilidad de distintas regiones y sectores del país,
así como de los impactos potenciales, el desarrollo de estrategias específicas y el trabajo
coordinado de las distintas instancias del gobierno y la sociedad.
ESTRATEGIA 11.1 Promover la inclusión de los aspectos de adaptación al cambio climático en
la planeación y quehacer de los distintos sectores de la sociedad.
De no iniciarse un proceso de adaptación, la vulnerabilidad ante el cambio climático puede ir en
aumento, por lo que resulta prioritario crear una cultura preventiva para los proyectos
económicos y de desarrollo. Diseñar y desarrollar capacidades nacionales de adaptación es un
elemento indispensable y urgente en la planeación del desarrollo. Para ello se promoverá la
consideración de los riesgos asociados con el cambio climático en las iniciativas de desarrollo
socioeconómico. Esto requerirá la integración y coordinación de disciplinas, instituciones y
grupos expertos los cuales deberán considerar aspectos tales como los efectos del cambio
climático sobre la seguridad alimentaria, las condiciones de pobreza y desigualdad social, así
como otros factores que pueden condicionar la capacidad de adaptación.
La evaluación de los impactos, la vulnerabilidad y las posibilidades de adaptación al cambio
climático de los distintos sectores, deberán integrarse y adecuarse considerando las
características de los distintos ámbitos geográficos regionales o subregionales de México, con
el objeto de orientar las estrategias de uso, planificación y gestión del territorio.
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En este sentido, se buscará preservar y fortalecer las funciones de amortiguamiento que existen
en las cuencas hidrológicas y ecosistemas costeros, restaurar cuerpos de agua que permitan
mantener las capacidades de almacenamiento de agua, fortalecer al Servicio Meteorológico
Nacional, los sistemas de vigilancia epidemiológica y al Sistema Nacional de Protección Civil,
desarrollar estrategias de conservación de suelos, entre otras acciones.
ESTRATEGIA 11.2 Desarrollar escenarios climáticos regionales de México.
Para disponer de información precisa sobre los impactos del cambio climático en nuestro
territorio, se requiere sistematizar la información climática, geofísica y oceánica y desarrollar
nuevos estudios de clima a escalas nacional y regional. También hace falta mayor y mejor
información científica sobre el comportamiento de los ecosistemas ante el cambio climático. Es
imperativo el uso de información climática en la planeación y en la toma de decisiones sobre
acciones preventivas o de emergencia ante un evento extremo, ya que esta información no es
sólo útil para prevenir efectos desfavorables, sino también para el aprovechamiento de ciertos
eventos favorables.
ESTRATEGIA 11.3 Evaluar los impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio climático en
diferentes sectores socioeconómicos y sistemas ecológicos.
La vulnerabilidad ante la variabilidad climática y a los efectos del cambio climático tiene que ver
con factores como el crecimiento poblacional, la pobreza, las condiciones de salud pública, las
características de los asentamientos humanos, la existencia y condiciones de la infraestructura
disponible y el deterioro ambiental.
Una de las tareas fundamentales en el desarrollo de capacidades de adaptación ante el cambio
climático, es la generación de conocimiento científico estratégico para la toma de decisiones.
Por ello, es de suma importancia generar información científica junto con los estados y
municipios vulnerables, enfocada al diseño de mecanismos de monitoreo de la vulnerabilidad de
los diversos sectores y regiones ante el fenómeno, así como desarrollar estudios sobre la
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definición de umbrales de sensibilidad de los sistemas socioambientales y la identificación de
oportunidades que los cambios esperados pueden ofrecer.
ESTRATEGIA 11.4 Promover la difusión de información sobre los impactos, vulnerabilidad y
medidas de adaptación al cambio climático.
La educación y la sensibilización de la sociedad desempeñan un papel muy importante en la
reducción de los riesgos que supone el cambio climático, particularmente en aquellos sectores
de la población que son más vulnerables a sus efectos. Para ello se requiere desarrollar
recursos educativos destinados a una amplia gama de usuarios, así como proporcionar
capacitación a diversos actores sociales, a fin de que puedan enfrentar los efectos del
calentamiento global.
Otro aspecto a considerar es la evaluación de los impactos, la vulnerabilidad y las posibilidades
de adaptación al cambio climático de los distintos sectores que deberán integrarse y adecuarse
considerando las características de los distintos ámbitos geográficos regionales o subregionales
de México, con el objeto de orientar las estrategias de uso, planificación y gestión del territorio.
Es importante subrayar que la infraestructura energética permite la creación de oportunidades
de desarrollo sustentable de México, la productividad y la eficiencia. El proyecto de la Planta
ULSG 1, para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, es una respuesta operativa
nacional al compromiso de México por promover un crecimiento sustentable, con su
construcción se reducirá significativamente las emisiones de azufre a la atmósfera por
combustión.
Considerando la importancia del sector petrolero en el desarrollo de la economía nacional, el
proyecto Planta ULSG 1 es consistente con la política económica marcada en el PND 2007-
2012, como una inversión emprendedora para la optimización de procesos productivos y
obtener gasolinas de Ultra Bajo Azufre.
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III.1.2. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2007-2012
Este programa tiene como principal marco de referencia la sustentabilidad ambiental, que es
uno de los cinco ejes del PND 2007-2012. Como elemento central del desarrollo, la
sustentabilidad ambiental (Eje 4 PND) es indispensable para mejorar y ampliar las capacidades
y oportunidades humanas actuales y venideras, forma parte integral de la visión de futuro para
nuestro país, además contempla la creación de una cultura de respeto y conservación del
medio ambiente.
En el Marco de la Sustentabilidad Ambiental destacan entre sus objetivos la consolidación del
marco regulatorio y aplicación de políticas para la Prevención y Control de la Contaminación,
reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsar medidas de adaptación a
los efectos del cambio climático. También se destacan entre sus líneas de acción, la promoción
y el desarrollo de proyectos del MDL.
Considerando lo anterior el proyecto Planta ULSG 1, se apega a dichas políticas mediante el
empleo de nueva infraestructura, que permitirá la reducción de compuestos azufrados
contaminantes en las gasolinas que se usan actualmente en los procesos de combustión de
fuentes fijas y unidades de transporte en el país. Lo relativo a proyectos MDL, es analizado en
la sección III.2.1.1 (Protocolo de Kioto) de este Capítulo.
III.1.3. Plan Estatal de Ordenamiento Territorial
El Plan Estatal de Ordenamiento Territorial (PEOT) es un instrumento estratégico de planeación
intersectorial que promueve la adecuada distribución de la población y sus actividades en el
territorio, la distribución equilibrada de los proyectos de inversión, la organización funcional del
territorio y la promoción de actividades productivas, siempre respetando las condiciones
económicas, sociales y naturales del Estado de Guanajuato, coadyuvando así a mejorar la
calidad de vida de sus habitantes.
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El PEOT ayuda a definir políticas públicas, claras y compartidas en materia de ordenamiento
territorial, apoyando con esto la gestión y coordinación de esfuerzos, con el gobierno federal,
otras entidades federativas y municipios.
Este plan en sus políticas y directrices de ordenamiento territorial sitúa al Municipio de
Salamanca en zonas destinadas a los aprovechamientos siguientes:
Aprovechamiento A.- áreas con limitaciones agrícolas debido al tipo de suelo y clima, pero
donde los forrajes tolerantes pueden sostener un número limitado de cabezas de ganado, por lo
que se debe de brindar apoyo a los pequeños productores, buscando su inclusión en la
sociedad con el fin de facilitar la transferencia de tecnología y obtención de financiamiento.
Aprovechamiento G.- zonas para agricultura de riego moderado, industria y uso urbano, la
cual caracteriza las áreas con agua suficiente para usos urbanos, industriales y agrícolas,
limitada por la poca profundidad del suelo, este es bajo en nutrimentos y captación de agua. Por
lo que al introducir programas de financiamiento se debe considerar que estos permitan un uso
más eficiente del agua.
III.1.4. Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009
El Plan de Gobierno Municipal (PGM) constituye un documento de planeación estratégica para
el desarrollo del municipio de Salamanca, contienen los programas a implementar en la actual
administración, así como las metas, responsables e indicadores de seguimiento y evaluación.
Los ejes base del PGM son el desarrollo:
1. Ambiental
2. Económico
3. Social
4. Humano
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Se destaca el desarrollo ambiental debido a que sus objetivos están encaminados a revertir el
daño de los recursos naturales y a cuidar que las actividades económicas tengan un impacto
nulo en éste.
En el ámbito económico, el municipio en coordinación con el poder Ejecutivo Federal y Estatal
están enfocados a generar riqueza para garantizar un ingreso a las familias que integran la
comunidad, desarrollando actividades económicas orientadas al mercado y con potencial de
desarrollo en la localidad de Salamanca.
El PGM se enmarca en el ámbito económico geofísico donde se pone particular atención a la
contaminación del aire, suelo y agua. Entre las áreas de oportunidad están los proyectos de
expansión de PEMEX y CFE, teniendo como objetivos la creación y difusión de programas
tripartitos (Municipio, organizaciones formales y ciudadanos) en la mejora de la imagen de la
ciudad.
En el desarrollo municipal se plantea como estrategia, impulsar de manera integral la
sustentabilidad y el equilibrio en el desarrollo.
Lo anterior teniendo en cuenta que los programas son conducidos a la reducción de las
emisiones contaminantes, revertir las perdidas del suelo, aumentar la cobertura vegetal y
mejorar el manejo de desechos sólidos.
A continuación se mencionan los programas para el desarrollo geofísico contemplados para
alcanzar los objetivos del ámbito antes referido.
• Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental y Expedición de Licencias Ambientales de
Funcionamiento.
• Conciencia Ambiental.
• Regulación y Ordenamiento Ambiental de Giros Municipales.
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III.1.5. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas
En Materia de Áreas Naturales Protegidas, de acuerdo con la Comisión Nacional de Áreas
Naturales Protegidas y al Plan de Ordenamiento Territorial de Salamanca, el sitio del proyecto
Planta ULSG 1 no se encuentra en predios colindantes o dentro de áreas naturales protegidas
por la Federación o el Estado de Guanajuato, por lo que no existe vinculación directa del
proyecto en esta materia.
Adicionalmente, es importante mencionar que de acuerdo con lo indicado en el Plan Municipal
de Ordenamiento Territorial de Salamanca, en este mismo municipio existen tres áreas sujetas
a protección ecológica: 1) Área de Uso Sustentable “La Cuenca Alta del Río Temascatío”,
localizada a 20 km de Salamanca; 2) el Parque Ecológico “Las Fuentes”, ubicado en Cerro
Gordo, aproximadamente a 5 km de la Refinería y 3) de Preservación Ecológica Intensiva
(PEIA) de las áreas agrícolas de alta productividad, pero están localizadas en la zona centro del
municipio, a una distancia de 2 km de la Refinería, por lo que dichas áreas de protección
ecológica no se verían afectadas por el proyecto, ver Anexo III.1. Zonificación Ecológica de
Salamanca.
III.2. Marco legal
El análisis del marco jurídico ambiental vinculado al proyecto Planta ULSG 1, inicia con el
análisis de las bases establecidas en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
que otorgan protección al medio ambiente en su conjunto; entonces partiendo de la premisa de
la “Supremacía de la Constitución”, se identificaron las bases constitucionales que enmarcan la
viabilidad jurídico - administrativa del proyecto Planta ULSG 1.
La primera de estas bases - según el orden en el que aparecen mencionados en la
Constitución, no así en el orden cronológico en el que fueron incorporadas al texto
Constitucional - son las disposiciones respecto del derecho irrestricto de los mexicanos del
derecho a un medio ambiente adecuado, contenido en el artículo 4º del texto de nuestra Carta
Magna; asimismo, las bases relativas al cuidado del medio ambiente con motivo de la
regulación del uso de los recursos productivos por los sectores social y privado contenidos en el
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artículo 25 Constitucional y aquellas relativas a la conservación, preservación y restauración de
los recursos naturales, contenidas en el artículo 27 Constitucional.
En el Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos se dicta el
derecho para “…regular, en beneficio social, el aprovechamiento de los elementos naturales
susceptibles de apropiación, con objeto de hacer una distribución equitativa de la riqueza
publica, cuidar de su conservación, lograr el desarrollo equilibrado del país y el mejoramiento de
las condiciones de vida de la población rural y urbana…”. El proyecto Planta ULSG 1 se vincula
compatible con este artículo de la Constitución por ser relativo al aprovechamiento del petróleo
como recurso natural y para la producción de gasolinas más limpias que las que se utilizan
actualmente, específicamente con menor concentración (reducción de aproximadamente el 95
% de la concentración actual), con lo cual se contribuirá a mejorar la calidad del aire y las
condiciones de la vida de la población rural y urbana.
III.2.1. Tratados Internacionales
En esta materia, debido a que el proyecto está directamente enmarcado con la reducción de
contaminantes a la atmósfera, se realizó el análisis de los instrumentos jurídicos internacionales
relativos al cambio climático, los cuales a los incluyen GEI. Es importante desatacar que H2S,
SOx no están considerados como gases de efecto invernadero por lo que no se podría esperar
que el proyecto pueda optar por la búsqueda de un beneficio económico por la realización del
proyecto.
III.2.1.1 Protocolo de Kioto
La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), creó el
Protocolo de Kioto (PK), el cual es un instrumento internacional que regula la reducción de
emisión de GEI, como son el bióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O),
además de gases industriales fluorados como hidrofluorocarbonos (HFCs), perfluorocarbonos
(PFCs) y el hexafluoruro de azufre (SF6) y propone niveles máximos permisibles per cápita
necesarios para la protección efectiva del sistema climático planetario.
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En ese orden de ideas, el PK busca:
1. Formular programas nacionales y regionales para mejorar la calidad de los factores de
emisión.
2. Aplicar y difundir tecnologías.
3. Cooperar en el plano internacional en la elaboración y la ejecución de programas de
educación y capacitación.
4. Proporcionar recursos financieros para cubrir la totalidad de los gastos convenidos que
tengan los países en desarrollo, al llevar adelante el cumplimiento de los compromisos
del PK.
Los mecanismos que el PK prevé para su debida implementación son esencialmente tres:
• Mecanismo de implementación conjunta.
• Mecanismo de desarrollo limpio.
• Transacción de emisiones.
Adicionalmente, el PK prevé reglas de cumplimiento, establece penalidades para los países que
no cumplan los compromisos e incorpora un sistema de intercambio de permisos, el cual facilita
a los países más contaminantes la compra de permisos de emisión a los países menos
contaminantes o a invertir en tecnologías limpias (Naciones Unidas, 1998
FCCC/INFORMAL/83).
A través del PK se intercambia y comparte información sobre los GEI y las políticas nacionales
en la materia; se preparan estrategias nacionales encaminadas a la reducción de la generación
de dichos gases y se considera el apoyo financiero y tecnológico de los países en vías de
desarrollo; y cooperan en la elaboración de métodos para mitigar las consecuencias de los GEI.
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Mecanismo de Desarrollo Limpio
MDL es un procedimiento internacional que está relacionado con el PK, y proporciona a los
países que tienen por obligación reducir sus emisiones de GEI, la oportunidad de realizar estas
reducciones en países en desarrollo (incluido México). El mecanismo está definido en el artículo
12 del PK y tiene dos objetivos principales: ayudar a los países en desarrollo para obtener un
desarrollo sustentable mediante la implementación en su territorio de proyectos de reducción de
emisiones, que permitan obtener Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE´s) y, por otro
lado, ayudar a los países desarrollados en el cumplimiento de sus compromisos de
cuantificación de límites de reducción de emisiones.
Lo que se pretende en la reducción de emisiones de GEI, es que se puedan comercializar las
reducciones comprobables para así obtener recursos económicos que ayuden a promover
proyectos encaminados a distribuir los fenómenos ocasionados por el cambio climático,
llamados proyectos MDL.
Con base en las características del proceso de la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica
(Planta ULSG 1), no puede ser implantado como proyecto MDL dado que el alcance propuesto
hasta el momento se limita a la reducción de azufre en la gasolina. Lo anterior se debe a que
las formas gaseosas del azufre en el proceso, no están considerados como GEI. Por otro lado
la generación y emisión de forma directa de GEI tales como CO, CO2 y NOX, provenientes de
los sistemas de calentamiento se verá minimizada, sin embargo, no se cuenta con los
porcentajes de reducción necesarios para acceder a los fondos MDL. Además, como se
describe en el Capítulo II, el diseño y la tecnología que se utilizará, garantiza la optimización de
la eficiencia energética y la minimización de emisiones contaminantes.
De manera indirecta, con la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, el proyecto de la
Planta ULSG 1 contribuirá a mejorar la eficiencia de los catalizadores en los sistemas de
combustión interna de fuentes fijas y móviles, con lo que se obtendrá una reducción en la
emisión de GEI, tales como CO, CO2 y NOx. Sin embargo, hasta el momento no se dispone de
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los datos y análisis suficientes, que permitan evaluar o cuantificar los porcentajes de reducción
en las emisiones.
Como comentario adicional al tema, puede mencionarse que la Refinería “Ing. Antonio M.
Amor”, tiene una propuesta de proyecto MDL, cuyo objetivo principal es modernizar un
economizador de la caldera CB-9 para aprovechar la energía del CO producido por la planta
Catalítica FCC, disminuyendo así las emisiones producidas por la quema de combustible; lo que
representa alrededor del 20% del ahorro de combustible. Este proyecto MDL ya está
documentado formalmente en el formato oficial “Project Idea Note” (PIN), ver Anexo III.2.
Esto demuestra que en la Refinería se tienen oportunidades de reducción de emisiones GEI,
pero deben ser estudiadas con mayor profundidad a fin de obtener el beneficio económico que
el MDL promueve.
III.2.1.2 Acuerdo por el que se propone fortalecer y consolidar la posición de México en materia de cambio climático
Este Acuerdo es emitido el 10-10-2006 durante el primer período ordinario de la Cámara de
Senadores de nuestro país. Reiterándose que el incremento de los gases de invernadero en
adición con la pérdida de biodiversidad y degradación de ecosistemas y sus servicios
ambientales, como el problema ambiental de mayor trascendencia en el siglo XXI y uno de los
mayores desafíos globales que enfrenta la humanidad.
Por lo anterior México apoya sin reservas los instrumentos jurídicos tales como: la CMNUCC y
el PK, para enfrentar el problema del cambio climático y reitera la importancia de emprender
una transformación del modelo de desarrollo con tecnologías más limpias.
Teniendo como puntos de Acuerdo relevantes lo siguiente:
1. Exhortación a la Comisión del Medio Ambiente a urgir con sus trabajos legislativos para
aprobar las iniciativas relacionadas con la reducción de emisiones de GEI a la atmósfera
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y fomentar la propuesta de nuevas iniciativas relacionadas a la instrumentación de
acciones de mitigación y adaptación al cambio climático.
2. Exhortación a la autoridad correspondiente (Cámara de Diputados del Congreso de la
Unión) para que, en el ámbito de su competencia constitucional y en el marco del
análisis y aprobación del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio
Fiscal de 2007, establezca los recursos necesarios destinados a apoyar las diversas
áreas para el manejo del cambio climático dentro de la estructura de las dependencias
de la Administración Pública Federal relacionadas al tema.
3. Se exhorta a la autoridad Federal a que apruebe una partida presupuestal que ayude a
la elaboración e implementación de proyectos para aprovechar el MDL vigente y así
México pueda acceder con mayor rapidez al mercado de los bonos verdes.
III.2.2. Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente
La Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente (LGEEPA) es reglamentaria
de las disposiciones constitucionales en lo relativo a la preservación y restauración del equilibrio
ecológico, así como a la protección del ambiente en el territorio nacional y en las zonas sobre
las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción. Sus disposiciones son de orden público e
interés social y tienen por objeto propiciar el desarrollo sustentable.
En esta Ley se establecen las bases de regulación y observancia de todos los aspectos
ambientales. De esta manera, la LGEEPA se vincula con todos los componentes ambientales
del proyecto Planta ULSG 1:
• La evaluación de impacto y riesgo ambiental, conforme los artículos 28, 29 y 30, 34,
35, 35 BIS 1, y los establecidos en el Reglamento de ésta Ley en Materia de Impacto
Ambiental. Por lo que se elabora el presente Estudio de Impacto Ambiental y Estudio de
Riesgo para su evaluación y la obtención de la autorización correspondiente.
• El aprovechamiento del agua superficial del proyecto, está vinculado con el artículo
129 de esta Ley; en relación con las Concesiones y Títulos con que cuenta la Refinería
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para el aprovechamiento de agua, mediante pozos de extracción y los respectivos
volúmenes autorizados por la Comisión Nacional del Agua (CNA).
• La generación, responsabilidad del manejo y disposición final de los residuos está
regulada por esta Ley conforme los artículos 136, 140 y 151. El proyecto incluye el
cumplimiento de la normatividad aplicable y consistentemente con sus políticas
ambientales, a través de sus prácticas de operación, manejo, almacenamiento,
tratamiento, transporte y disposición final de residuos.
• En relación con la emisión de ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica, olores y contaminación visual, en el artículo 155 y 156 se establecen las prohibiciones y las
competencias en la metodología y tecnología para el control. El proyecto Planta ULSG 1
mantendrá vigilancia de la emisión controlada de ruido con la operación de maquinaria
en la etapa de construcción en horarios permitidos, la instalación y operación de equipo
de alta tecnología y mínima emisión de ruido en proceso; asimismo, realizará monitoreo
periódico como acción de vigilancia y control.
• Emisiones a la atmósfera. En materia de emisiones a la atmósfera el artículo 111,
establece lo relativo al control, reducción o evitar la contaminación del aire por lo que el
proyecto se encuentra sujeto a los programas que las autoridades formulen para la
calidad del aire, como son NOM, programas de verificación vehicular, y reportes de
emisiones. Asimismo el artículo 111 - Bis menciona que para la operación y
funcionamiento de fuentes fijas de jurisdicción federal que emitan o puedan emitir olores,
gases o partículas sólidas o líquidas a la atmósfera, se requerirá autorización de la
SEMARNAT, para lo cual la Refinería deberá obtener la actualización de su Licencia
Ambiental Única.
III.2.3. Ley de Aguas Nacionales
Con base en lo indicado en el Artículo 82 de la Ley de Aguas Nacionales (LAN), el uso o
aprovechamiento de las aguas nacionales en actividades industriales puede realizarse
previamente otorgada la Concesión por la autoridad competente, y en sus artículos 20 y 118,
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
esta Ley establece las atribuciones de la CNA y los Organismos de cuenca (autoridad del
agua), para otorgar concesiones de aprovechamiento y uso de las aguas nacionales. Asimismo,
en el artículo 21 y 21 BIS se establecen los requisitos para la solicitud de concesiones y en el
artículo 23 se describen las características y condiciones que se establecen en las concesiones
que la otorga la autoridad del agua.
En cumplimiento con las obligaciones aplicables al proyecto que se mencionan en la LAN, la
Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, cumple porque cuenta con los Títulos de Concesión para el
aprovechamiento de agua subterránea de los pozos de aprovechamiento conforme con el
volumen total autorizado aproximado de 2,671. 2 T/h. El consumo promedio actual de la
Refinería es del orden de 1,956.7 T/h, cumpliendo así con lo estipulado en el artículo 80 de la
LAN.
Dado que en promedio el consumo total de agua de la Refinería, proyectado con la operación
de la Planta ULSG 1, es de 1,974.2 T/h, no se rebasa el volumen autorizado que es de
23,399,784 m3/año, se prevé que no será necesario solicitar autorización nueva o cambio para
extracción adicional de agua de pozos.
Conforme lo establece el INEGI en la Carta de aguas subterráneas, el sitio del proyecto de la
Planta ULSG 1 se ubica en zona de veda para uso de aguas subterráneas, por lo que deberá
tenerse en cuenta que la Refinería se mantenga en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo
42 de la LAN y los ordenamientos estatales en la materia que establece entre los derechos y
obligaciones del usuario para mantener la concesión de pozos, su Programa de Manejo y Uso
de Agua y pagos de derechos correspondientes.
III.2.4. Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos
La Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR) está vinculada
con las actividades del proyecto en sus diferentes etapas: 1) preparación del terreno; 2)
construcción; 3) operación y mantenimiento y 4) abandono del sitio. Esta Ley define y clasifica a
los residuos en diferentes tipos con base en la actividad o procesos que son fuente de
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generación, los volúmenes generados, características físicas y químicas, y la factibilidad de su
reuso o reciclaje. Asimismo, esta Ley establece las políticas generales del manejo de residuos
peligrosos, de manejo especial, incompatibles y sólidos urbanos.
La LGPGIR clasifica a los generadores de residuos en función de la cantidad de generación
anual de residuos peligrosos. PEMEX está como un gran generador, por lo que se debe cumplir
con el requerimiento especificó de elaborar y aplicar una Planta de Manejo de Residuos, el cual
debe ser aprobado por la SEMARNAT. El proyecto de la ULSG 1, se agregará a los
lineamientos de manejo de disposición de residuos establecidos por la Refinería en su Plan de
Manejo de Residuos.
En los artículos 7 al 14 Capítulo Segundo de esta ley, se establecen las facultades de los tres
niveles de gobierno para su aplicación, por lo que el proyecto Planta ULSG 1 incluye la
comunicación directa y vinculada con las autoridades competentes en la SEMARNAT, el
Gobierno del Estado de Guanajuato y el Municipio de Salamanca.
III.2.5. Ley General de Desarrollo Sustentable Forestal
Debido a la naturaleza y ubicación del proyecto, el cual no tiene relación con el manejo de
recursos forestales y las instalaciones propuestas se ubican dentro de la Refinería “Ing. Antonio
M. Amor”, que es una zona de uso de suelo industrial según la autorización cuya copia se
presenta en el Anexo III.3, no hay vinculación, ni aplicación de la Ley General de Desarrollo
Sustentable Forestal.
III.2.6. Ley para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato
En su artículos 108, se establece que mediante la colaboración del ejecutivo del estado, a
través del Instituto de Ecología del Estado y con la colaboración de los Ayuntamientos, integrará
un registro de fuentes, emisiones y transferencia de contaminantes al aire, agua, suelo y
subsuelo, materiales y residuos de su competencia, así como de aquellas sustancias que
determinen las disposiciones jurídicas aplicables.
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En los artículos 120, 127 y 138, se determinan los criterios para prevenir y controlar la
contaminación en los elementos ambientales del agua, suelo y subsuelo, materiales y residuos
de su competencia.
La competencia de los estados en materia ambiental, para proyectos de la Industria del
Petróleo, se enfoca a la regulación y vigilancia del manejo de residuos no peligrosos. Es
responsabilidad del estado el desarrollar la infraestructura y lineamientos para la recolección,
reuso, almacenamiento y disposición final de los residuos no peligrosos. De esta manera, el
proyecto Planta ULSG 1, cumplirá con la obtención de los registros y permisos aplicables, así
como el manejo adecuado de los residuos no peligrosos que se generen en las diferentes
etapas y actividades del proyecto.
Asimismo, el gobierno estatal es competente para la vigilancia del cumplimiento de la
normatividad ambiental, condicionantes de permisos o autorizaciones federales y estatales, y en
general el de la regulación federal, incluyendo algunas sanciones complementarias a las que
pueda imponer la Federación en caso de incumplimiento legal ambiental. Por lo tanto, el
cumplimiento de las condicionantes indicadas en permisos y autorizaciones del proyecto Planta
ULSG 1, estarán debidamente documentados, para acreditar lo necesario a las autoridades en
inspecciones o visitas al sitio.
III.2.7. Ley de Aguas para el Estado de Guanajuato
En los artículos 51, 52, 53 y 54 de esta Ley, relativos a los Derechos y Obligaciones de los
Usuarios se establece el pago del servicio público con base a las tarifas fijadas en los términos
de esta Ley y a las responsabilidades de los usuarios por el adeudo y trasferencias de
inmuebles, así como la exigencia de la prestación del servicio, información de fechas de
suspensión, denuncia de incumplimiento en el suministro.
En el artículo 73 se establece que los usuarios deberán de contar con permiso de la Comisión
del Estado para descargar aguas residuales en forma permanente o intermitente en cuerpos
receptores, previo estudio de impacto ambiental. Los artículos 74 y 75 establecen que la
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autoridad tendrá la facultad de clausurar las descargas de aguas residuales bajo los criterios
mencionados en estos artículos, en caso de no contar con los permisos o infringir las
condiciones autorizadas. Ver copia de la autorización vigente de la Refinería en el Anexo III.3.
El proyecto de la Planta ULSG 1 considera que sus descargas de aguas residuales se
integrarán a la red de drenajes separados que existe actualmente en la Refinería, de tal forma
que recibirá el tratamiento correspondiente para su aprovechamiento como agua reciclada y su
descarga al Río Lerma con la calidad que cumpla con la Norma Oficial Mexicana (NOM) NOM-
002-SEMARNAT-1996.
III.2.8. Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de Guanajuato
El artículo 35 de la Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de
Guanajuato (LGIR de Guanajuato) establece que los residuos sólidos urbanos (RSU) y de
manejo especial que sean generados en el estado, deberán ser manejados conforme a lo
dispuesto en la presente ley y demás disposiciones que resulten aplicables.
Los generadores de RSU y de manejo especial tienen la obligación de separar, reducir,
fomentar su reutilización y cumplir con las disposiciones específicas, criterios, normas y
recomendaciones técnicas aplicables al manejo integral de los RSU y de manejo especial.
En cuanto a la generación de residuos considerados de tipo urbano y manejo especial en el
ámbito estatal y municipal, el proyecto se apegara a los requerimientos aplicables.
III.2.9. Reglamentos
a) El Reglamento de la LGEEPA en materia de Impacto Ambiental, se vincula directamente
con el proyecto Planta ULSG 1 para todo el proceso de evaluación del impacto ambiental,
por ser éste un proyecto de la industria del petróleo conforme lo indica el artículo 5, inciso e).
Este proyecto cumplirá con el proceso de evaluación ambiental a nivel federal conforme los
artículos 9, 12, 17, 22 y 28 de este Reglamento, en los que se establece la modalidad de la
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Manifestación de Impacto Ambiental a presentar información del proyecto, los requisitos de
la Manifestación de Impacto Ambiental y el Estudio de Riesgo por tratarse de una actividad
altamente riesgosa, la presentación de información adicional requerida por la autoridad (en
su caso) y la presentación de información necesaria en caso de que el proyecto se
modifique respecto a la descripción inicial.
Asimismo, se vinculan los artículos relacionados con las características y condicionantes de
la Resolución que emita la autoridad, según artículos 45, 47, 48, 49 y 50, que indican los
términos para la autorización o condicionamiento del proyecto, el cumplimiento de las
disposiciones legales aplicables y el plazo de vigencia para la realización de las actividades
del proyecto. Lo indicado aplicable para el proyecto, debidamente cumplidos por el
promovente.
Finalmente, también se vinculan las condiciones de inspección, medidas correctivas o de
urgente aplicación en caso de afectación al medio ambiente, así como medidas de
seguridad y sanciones aplicables por parte de la autoridad competente, según lo establecido
en los artículos 57, 58 y 59 de este Reglamento.
b) El Reglamento de la LGPGIR en sus artículos 43, 45, 46 y 47 se mencionan las
obligaciones sobre la generación, el manejo, la disposición, el registro como generadores y
reciclaje de residuos peligrosos. El proyecto Planta ULSG 1 cumplirá con este requisito, así
como con las obligaciones del generador entre las que se incluye la documentación
controlada de la generación de residuos peligrosos y cantidades en bitácoras, condiciones
de envasado, etiquetado, clasificado, almacenamiento temporal, transporte, disposición final,
manifiestos e informes a la SEMARNAT. El proyecto Planta ULSG 1, establece el
cumplimiento de los requisitos de este Reglamento en relación a la separación y
clasificación de los residuos, las prácticas para su almacenamiento, transporte y disposición.
c) El Reglamento para la protección del ambiente contra la contaminación originada por la emisión del ruido es de observancia general en todo el Territorio Nacional y tiene por
objeto proveer, en la esfera administrativa, al cumplimiento de la Ley Federal de Protección
al Ambiente, en lo que se refiere a emisión contaminante de ruido, proveniente de fuentes
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artificiales. El proyecto Planta ULSG 1 cumplirá con este requisito así como con las
obligaciones de las empresas contratistas que generen ruido conforme con los artículos 6, 8
y 11 de este Reglamento, en donde se define lo que es una fuente de ruido fija, y los
compromisos de los generadores de ruido con las autoridades federales y finalmente. El
nivel de emisión de ruido máximo permisible en fuentes fijas es de 68 dB (A) de las seis a
las veintidós horas, y de 65 dB de las veintidós a las seis horas. Los niveles de emisión de
ruido deben medirse en forma continua o semicontinua en las colindancias del predio,
durante un lapso no menor de quince minutos, conforme a las normas correspondientes.
d) El Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales, está vinculado consistentemente al
proyecto Planta ULSG 1 de la misma manera como se vincula la LAN, en lo relacionado con
las concesiones para la explotación del agua subterránea, en virtud de tener un volumen de
extracción autorizado. Ver autorización vigente con la que cuenta la Refinería, en el Anexo
III.2.
e) Reglamento de la Ley Para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. El artículo 7 establece las atribuciones que le corresponden al H. Ayuntamiento se establece
la formulación y condición de la política y de los criterios ecológicos en congruencia con los
que en su caso hubiera formulado la Federación y el Estado, asimismo indica que el Estado
de Guanajuato se mantendrá actualizado en coordinación con dichos poderes mantener el
inventario actualizado de las fuentes fijas y se encargará de la preservación y control de
emergencias y contingencias ambientales, cuando la magnitud o la gravedad de los
desequilibrios ecológicos o daños al ambiente no rebasen el territorio Municipal o no hagan
necesaria la participación del Gobierno del Estado o de la Federación.
Es claro que el proyecto de la Planta ULSG 1 se sujetará a los programas de calidad del aire
y contingencias que el estado y el municipio establezcan en la materia, para proporcionar
oportunamente la información necesaria que contribuya a mantener actualizado el inventario
de fuentes fijas del Gobierno Estatal y sobre todo mantendrá actualizado su Programa de
Prevención de Accidentes y Respuesta a Emergencias.
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III.2.10. Normas Oficiales Mexicanas
La Federación tiene, entre sus atribuciones, la emisión de Normas Oficiales Mexicanas
(NOM’s), entre las cuales se encuentran las de carácter ambiental, mismas que establecen las
especificaciones técnicas ambientales que se deben cumplir y su respectivo campo de
aplicación. Lo anterior, a efecto de dar el debido cumplimiento a lo indicado en las Leyes,
Reglamentos y demás disposiciones legales ambientales nacionales vigentes. A este respecto,
las principales NOM’s directamente vinculadas y/o aplicables al proyecto de planta
desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de la
Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto., se indican en la Tabla III.1 y se encuentran
señaladas en los Capítulos II y V de la presente Manifestación de Impacto Ambiental. Es
importante que señalar que PEMEX y sus contratistas deberán observar el debido cumplimiento
de dicha normatividad, principalmente en casos como el de manejo de residuos peligrosos y de
manejo especial, en el cual, de acuerdo con la Ley General para la Prevención y Gestión
Integral de los Residuos y su reglamento, son corresposables.
En la Tabla III.2 se presenta una relación de otras Normas adicionales vinculadas con el
Proyecto, incluidas las emitidas por parte de PEMEX.
Tabla III.1. Normas Oficiales Mexicanas ambientales aplicables al Proyecto.
CLAVE DESCRIPCIÓN AGUA
NOM-001-CNA-1995 Establece las condiciones de hermeticidad que deben cumplir los sistemas de alcantarillado sanitario que trabajen a superficie libre. D.O.F. 10-11-1996.
NOM-001-SEMARNAT-1996
Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas y bienes nacionales. Última aclaración D.O.F. 30-04-1997.
AIRE NOM-041-SEMARNAT- Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases
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CLAVE DESCRIPCIÓN 2006 contaminantes provenientes del escape de los vehículos
automotores en circulación que usan gasolina como combustible. 06/MAR/07
NOM-043-SEMARNAT-1993
Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas. D.O.F. 22-10-1993.
NOM-045-SEMARNAT-2006
Establece los límites máximos permisibles de coeficiente de absorción de luz y el porcentaje de opacidad, provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan diesel como combustible, procedimiento de prueba y características técnicas del equipo de medición. D.O.F. 22-04-1997.
NOM-081-SEMARNAT-1994
Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. D.O.F. 13-01-1995.
NOM-085-SEMARNAT-1994
Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión; así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión. D.O.F. 02-12-1994.
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005
Establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben cumplir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se comercializan en el país. D.O.F. 30-01-2006.
NOM-022-SSA1-1993
Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de azufre en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.
NOM-023-SSA1-1993
Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de nitrógeno en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de nitrógeno (NO2). Valor normado para la concentración de bióxido de nitrógeno (NO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.
RESIDUOS
NOM-004-SEMARNAT-2002
Lodos y biosólidos- Establece las especificaciones y los niveles máximos permisibles de contaminantes para su aprovechamiento y disposición final. D.O.F. 15-08-2003.
NOM-052-SEMARNAT-2005
Establece las características, el procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos D.O.F. 23-06-2006.
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CLAVE DESCRIPCIÓN
NOM-053-SEMARNAT-1993
Establece el procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. D.O.F. 22-10-1993.
NOM-005-SCT2/1994
Establece los datos y descripción de las especificaciones que debe contener la Información de Emergencia para el Transporte Terrestre de Substancias, Materiales y Residuos Peligrosos, que indiquen las acciones a seguir para casos de incidente o accidente (fugas, derrames, exposiciones o incendios), que debe llevar toda unidad de transporte terrestre destinada al traslado de este tipo de substancias, en un lugar visible y accesible. D.O.F. 24-07-1995.
ELABORACIÓN CONJUNTA CON OTRAS SECRETARÍAS
NOM-138-SEMARNAT/SS-2003
Establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelos y las especificaciones para su caracterización y remediación. D.O.F. 29-03-2005.
Tabla III.2. Otras Normas adicionales vinculadas con el Proyecto.
CLAVE DESCRIPCIÓN AIRE
NOM-148-SEMARNAT-2006
Establece los requisitos para la recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación de petróleo con el fin de reducir las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera. Establece también el método de cálculo correspondiente. D.O.F. 28-11-2007.
AGUA
NOM-127-SSA1-1994 Agua para uso y consumo humano-límites permisibles de calidad y tratamiento. D.O.F. 18-01-1996.
NOM-011-CNA-2000
Establece el método base para determinar la disponibilidad media anual de las aguas nacionales superficiales y subterráneas, para su explotación, uso o aprovechamiento. D.O.F. 17-04-2002.
SEGURIDAD, HIGIENE INDUSTRIAL Y MEDIO AMBIENTE LABORAL
NOM-001-STPS-1999 Establece las condiciones de seguridad e higiene en los edificios, locales, instalaciones y áreas de los centros de trabajo. D.O.F. 22-11-99
NOM-002-STPS-2000 Establece las condiciones de seguridad para la prevención y protección contraincendio en los centros de trabajo. D.O.F. 8-09-2000 (aclaración D.O.F. 2-I-2001).
NOM-004-STPS-1999 Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la
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CLAVE DESCRIPCIÓN maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo. D.O.F. 31-05-99
NOM-005-STPS-1998 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas. D.O.F. 2-02-99.
NOM-010-STPS-1999
Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se produzcan, almacenen o manejen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente laboral. D.O.F. 13-03-2000 (aclaración D.O.F. 21-08-2000).
NOM-011-STPS-2001 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido. D.O.F. 17-04-2002
NOM-014-STPS-2000 Establece las condiciones de seguridad e higiene en ambientes de presiones anormales D.O.F. 10-04-2000 (aclaración D.O.F. 22-08-2000).
NOM-015-STPS-2001 Establece las condiciones de seguridad e higiene bajo condiciones térmicas elevadas o abatidas D.O.F. 14-06-2002.
NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo. D.O.F. 5-11-2001
NOM-020-STPS-2002
Establece los requisitos mínimos de seguridad para el funcionamiento de los recipientes sujetos a presión y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones. D.O.F. 28-10-2002
NOM-027-SEGD-1996 Controles de seguridad contra falla de quemadores D.O.F.16-07-1997
NOM-048-SSA1-1993 Método normalizado para la evaluación de riesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales. D.O.F. 09-01-1996.
DG GPASI-SI-2720 Alarma y accionamiento automático del sistema de aspersores para mezclas explosivas.
NORMATIVIDAD PEMEX
NRF-001-PEMEX-2007
Establece los requisitos de calidad que debe cumplir el proveedor en la fabricación, inspección y pruebas de tubería de acero microaleado para la recolección y transporte de hidrocarburos.
NRF-009-PEMEX-2004 Regular la identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento, mediante código de colores y textos específicos.
NRF-010-PEMEX-2004
Establece los requisitos que deben cumplirse en la implementación, adquisición y contratación de los equipos o servicios correspondientes a los sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas (SAAFAR).
NRF-012-PEMEX-2001 Establece los requisitos mínimos para el diseño, fabricación, construcción y pruebas de tuberías a base de polímeros reforzados con fibra de vidrio, destinadas a la recolección,
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CLAVE DESCRIPCIÓN transporte y distribución de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.
NRF-015-PEMEX-2003 Establece los requisitos mínimos para la contratación de los servicios de ingeniería para la protección de las áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles.
NRF-017-PEMEX-2007
Establece los requisitos técnicos y documentales mínimos para la adquisición o contratación de los servicios para el diseño, construcción, mantenimiento, inspección y pruebas de los sistemas de protección catódica para tanques de almacenamiento que contengan hidrocarburos
NRF-050-PEMEX-2001 Establece los requisitos a cumplir para el diseño, selección de materiales, fabricación y pruebas de bombas centrífugas.
NRF-140-PEMEX-2005 Establece los requisitos técnicos que deben cumplir los servicios de diseño o construcción de los sistemas de drenajes que se utilizan en las instalaciones industriales.
PROY-NRF-206-PEMEX-2007
Esta de aplicación general y de observancia obligatoria en la contratación de servicio de tratamiento químico integral para torres de enfriamiento de agua, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
PROY-NRF-113-PEMEX-2007
Establece los requisitos técnicos y documentales para la adquisición o contratación en el diseño y selección de materiales para tanques atmosféricos de acero, para el almacenamiento de petróleo y sus derivados en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
PROY-NRF-018-PEMEX-2007
Establece los requisitos que deben cumplir las compañías en la elaboración de los estudios de análisis y evaluación de riesgos en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos.
D.O.F. Diario Oficial de la Federación.
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III.3. Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos
Como objetivos comunes del Marco Jurídico, los Planes y los Programas ambientales en
México, se persigue asegurar la mejora y preservación de la calidad del aire que proporcione
bienestar a la población y la protección del equilibrio ecológico en las regiones donde se ubican
y operan instalaciones industriales; así como promover el desarrollo sustentable con
actividades productivas que permitan mejorar las condiciones de vida de la población, a través
de la generación de empleos, el desarrollo de infraestructura y servicios, y el uso de tecnologías
eficientes y limpias.
En ese contexto, el proyecto de la Planta ULSG 1 es una extensión y mejora directa de las
instalaciones productivas de uno de los sectores productivos más importante del país. La Planta
ULSG 1 es una etapa adicional a los actuales procesos de refinación de PEMEX, mediante la
cual eliminará de forma sustancial la concentración de azufre en la gasolina catalítica actual de
200 ppm para producir gasolina de Ultra Bajo Azufre a 10 ppm; se trata de un proceso de alta
tecnología y representa un importante monto de inversión. El beneficio de este proyecto es en
su totalidad ambiental, ya que financieramente el costo de la gasolina no aumentará en las
cantidades directas para la recuperación de la inversión.
La inversión es alta respecto a proyectos típicos, porque contará con tecnología en estado de
arte; es decir la más específica y eficiente desarrollada hasta el momento para este tipo de
procesos.
En materia de agua, el consumo previsto para el proyecto, representará menos del 17%
adicional del consumo actual de toda la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”. Aún con el consumo
adicional de agua requerido por el proyecto, el volumen total de agua que la Refinería
consumirá, es menor al volumen máximo autorizado por la CNA. Ver autorización en Anexo
III.3.
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
La cantidad de aguas residuales adicionales que se generarán en la Refinería, por el proyecto
de la Planta ULSG 1, será en la misma proporción que incrementará el consumo de agua; es
decir, un 17% más en volumen que la descarga total actual, ver la autorización en el Anexo III.3.
Las aguas residuales, como se ha mencionado anteriormente, serán colectadas en drenajes
separados y enviadas a tratamiento para su reciclaje en los sistemas de enfriamiento de la
Refinería, y el flujo remanente, será descargado al Río Lerma con la calidad permitida por la
NOM-002-SEMARNAT-1996.
En materia de residuos, el proyecto tiene previsto el seguimiento del Plan de Manejo de
Residuos de PEMEX, en el que se estipula el cumplimiento legal relativo a la clasificación y
separación de residuos, el envasado y almacenamiento, así como el tratamiento adecuado y
correcta disposición final.
En materia de aire, se identifica una baja calidad de aire en la zona de estudio; es muy
difundido que en el municipio de Salamanca actualmente se reporta la mayor concentración de
dióxido de azufre (SO2) en la atmósfera, por lo que un criterio clave de diseño de este proyecto
debe ser el control de emisiones y prevención de la contaminación con este gas contaminante.
Entre la normatividad vigente y aplicable al proyecto de la Planta ULSG 1 (Tabla III.1), en
materia de emisiones a la atmósfera sobresalen la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 y
la NOM-148-SEMARNAT-2006; la primera define las especificaciones sobre protección
ambiental para los combustibles tal que tiene como objeto disminuir significativamente las
emisiones a la atmósfera, acorde con las características de los equipos y sistemas de
combustión que los utilizan en fuentes fijas y en el transporte. La segunda, establece la
eficiencia mínima de recuperación de azufre aplicable en todas las Refinerías del país.
Dado que PEMEX es el responsable de la refinación de las gasolinas en México mediante su
subsidiaria PEMEX-Refinación, ha analizado diversas acciones para fomentar el desarrollo
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
sustentable de su actividad productiva, en conjunto con el Ejecutivo Federal, la Secretaría del
Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Secretaría de Energía, para lo cual ha incluido su
infraestructura y situación operacional actual de las Refinerías y los costos para su
instrumentación.
El proyecto de la Planta ULSG 1 es un compromiso de PEMEX-Refinación, para una producción
y operación sustentable de la Industria de Refinación de Hidrocarburos en México.
El proyecto es un importante cambio en sus esquemas de producción para producir gasolinas
de Ultra Bajo Azufre (≤10 ppm). Con lo anterior, incorporará un notable avance en la mejora de
la calidad de los combustibles desde el punto de vista ambiental, asimismo, al abastecer el
mercado contribuirá de forma sustantiva al cumplimiento de los límites máximos permisibles de
emisión de SO2, de los equipos y sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas y en
el transporte (fuentes móviles). Por otro lado, las emisiones de gas ácido que generará en su
proceso productivo serán enviadas a Plantas recuperadoras de azufre que cumplirán con los
requisitos de eficiencia mínima de recuperación de azufre, como la establece la norma NOM-
148-SEMARNAT-2006.
Puede afirmarse que el proyecto Planta ULSG 1 responde directamente a la necesidad de
mejorar la calidad del aire, al producir un combustible más limpio por medio de procesos de
producción sustentables.
Por lo anterior, se concluye que el proyecto Planta ULSG 1 es consistente con las disposiciones
y planteamientos de los Planes de Ordenamiento Territorial y Programas de Desarrollo Nacional
y Urbano Estatal, basado en dos premisas básicas generales:
a) El compromiso del promovente del proyecto Planta ULSG 1 del cumplimiento integral de la
regulación mexicana aplicable, de tal forma que dichos lineamientos serán vigilados como
componentes prioritarios de la política ambiental en el desarrollo de las actividades del
proyecto Planta ULSG 1.
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III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
b) La instalación de la tecnología moderna disponible de los procesos de desulfurización
(estado del arte), con el consecuente para beneficio local, regional y nacional que
representa la instalación y operación de procesos productivos sustentables y seguros, tales
como la preservación de la calidad del aire y agua, aprovechamiento optimizado de agua y
energía eléctrica, así como la minimización en la generación de ruido, aguas residuales y
residuos.
Anexo III.1.- Zonificación ecológica de Salamanca.
Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN).
Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
CONTENIDO
IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL....................................................... 5
IV.1 Delimitación del área de estudio..................................................................................... 5
IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental ......................................................... 8 IV.2.1 Aspectos abióticos ..........................................................................................................8
A Clima.............................................................................................................................................. 8 B Geología y Geomorfología .......................................................................................................... 17 C Suelos.......................................................................................................................................... 33 D Hidrología superficial y subterránea............................................................................................ 39
IV.2.2 Aspectos bióticos ..........................................................................................................47 A Vegetación................................................................................................................................... 47 B Fauna........................................................................................................................................... 51
IV.2.3 Paisaje ..........................................................................................................................53 IV.2.4 Medio socioeconómico .................................................................................................53
A Demografía .................................................................................................................................. 54 B Factores socioculturales.............................................................................................................. 76
IV.2.5 Diagnóstico Ambiental ..................................................................................................80
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
LISTA DE TABLAS
Tabla IV.1.- Coordenadas de áreas disponibles para instalaciones del proyecto. ................... 6 Tabla IV.2.- Clima dominante del municipio de Salamanca. .................................................... 8
Tabla IV.3.- Registro Mensual de Temperatura Media en °C................................................. 11 Tabla IV.4.- Temperatura media mensual del municipio. ....................................................... 11 Tabla IV.5.- Registro anual de precipitación pluvial acumulado (mm).................................... 13 Tabla IV.6.- Registros de precipitación total media mensual.................................................. 13 Tabla IV.7.- Meses con la mayor incidencia de heladas ........................................................ 16 Tabla IV.8.- Provincias y subprovincias fisiográficas.............................................................. 21 Tabla IV.9.- Cuencas y subcuencas hidrológicas................................................................... 39 Tabla IV.10.- Corrientes de agua próximas al municipio de Salamanca. ............................... 43 Tabla IV.11.-Agricultura y vegetación..................................................................................... 49 Tabla IV.12.- Fauna representativa del municipio de Salamanca. ......................................... 51 Tabla IV.13.- Población según sexo ....................................................................................... 58 Tabla IV.14.- Población inscrita al sistema educativo municipal ............................................ 63 Tabla IV.15.- Población de mayor a 15 años por grupo quinquenal de edad en condiciones
de analfabetismo ............................................................................................... 63 Tabla IV.16.- Población de derechohabientes de instituciones de seguridad social en 1996 y
2002. ................................................................................................................. 64 Tabla IV.17.- Número de consultas médicas particulares ...................................................... 65 Tabla IV.18.- Distribución en número y porcentaje de la PEA por sectores económicos...... 68 Tabla IV.19.- Población avícola y existencia de colmenas 1996 y 2002 ................................ 71 Tabla IV.20.- Número de establecimientos comerciales y de abasto..................................... 73 Tabla IV.21.- Establecimientos y cuartos de hospedaje, por clase del establecimiento para el
los años 1996 al 2002ª/ .................................................................................... 75
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
LISTA DE FIGURAS
Figura IV.1.- Delimitación del área de estudio.......................................................................... 7 Figura IV.2.- Carta climática de Salamanca. .......................................................................... 10 Figura IV.3.- Gráfica de la temperatura mensual registrada en Salamanca........................... 12 Figura IV.4.- Gráfica de precipitación total promedio mensual............................................... 14 Figura IV.5.- Regiones Geológicas......................................................................................... 18 Figura IV.6.- Regiones fisiográficas de México. ..................................................................... 20 Figura IV.7.- Provincias y subprovincias fisiográficas del municipio de Salamanca............... 22 Figura IV.8.- Carta geológica de Salamanca.......................................................................... 25 Figura IV.9.- Carta Topográfica del Municipio. ....................................................................... 28 Figura IV.10.-Fallas sísmicas de la Ciudad de Salamanca. ................................................... 31 Figura IV.11.- Regionalización sísmica de la República Mexicana ........................................ 32 Figura IV.12.- Carta edafológica de suelo. ............................................................................. 36 Figura IV.13.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca............................................. 38 Figura IV.14.- Regiones hidrográficas de Guanajuato............................................................ 40 Figura IV.15.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. ...................................................... 42 Figura IV.16.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas ...................................................... 45 Figura IV.17.- Carta de Vegetación. ....................................................................................... 50 Figura IV.18.- Población urbana y rural por grandes grupos de edad.................................... 55 Figura IV.19.- Distribución de la población que habla alguna lengua indígena...................... 56 Figura IV.20.- Población total por grandes grupos de edad. .................................................. 57 Figura IV.21.- Población total por grupo quinquenal. ............................................................. 59 Figura IV.22.- Tasa bruta de natalidad y mortalidad............................................................... 60 Figura IV.23.- Nacimientos y defunciones de 1996-2001....................................................... 61 Figura IV.24.- Volumen de (toneladas/año) producción de los principales cultivos en los años
agrícolas 1995/96 y 2001/02 ............................................................................. 69
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Figura IV.25.- Rendimiento medio de los principales cultivos, en los años agrícolas 1995/96 y
2001/02. ............................................................................................................ 70 Figura IV.26.- Población ganadera (cabezas de ganado) 1996 – 2002. ................................ 71 Figura IV.27.- Unidades en actividades manufactureras por subsector en 1998 ................... 72 Figura IV.28.- Personal ocupado en actividades industriales................................................. 73 Figura IV.29.-Actividades del sector comercial....................................................................... 74 Figura IV.30.- Ocupación hotelera en el período de 1996-2002............................................. 76
LISTA DE ANEXOS
Anexo IV.1. Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca. Anexo IV.2. Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007. Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca. Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca. Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio. Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo. Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca. Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas. Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
La descripción del sistema ambiental del área de proyecto, se realizó considerando en forma
conjunta las siguientes dimensiones:
• Dimensión regional, a nivel municipio, cartas consultadas del INEGI con escala de 1:250
000 para variables de medio físico como clima, edafología, geomorfología e hidrología.
• Dimensión local, de la organización de hojas del INEGI con escala de 1:50 000 se
identificaron variables de medio abiótico, biótico e infraestructura, como es relieve,
geología, hidrología superficial, edafología, procesos de erosión, vegetación, fauna, vías
de comunicación y asentamientos humanos.
• Dimensión socioeconómica, referida estadísticamente por las unidades político-
administrativo, nivel municipal y estatal, para las variables de población y actividades
económicas; obtenida del cuaderno estadístico municipal de Salamanca 2003.
La información referida en los puntos anteriores se tomó de las cartas temáticas y el Cuadernillo
Estadístico del Municipio 2000 que el INEGI tenía disponible en las fechas de realización del
presente estudio. Además como los resultados preliminares del II Censo de Población y
Vivienda del 2005.
IV.1 Delimitación del área de estudio
Las áreas disponibles para las instalaciones del proyecto están localizadas dentro de la
Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, la cual se ubica en la Zona Urbana del municipio de
Salamanca del estado de Guanajuato; es decir, las obras y actividades para la construcción de
la Planta USLG 1, sus servicios auxiliares e integración, cuentan con un área disponible dentro
de la Refinería de aproximadamente 60, 225 m2. Dichas áreas ya se encuentran impactadas y
no están dentro o colindando con áreas naturales protegidas o reservas ecológicas del territorio.
En la Tabla IV.1, se indican las coordenadas correspondientes de las áreas asignadas al
proyecto (Ver Anexo IV.1).
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Tabla IV.1.- Coordenadas de áreas disponibles para instalaciones del proyecto.
PUNTOS N E 1, 2 y 3 1530.85 - 1678.74 855.09 a 1043.254 y 7 1836.00 -1975.70 870.40 – 943.10 5 1420.85 – 1530.85 658.70- 753.65 8 a 400.00 -800.00 800.00 – 1043.008 b 400.00 - 600.00 600.00 – 800.00 10 800.00 – 1000.00 1200.00- 1400.00
El área de estudio para describir el sistema ambiental o zona de influencia del proyecto sobre la
que se podrían observar efectos de manera directa e indirecta, se define con aproximadamente
7 km2, estimando un radio de 1.5 km medido a partir del centro del área principal del proyecto.
En la Figura IV.1, se presenta un mapa topográfico con la delimitación del área de estudio.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
r = 1.5 Km
xr = 1.5 Km
x
Figura IV.1.- Delimitación del área de estudio.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental
IV.2.1 Aspectos abióticos
A Clima
El clima en el municipio es semicálido subhúmedo AC(w0) con lluvias en verano, de humedad
baja en un 92.3% del territorio del municipio y el resto de la superficie, es templado subhúmedo
C(w1) con lluvias en verano, de humedad media. Éste último se encuentra localizado en la parte
norte del municipio.
La zona urbana de Salamanca y, en particular donde se ubica el predio del proyecto, tiene un
clima de tipo semicálido subhúmedo AC(w0), como se observa en la Tabla IV.2 (INEGI 1:1 000
000).
Tabla IV.2.- Clima dominante del municipio de Salamanca.
CLIMAS TIPO O SUBTIPO SÍMBOLO % DE LA SUPERFICIE
Semicálido sub-húmedo con lluvias en verano,
De menor humedad AC(w0) 92.43
Templado sub-húmedo con lluvias en verano,
Humedad media C(w1) 7.57
FUENTE: CGSNEGI. Carta de Climas, 1:1 000 000.
A continuación se describen las características climáticas generales del tipo predominante en el
sitio del proyecto.
Clima Semicálido Subhúmedo (menor humedad)
El menos húmedo, con porcentaje de lluvia invernal menor de cinco, está ubicado en la parte
centro y suroeste del estado, en los municipios de Abasolo, Irapuato, Salamanca, Romita, parte
sur del municipio de Pénjamo y Valle de Santiago.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Los intervalos de precipitación media anual están entre los 700 y 800 mm. La temperatura
media anual va de los 18 a los 20°C. El mes de máxima lluvia es agosto, con un valor entre los
160 y los 170 mm. El mes de menor incidencia pluvial es febrero con una precipitación menor a
5 mm.
El mes más cálido se registra en mayo, señalando una temperatura entre los 23 y los 24°C, el
más frío se presenta en enero con un valor de 15 a 16°C.
El mapa municipal con la clasificación de los climas de la zona de estudio, se presenta en la
Figura IV.2, la carta climática se presenta en el Anexo IV.3.
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IV.-
Figura IV.2.- Carta climática de Salamanca.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Temperatura
Para la localidad de Salamanca, las estaciones meteorológicas más cercanas son Los Pericos,
Los Razos y La Joyita. Sus registros de temperatura media anual promedio de par a el sitio del
proyecto son 17.8, 20.7 y 19.1ºC respectivamente.
Tabla IV.3.- Registro Mensual de Temperatura Media en °C.
TEMPERATURA MEDIA ANUAL (°C)
ESTACIÓN PERIODO TEMPERATURA PROMEDIO
TEMPERATURA DEL AÑO MÁS FRÍO
TEMPERATURA DEL AÑO MÁS CALUROSO
PERICOS De 1940 a 2007 29.5 16.7 19.9 LOS RAZOS De 1969 a 2001 20.7 19.7 22.1 LA JOYITA De 1979 a 2002 19.1 18.2 20.0
FUENTE: CNA. Inédito.
En el caso de la temperatura media mensual del municipio (Tabla IV.4) se reporta que el mes
de mayo fue el más caluroso en el año 2003. Cabe mencionar que la temperatura máxima, a
partir de ese año, empezó a registrarse por arriba de los 30º C (Figura IV.3). Los años más fríos
se registraron en 1956, 1979 y 1992, siendo enero el mes con menor temperatura (SMN, 2007,
ver Anexo IV.2).
Tabla IV.4.- Temperatura media mensual del municipio.
TEMPERATURA MEDIA MENSUAL (°C) MES ESTACIÓN PERIODO
E F M A M J J A S O N D PERICOS 2002 14.5 16.0 18.1 21.3 23.5 22.7 21.4 21.3 28.8 20.1 16.1 15.0
PROMEDIO De 1940 a 2002 13.7 14.8 16.9 19.2 21.0 21.2 20.0 19.8 19.3 17.6 15.8 14.3
AÑO MÁS FRÍO 1956 11.2 15.1 17.5 19.1 19.5 18.8 18.2 18.9 17.3 16.4 14.7 13.8
AÑO MÁS CALUROSO 2002 14.5 16.0 18.1 21.3 23.5 22.7 21.4 21.3 28.8 20.1 16.1 15.0
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
TEMPERATURA MEDIA MENSUAL (°C) 2001 14.3 17.2 19.8 22.6 22.3 21.5 19.9 19.9 19.8 19.1 17.1 15.9 LOS RAZOS
De 1969 a 2006 PROMEDIO 16.3 17.7 20.7 23.1 24.4 23.7 22.4 22.2 22.0 20.6 19.1 16.4
AÑO MÁS FRÍO 2003 ** 16.2 16.9 18.8 22.3 22.6 23.9 22.9 19.4 18.9 20.5 17.8 16.1
AÑO MÁS CALUROSO 1972 17.9 18.3 21.6 25.3 26.3 24.1 22.9 23.5 23.5 22.4 21.3 17.9
2002 14.4 15.5 18.9 22.3 24.6 22.8 20.0 19.4 19.7 19.3 16.2 14.8 LA JOYITA De 1979 a
2002 PROMEDIO 14.8 16.2 18.6 21.2 23.3 22.6 20.9 20.4 19.7 18.9 17.1 15.4
AÑO MÁS FRÍO 1992 13.1 14.6 18.6 19.4 21.3 21.7 21.0 19.8 19.9 17.7 15.8 15.9
AÑO MÁS CALUROSO 1988 15.4 18.9 18.5 21.3 24.0 23.9 20.8 20.7 20.0 19.6 18.6 18.4
oFUENTE: CNA. Registro Mensual de Temperatura Media en C. Inédito. **FUENTE: SMN, 2OO7.
TEMPERATURA PROMEDIO Gráfica 1.1(Grados centígrados)
0
5
10
15
20
25
E F M A M J J A S O N D
PERICOS (De 1940 a 2002) LOS RAZOS (De 1969 a 2001) LA JOYITA (De 1979 a 2002)MES
TEM
PE
RA
TUR
A
FUENTE: Cuadro 1.6.2.1
Figura IV.3.- Gráfica de la temperatura mensual registrada en Salamanca.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Precipitación
Considerando los datos de la precipitación total anual se estima un promedio de 195.3 mm
(Tabla IV.5), lo cual en conjunto con la temperatura, es propio del clima semicálido subhúmedo
donde la precipitación no es abundante o copiosa.
Tabla IV.5.- Registro anual de precipitación pluvial acumulado (mm).
PRECIPITACIÓN TOTAL ANUAL (mm)
ESTACIÓN PERIODO PRECIPITACIÓN PROMEDIO
PRECIPITACIÓN DEL AÑO MÁS SECO
PRECIPITACIÓN DEL AÑO MÁS LLUVIOSO
1965-1975 168.3 167 259 1976- 1986 256.5 153 294.4 1987- 1997 198.8 78.5 278
LOS RAZOS
1998- 2006 157.8 130 229 FUENTE: CNA. Registro Mensual de Precipitación Pluvial en mm, SNM, 2007.
En el caso de la precipitación mensual, entre los años de 1940 y 2002, los datos registrados por
las tres estaciones registran a los meses de junio, julio y agosto como los más lluviosos, siendo
el segundo donde se reportan las lluvias más intensas. En contraste, como se puede apreciar
en la Tabla IV.6 los meses de noviembre a febrero corresponden a los períodos con menor
cantidad de lluvias.
Tabla IV.6.- Registros de precipitación total media mensual
PRECIPITACIÓN TOTAL MENSUAL (mm) MES ESTACIÓN PERIODO
E F M A M J J A S O N D PERICOS 2002 23.8 22.0 56.7 2.0 5.0 100.0 220.8 166.5 105.0 58.1 30.9 0.0
PROMEDIO De 1940 a 2002 12.4 5.4 6.6 12.2 24.2 119.9 150.6 138.8 110.3 41.1 11.9 8.7
AÑO MÁS SECO 1993 9.0 0.0 0.0 5.0 0.0 47.4 109.6 54.0 106.2 16.0 4.7 0.0 AÑO MÁS
LLUVIOSO 1958 65.8 5.0 0.0 0.0 18.8 211.5 180.4 190.9 239.1 125.7 29.0 12.8
LOS RAZOS** 2006 3.0 2.0 8.0 17.5 95.0 209.0 101.0 91.5 43.5 11.0 0.0 0.0
PROMEDIO De 1969 a 2006 12.9 4.0 3.8 8.0 28.5 121.3 172.1 151.1 107.2 39.8 6.8
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
PRECIPITACIÓN TOTAL MENSUAL (mm) AÑO MÁS SECO 1996 0 0 0 0 4 11 30 26.5 - 7 0 0
AÑO MÁS LLUVIOSO 1981 20 2.5 37 21 24 61.5 41 21 44 0 13
LA JOYITA 2002 33.5 24.0 7.5 16.5 10.0 118.5 276.8 123.0 125.0 29.0 52.0 0.0 De 1978 a
2002 PROMEDIO 18.7 7.3 6.9 12.9 33.1 108.0 162.8 145.5 91.4 46.3 9.4 7.9
AÑO MÁS SECO 1989 3.5 0.6 0.0 1.2 0.8 26.9 143.8 177.3 34.7 8.0 0.6 2.0 AÑO MÁS
LLUVIOSO 1986 0.0 7.2 0.0 22.0 47.6 310.6 143.5 119.7 148.0 66.5 21.8 0.0
FUENTE: CNA. Registro Mensual de Precipitación Pluvial en mm. Inédito **FUENTE: SMN,2007.
Figura IV.4.- Gráfica de precipitación total promedio mensual.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Viento
La dirección de los vientos reinantes que se presentan en esta región generalmente es de
Sur-y Oeste, con una velocidad de 21 m/s, mientras que la dirección de los vientos dominantes
es Norte-Este y circulan a una velocidad 17.9 m/s.
Fenómenos climatológicos (nortes, tormentas tropicales y huracanes, entre otros eventos extremos). Inundaciones.
El 19 de Junio de 1888, inició la inundación más catastrófica registrada durante ese siglo,
desbordándose tanto el Río Grande (Lerma), como el arroyo de San Antonio, al inundarse
prácticamente todo el Bajío de Guanajuato, quedando incomunicadas la mayoría de
poblaciones existentes.
En el 2003, año en que la ciudad de Salamanca celebró 400 años de fundación, se vio
impactada por una inundación que afecto gravemente a la población. Dicha inundación fue
causada por una tromba que desbordo el Río Lerma, afectando severamente construcciones,
muebles y enseres de zonas habitadas, así como algunas vías de comunicación (carretera libre
Salamanca – Irapuato por el desbordamiento del canal 20, a la altura de la Charca).
Nevadas
Las nevadas, son muy raras en el Municipio. El único testimonio que se tiene al respecto, es del
día 7 de febrero de 1881, éste marca el inicio de la nevada después de una lluvia. Posterior a
este testimonio no se tiene registros de este fenómeno en la esta zona.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Granizadas
La granizada es el fenómeno mediante el cual cae agua congelada previamente condensada,
dicho fenómeno es asociado con la presencia de vientos fríos en la región. Los meses donde se
favorecen las condiciones para que se manifieste este fenómeno son: marzo, mayo y
septiembre. Generalmente, la afectación puede tener varios kilómetros, provocando daños y
problemas en el campo (sembradíos, ganado) y ocasionalmente en la población. Durante la
década de los 70’s, se presentó una granizada que afectó la parte central del estado, pasando
desde Cortazar, Salamanca, hasta Silao.
En lo que respecta a granizadas, el fenómeno no guarda un patrón de comportamiento bien
definido, aunque comúnmente está asociado con los períodos de precipitación. Se dan casos
particulares, en donde las granizadas se presentan en noviembre, diciembre, enero y febrero
con una frecuencia de uno a tres días al año (SNM, 2007).
Heladas
La frecuencia de heladas en los climas templados es de 10 a 40 días en los meses de
noviembre, diciembre, enero, febrero, presentándose en enero la máxima incidencia, con una
frecuencia de 42 días, según lo muestra la Tabla IV.7.
Tabla IV.7.- Meses con la mayor incidencia de heladas
DÍAS CON HELADAS MES ESTACIÓN PERIODO
E F M A M J J A S O N D PERICOS
TOTAL De 1940 a 2002 362 246 69 12 0 0 0 0 0 28 147 305
AÑO CON MENOS a/ 1978 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
AÑO CON MÁS 1966 14 2 3 0 0 0 0 0 0 0 9 19 LOS RAZOS
TOTAL De 1969 a 22 13 0 0 0 0 0 0 0 0 4 13
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
DÍAS CON HELADAS 2006
AÑO CON MENOS a/ 1995 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
AÑO CON MÁS a/ 1981 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 LA JOYITA
TOTAL De 1978 a 2002 42 22 4 0 0 0 0 0 0 3 4 25
AÑO CON MENOS 1978 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AÑO CON MÁS 1998 5 9 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a/ Se han registrado dos o más años que cumplen con esta característica. Sólo se presentan los datos del año más reciente. FUENTE: CNA. Registro de Heladas. Inédito.
B Geología y Geomorfología
Fisiografía y geomorfología
En el estado existen afloramientos de todo tipo de rocas: ígneas, sedimentaria y metamórficas;
sus edades varían desde el mesozoico hasta el reciente, como se muestra en la Figura IV.5
(INEGI Carta Geológica, del Estado de Guanajuato. 1:1 000 000). Las más antiguas en la
entidad, corresponden a metamórficas del triásico-jurásico, sedimentarias del cretácico y las
que constituyen la mayoría de las rocas del estado, ígneas extrusivas del cenozoico (Terciario y
Cuaternario). Las estructuras en estas últimas son aparatos volcánicos, coladas de lava, fallas
regionales, fracturas y vetas de diferentes dimensiones.
La importancia de la geología en el estado radica fundamentalmente en la minería. En esta
actividad, Guanajuato ha destacado como un gran productor de oro y plata. Por otra parte, una
peculiar conformación geológica, ha permitido la existencia y explotación de acuíferos
subterráneos, principalmente en las partes central y sur de la entidad (INEGI, 2000).
Se distinguen, en el estado, tres grandes regiones geológicas, cada una de ellas con origen
particular y características geológicas distintivas: la Mesa Central, el Eje Neovolcánico y la
Sierra Madre Oriental.
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IV.-
Figura IV.5.- Regiones Geológicas.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Eje Neovolcánico
El municipio de Salamanca se ubica en la región fisiográfica de la provincia del Eje
Neovolcánico, esta provincia colinda al norte con la Llanura Costera del Pacífico, la Sierra
Madre Occidental, la Mesa Central, la Sierra Madre Oriental y la Llanura Costera del Golfo
Norte; al sur, con la Sierra Madre del Sur y la Llanura Costera del Golfo Sur. Por el oeste llega
al Océano Pacífico y por el este al Golfo de México. Abarca parte de los estados de Jalisco,
Michoacán, Guanajuato, Querétaro, México, Hidalgo, Colima, Puebla y Veracruz, así como todo
el estado de Tlaxcala y el Distrito Federal (Figura IV.6). Se considera que se trata de una
antigua sutura reabierta a fines del Cretácico que formó un sistema volcánico transversal a las
sierras Madre Oriental y Occidental. Se caracteriza por la presencia de una gran cantidad de
aparatos volcánicos diversos conos, calderas y coladas que en su mayoría han conservado
intacta su estructura original.
Existen también en el lugar, gran cantidad de fracturas y fallas asociadas al vulcanismo
Terciario y Cuaternario que han dado lugar a fosas largas y de alguna profundidad, que han
originado la formación de lagos como el de Yuriria.
En esta provincia se presentan rocas ígneas y sedimentarias del Terciario, así como los
aluviones que han llenado valles y llanuras, originando los suelos de esas áreas los cuales
provienen del Cuaternario, se presentan algunos recursos minerales y manantiales termales.
De mucho menor cantidad y más dispersos que los de la Mesa Central. Hay yacimientos de
minerales no metálicos como ópalos y ágatas en Pénjamo y Tarimoro y de diatomitas en
Acámbaro.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Fuente: Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática, Dirección General de Geografía. Cartas biográficas escala 1:1 000 000, México.
Figura IV.6.- Regiones fisiográficas de México.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
El Eje Neovolcánico, cuenta con cinco subprovincias: El Bajío Guanajuatense, sierras y bajíos
michoacanos, Altos de Jalisco, llanos y sierras de Querétaro y las sierras volcánicas y lagos del
centro; es la provincia fisiográfica más extensa, abarca casi el 50% del territorio estatal en su
parte sur, cubriendo el Bajío, las sierras volcánicas y cuencas lacustres del sur, y las sierras y
mesetas del suroeste. Predomina en el Estado una altura de 2,000 metros sobre el nivel del
mar, lo que crea un paralelo térmico que modifica el clima del Estado y lo hace equiparable al
de la zona del Mediterráneo; las partes de mayor altura, superiores a los 2,500 metros sobre el
nivel del mar, se localizan en la Sierra de Guanajuato. Cabe mencionar que en esta sierra, en el
punto denominado “La Giganta”, es donde se presenta la mayor altura registrada, de 2,960
metros sobre el nivel del mar.
De manera particular el sitio del proyecto se ubicará en la provincia X del Eje Neovolcánico
(Tabla IV.8) en la subprovincia 51 del Bajío Guanajuatense, en el sistema 500 de topomorfas de
llanura, que abarca en total de 55.65% las superficie municipal.
Tabla IV.8.- Provincias y subprovincias fisiográficas
PROVINCIA SUBPROVINCIA SISTEMA DE TOPOFORMAS
% DE LA SUPERFICIE
Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre Municipal
IX Mesa del Centro 44
Sierras y llanuras del Norte de Guanajuato
100 Sierra 11.87
200 Lomerío 7.98 300 Meseta 7.57
302 Meseta
con lomeríos
6.47
320 Meseta
con cañadas
10.46
X Eje Neovolcánico 51 Bajío
Guanajuatense
500 Llanura 55.65 FUENTE: CGSNEGI. Carta Fisiográfica, 1:1 000 000
En la Figura IV.7 se muestra de manera gráfica la ubicación fisiográfica del sitio del proyecto
(FUENTE: INEGI: 1,250 000).
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Figura IV.7.- Provincias y subprovincias fisiográficas del municipio de Salamanca.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Características litológicas del área
Las rocas más antiguas reconocidas en los afloramientos superficiales y en reportes de cortes
litológicos en el Valle pertenecen a la Unidad Ignimbrita Cuatralba que comprende todas las
rocas de naturaleza piroclástica y composición félsica, en ocasiones presenta abundante
brechamiento y fracturamientos. Dada su variación vertical en la región de León, se ha dividido
en dos miembros a esta unidad (Rodríguez et al., 1991). En la parte superior predominan
ignimbritas consolidadas con textura porfirítica con fenocristales de cuarzo, sanidino y escasa
plagioclasa, inmersos en una matriz vítrea. La parte inferior predominan tobas masivas, poco
consolidadas de coloración félsica, compuesta por cenizas volcánicas escasos fragmentos
líticos pómez. El miembro superior se reporta en el Valle que comprende Salamanca –
Querétaro.
Una secuencia de rocas basálticas y andesíticas, algunas veces riolíticas, estas unidades han
sido identificadas en diferentes localidades como Basaltos de Río Lerma y Andesita Ordeña, en
general se encuentran cubriendo a la ignimbrita cuatralba cubriendo a basaltos e ignimbritas se
encuentra el Terciario Granular Indiferenciado (Tci) (Rodríguez et al, op cit.). Esta unidad
consiste de conglomerados polimícticos con clástos subredondeados, pobremente clasificados.
Al parecer estos depósitos sedimentarios rellenaron las depresiones tectónicas presentes en el
valle, en ambientes de abanicos aluviales.
Los sedimentos cuaternarios incluyen todos los depósitos continentales clásticos no
consolidados (gravas, arenas, limos, arcillas y suelo residual), se localizan en la planicie y pie
de monte de las partes altas (Figura IV.8). Este paquete es clasificado como tobas en las
descripciones de columnas de pozos. Los estratos de arcillas, gravas y arenas varían en
espesor de centímetros a un par de metros en la parte superior, los primeros 50 m.
El Cerro Gordo, al noreste de la zona urbana está compuesto por basaltos y flujos de lavas. Al
sur del cauce del Río Lerma se localizan dos conos cineríticos constituidos por brechas
volcánicas. Hacia el sur oriente se localizan rocas basálticas cuaternarias de la formación
campo volcánico Michoacán - Guanajuato.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Localmente, la mancha urbana de Salamanca se localiza en un valle originado por una fosa
tectónica, ver Figura IV.8, la carta geológica de Salamanca se encuentra en la Anexo IV.4
(INEGI 1: 250 000). El tipo de roca superficial prevaleciente son alternancias de sedimentos
lacustres, aluviones y suelos residuales de grano fino a medio. En el área se encuentran
distribuidas rocas volcánicas y rocas sedimentarias, cuyas edades van del terciario al reciente.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Figura IV.8.- Carta geológica de Salamanca.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Orografía
La entidad se encuentra atravesada por diversos accidentes orográficos, cuyas elevaciones
fluctúan entre los 2,300 metros y los 3,000 metros sobre el nivel del mar, siendo su altura media
del relieve topográfico de 2,305 metros para las partes altas y en 1,725 metros para las llanuras.
El suelo, topográficamente hablando, es muy accidentado. Entre las elevaciones más notables,
se pueden citar la Sierra Gorda al norte y al centro con dirección al noroeste, ocupando el
4.86% del territorio estatal; al sureste se localiza la Sierra de Guanajuato, la cual se une al
noroeste con la de Comanja o de Ibarra, y al este con la de Codorniz. Estas sierras atraviesan
la entidad de poniente a oriente y ocupan el 35.20% del territorio estatal, para dividirla en tres
zonas.
La primera zona corresponde al Bajío Guanajuatense o también conocida como el Bajío, que es
una región llana, interrumpida por algunos lomeríos y cerros aislados, destacando la Gavia y el
Culiacán; y cráteres extinguidos en Salamanca, Valle de Santiago y Yuriria. Esta región, ocupa
toda la parte del estado que se ubica al sur de la Sierra de Guanajuato. Se caracteriza por una
llanura de 1,700 a 1,800 metros de altitud sobre el nivel del mar y en su mayoría esta ocupada
por labores agrícolas altamente tecnificadas. Los suelos son de tipo chernozem de color negro y
chesnut, con predominio de los primeros. La precipitación pluvial anual promedio es de 700 mm,
y se considera que las tierras de esta zona son de las más ricas del país.
La segunda zona está formada por la Sierra de Guanajuato, compleja en cuanto a paisajes, se
caracteriza por la alternancia de zonas de laderas abruptas y cañadas ramificadas con algunas
mesetas alargadas y una altura promedio de 2,305 metros sobre el nivel del mar. La
precipitación pluvial es de 400 a 600 mm anuales, y sus suelos son de tipo chernozem, por lo
que se le considera con una mayor aptitud ganadera.
La tercera zona corresponde a la región del norte de la Sierra de Guanajuato, en la que también
predominan los llanos y algunas mesetas o cerros rocosos. El nivel promedio es de 2600
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metros sobre el nivel del mar, y se caracteriza por ser una zona seca, mejor conocida por los
llanos del Norte.
Particularizando por la localización el sitio de interés, éste se ubica en la zona 1,
encontrándose como las elevaciones más próximas Cerro Gordo y Cerro Comaleros, y como se
observa en la Figura IV.9, la carta topográfica se muestra en el Anexo IV.5 (INEGI, 1:50 000), el
área del proyecto se localizará en una superficie donde no se encuentra ninguna elevación del
terreno presentan lomeríos o serranías.
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Figura IV.9.- Carta Topográfica del Municipio.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Presencia de fallas y fracturamientos
En el municipio, se tienen detectadas 4 fallas geológicas que afectan seriamente la
infraestructura urbana y rural, así también se ha detectado una zona de fracturamiento por la
avenida Faja de Oro, a la altura de la Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica y Electrónica
(FIMEE). Las vías de ferrocarril están afectadas por una falla geológica activa 15 m antes de
llegar a la Av. Héroes de Cananea.
La zona urbana esta prácticamente divida por una falla ocasionada por los desplazamientos
diferenciales de dos bloques. Esta situación fue reportada desde 1982. La extensión de la falla
es de varios kilómetros; se tienen manifestaciones desde Cerro Gordo y se conoce una falla
paralela en J. Rosas. Se asocia la subsidencia a la extracción de agua subterránea.
En el caso del medio rural la problemática debido a este fenómeno geológico es la pérdida
considerable del agua agrícola en las grietas, así como también ruptura de canales y el
hundimiento de tierras de cultivo causando desnivel.
Zonas afectadas por causa de fallas geológicas
Las fallas afectan tres zonas urbanas y una rural, las cuales se mencionan a continuación.
• El bordo del Río Lerma entre las calles Andrés Delgado y Río Lerma zona centro se
encuentra afectada por una falla geológica activa.
• El Convento de San Agustín
• El Bordo del Río Lerma a la altura del Eco-parque
Los bordos del Canal Coria se encuentran afectados por una falla geológica activa a la altura de
la comunidad de Los Aguilares, motivo por el cual cuenta con una geomembrana con una
longitud aproximada de 800 m. La autopista es atravesada por una falla geológica activa a la
altura de la comunidad de Cerro Gordo. (Atlas de Riesgo del Estado de Guanajuato, 2007).
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
En particular, la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, en su área Sureste, se encuentra afectada
por una falla geológica activa que en 1996 afectó el drenaje de la Refinería (Figura IV.10).
De acuerdo a las observaciones hechas durante la visita técnica realizada, en el área donde se
ubicará la planta ULSG-1 y sus servicios auxiliares, a pesar de la existencia de la falla de la
Ave. Faja de Oro, que atraviesa la zona sureste de la Refinería, no se observaron
agrietamientos o cuarteaduras en los terrenos destinados para su construcción (Atlas Riesgo
del Estado de Guanajuato, 2007). En este sentido, los estudios de mecánica de suelos
brindarán información precisa sobre la viabilidad o no de las construcciones a realizar.
Susceptibilidad de la zona a Sismicidad
De acuerdo a la clasificación de municipios de la República Mexicana y con la Regionalización
Sísmica, el municipio de Salamanca se encuentra considerado en la zona B, en donde se
registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que
no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo (Cenapred, 2000). En consecuencia, la zona
del proyecto no se encuentra sujeta a frecuentes movimientos sísmicos (Figura IV.11).
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Figura IV.10.-Fallas sísmicas de la Ciudad de Salamanca.
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Figura IV.11.- Regionalización sísmica de la República Mexicana
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Derrumbes
En el sitio del proyecto no se reportan zonas de derrumbes ocasionados por desgajamiento de
terrenos elevados. Asimismo, tampoco existen riesgos por deslizamientos debido a que la zona
está conformada por una planicie suave.
C Suelos
En la provincia del Eje Neovolcánico, se pueden encontrar zonas planas o semiplanas. Los
suelos más frecuentes son el vertisol pélico en las semiplanas, con pendientes moderadas:
También son frecuentes los de tipo feozem lúvicos y pélicos.
Los litosoles, por su poca profundidad, son útiles para la agricultura y el pastoreo. Los litosoles,
asociados con feozem háplico en las sierras, pueden utilizarse con fines pecuarios y forestales,
el drenaje interno es bueno (Carranza, 2005).
La geología superficial del Estado es muy variada y está conformada principalmente por rocas
ígneas extrusivas ácidas y básicas, y menos frecuentemente por las sedimentarias, sobre todo
las calizas. También se encuentran extensas zonas de aluviones (Rzedowski, 1978 y 2006).
Por otra parte, se delimitan 10 unidades edafológicas diferentes en la entidad que forman
complejas asociaciones. Las dos más abundantes corresponden a los suelos feozem y vertisol,
que en conjunto cubren más de 80% de la superficie y en gran parte son aptos para la
agricultura.
El municipio de Salamanca se caracteriza por tener suelos de aluviales originados en el
cenozoico por depósitos aluviales (al), de acuerdo a la Síntesis Geográfica del Estado de
Guanajuato los suelos predominates en el Municipio son el vertisol pélico y feozem lúvico.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Vertisol pélico
Son suelos con textura fina y fase pedregosa (fragmentos mayores de los 7.5 cm en la
superficie o cerca de ella, que impide el uso de maquinaria agrícola), con topográfica diferente:
a) Pendientes menores de 8%. Este tipo de suelo se ubica en parte Norte y centro del
municipio; ocupando la mayor parte de la superficie del mismo.
b) Pendientes mayores de 20%, terreno con disección severa a terreno montañoso, se
ubica en la porción Sur del municipio.
La descripción de este tipo de suelo es la siguiente: tienen textura fina con fase pedregosa y por
su topografía se reportan como terrenos planos a ligeramente ondulados (de menos de 8% de
pendiente) y con pendientes pronunciadas (mayores de 20% al Sur del terreno).
Feozem
El término Feozem deriva del vocablo griego "phaios" que significa oscuro y del ruso "zemlja"
que significa tierra, haciendo alusión al color oscuro de su horizonte superficial, debido al alto
contenido en materia orgánica. El material original lo constituye un amplio intervalo de
materiales no consolidados; destacan los depósitos glaciares.
Se asocian a regiones con un clima suficientemente húmedo, para que exista lavado, pero con
una estación seca. El clima puede ir de cálido a frío y van de la zona templada a las tierras altas
tropicales. El relieve es llano o suavemente ondulado y la vegetación de matorral tipo estepa o
de bosque. El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más
delgado que en los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo Cámbico o Árgico.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Feozem lúvico
En este tipo de suelos se presenta un horizonte árgico con una saturación en bases del 50 % o
más hasta una profundidad de 100 cm.
Los suelos de éste tipo da al municipio características de uso potencial para el desarrollo de
vida silvestre en su parte Sur, y al Noroeste la praticultura (cultivo de pastos) es limitada por el
suelo pedregoso, la mayor parte del terreno es destinado para actividades agrícolas, siendo el
suelo pedregoso el factor restrictivo para esta actividad, ver Figura IV.12, la carta edafológica se
muestra en el Anexo IV.6 (INEGI 1:250 000).
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Figura IV.12.- Carta edafológica de suelo.
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Clasificación y Uso del Suelo
Existen en el municipio superficies que cuentan con una cobertura natural, con pocas
actividades antropogénicas y cuya permanencia ayuda a limitar la erosión de áreas agrícolas, a
la preservación de la variabilidad genética endógena, y a la recarga de acuíferos y la
disminución de contaminación por partículas suspendidas es necesaria mantenerla en una
política de conservación.
En la región se practica la agricultura intensiva, siendo la parte norte de la ciudad de
Salamanca, potencialmente de agricultura de riego anual semipermanente y al sur de la misma,
de agricultura de temporal.
En la Figura IV.13, la carta de uso potencial de suelo en Salamanca se presenta en el Anexo
IV.7 (INEGI 1:250 000) de uso potencial de suelo de Salamanca, la Capacidad I señala a
aquellas zonas destinadas para actividades agrícolas.
La zona urbana de la ciudad de Salamanca distingue en la los principales usos del suelo, la
zona industrial al norte y oriente; la zona del Centro Histórico, que proporciona servicios básicos
y medios; y el gran sector habitacional, ubicado al norte y sur del Río Lerma.
Con respecto al sitio del proyecto, donde se ubicará la planta desulforadora ULSG-1 y servicios
auxiliares (dentro del predio de la Refinería), al estar al norte de la ciudad de Salamanca, zona
de tipo industrial, no se requerirá tramitar cambio de uso de suelo, ya que es compatible con el
uso actual (ver Figura IV.13).
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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Figura IV.13.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
D Hidrología superficial y subterránea
Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio
El estado de Guanajuato queda comprendido en parte de las regiones hidrológicas: Lerma-
Chapala-Santiago, que abarca la mayor parte del estado y del alto Río Pánuco (en la zona
norte). La división, entre estas dos regiones, es un tramo del parteaguas continental, ya que es
una región que drena al Golfo de México y otra al Pacífico (ver Figura IV.14).
Cuenca Río Lerma-Salamanca
La región hidrológica RH12 donde se localiza el municipio se encuentra divida en las cuencas
B (Río Lerma-Santiago) y H (Río Laja), cuatro subcuencas: Presa Solís Salamanca;
Salamanca-Río Angulo y Arrollo Temascalcingo las cuales se anotan en la Tabla IV.9:
Tabla IV.9.- Cuencas y subcuencas hidrológicas
REGIÓN CUENCA SUBCUENCA % Superficie municipal
Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre
a Presa Solís Salamanca 11.49
b Salamanca-Río Angulo 14.55 B
Río Lerma
Santiago
c Arrollo Temascalcingo 61.23
RH12 Lerma-Santiago
H Río Laja c Río Laja-Celaya 12.73
FUENTE: CGSINEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000.
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IV.-
Figura IV.14.- Regiones hidrográficas de Guanajuato
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
El proyecto se localiza en la Cuenca del Río Lerma-Salamanca en la subcuenca Salamanca-Río
Lerma Ángulo, la cual drena una superficie correspondiente a la zona centro y sur del estado.
Tiene su origen en la presa Solís en donde recibe las aguas de las subcuenca Presa Solís-
Salamanca y forma la conocida bifurcación del Lerma; comprende además los afluentes del
centro de la entidad, Salamanca-Río Angulo, arroyo Temazcatío y Río Guanajuato-Silao. Dentro
de esta subcuenca se localizan dos de los cuatro almacenamientos más importantes del estado
que son: las presas “La Purísima y La Gavia”.
Además recibe las aguas del Río Turbio-Presa Palote, Río Turbio-Manuel Doblado, donde se
originan el cauce del Río Turbio y finalmente Río Turbio-Corralejo. El área el Río Lerma recibe
la corriente Arroyo Feo, que conduce aguas residuales de la zona urbana de la ciudad de
Salamanca y aguas residuales industriales, que provienen del corredor industrial de esta
localidad, así como la Refinería de Pemex que se encuentra en la zona ver Figura IV.15, la
carta hidrológica de aguas superficiales se muestra en el Anexo IV.8.
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IV.
(INEGI 1:250 000)
Figura IV.15.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.
-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Las corrientes y cuerpos de agua que se encuentran cercanos a la zona donde se ubicará el
proyecto se muestran en la Tabla IV.10 y en su totalidad son corrientes superficiales. La
corriente de agua más próxima a la Refinería se encuentra más o menos A 10 Km de distancia
en dirección sur.
Tabla IV.10.- Corrientes de agua próximas al municipio de Salamanca.
NOMBRE UBICACIÓN Lerma RH12Ba,b Temascatío-Ortega RH12Bc Laja RH12Hc Potrerillos RH12Bc Canal ing. Antonio Coria RH12Hc,Bc Canal Bajo Salamanca RH12Ba,Hc,Bc
Fuente: CGSNEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000. INEGI. Carta Topográfica, 1:50 000.
Estas corrientes aun su próximidad con la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, no son fuente de
agua para consumo humano y procesos que se desarrollan dentro éstas instalaciones.
Almacenamientos
Los almacenamientos en esta parte del estado son escasos y de poca importancia
encontrándose obras intermitentes como bordos y represas de uso agrícola temporalero y
ganadero. Salamanca se ubica en una zona donde se ha incrementado el uso del agua
(poblacional agrícola, ganadero, industrial y de servicios) ocasionando que la extracción del
agua subterránea se incremente año con año, a costa del almacenamiento acuífero.
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Hidrología Subterránea
EL área se localiza en una unidad material no consolidado conocida como el Bajío, comprende
los valle de Celaya, Salamanca, Irapuato y Silao, el origen de estos es tectónico, producto de
fallas que originaron horts (pilares) y gravens (depresiones), estos últimos fueron rellenados por
material aluvial, ver Figura IV.16, la carta hidrológica de aguas subterráneas se muestra en el
Anexo IV.9(INEGI 1: 250 000).
La formación de subsuelo en la zona de estudio es escasa y su profundidad es muy somera.
Sólo se encontró reportado un pozo cercano a la Ciudad de Salamanca, con un corte litológico
de 700 m de profundidad. De acuerdo con las características del lugar y las unidades del suelo
reportadas, no se presentan basamentos bien definidos (Rodríguez et al., 1991).
Los acuíferos son de tipo libre, que se explotan por medio de norias y pozos, el tipo de agua es
dulce, y su uso es generalmente para riego, actividades pecuarias y consumo humano. Con
gastos máximos de 80 L/s.
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Figura IV.16.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Sistema Acuífero
Desde el punto de vista regional en el área de Salamanca la explotación del agua del subsuelo,
se produce de dos acuíferos con diferentes características geohidrológicas.
1. Un acuífero superior constituido por materiales granulares del Terciario y principios del
Cuaternario, estos materiales presentan intercalaciones de basalto fracturado, con
espesor de hasta 40 m. La temperatura media de este acuífero se reporta de 24°C, y en
él se encuentran perforados la mayoría de los pozos de la zona; con profundidad
promedio de 150 m y un gasto medio de 40 litros por segundo (L/s).
2. El segundo acuífero se encuentra subyaciendo al primero, esta formado por roca riolítica
fracturada del Terciario, y en él se encuentran la mayoría de los pozos de uso industrial.
Es somero y está constituido por materiales granulares, y ha sido el más vulnerable a la
contaminación local.
Localmente en la Ciudad de Salamanca el Río Lerma delimita al sistema acuífero subterráneo.
En la parte Norte del cauce esta constituida por una formación somera, una intermedia y una
profunda. En tanto que en la zona sur no está bien definida, su extención es reducida de
geometría irregular, presenta un acuífero condiciones libres a semiconfinadas y confinadas..
La hidroestratigrafía local está fuertemente controlada por alternancia irregular de material de
grano muy fino a grueso, secuencia que incluye paleocanales de diferente geometría y
magnitud, la permeabilidad de los mismos facilita la movilidad de flujos someros. Cuenta con
una capa de arcilla impermeable que puede estar sosteniendo también acuíferos colgados de
dimensiones variables. No se conoce con precisión los espesores de la formación somera, su
profundidad al nivel estático varia de 18 a 19 m y como ya se comentó se emplaza en material
aluvial, se destaca que esta formación actualmente no se encuentra en explotación (Guysa,
1988 ).
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Uso potencial de las aguas subterráneas
En el uso potencial de acuíferos de acuerdo a la información del INEGI 2007 en el estado de
Guanajuato el uso es principalmente para consumo humano y de riego. También existen zonas
de veda clasificadas en la forma siguiente:
• Veda Rígida. Se recomienda no incrementar la explotación para ningún fin o uso por
sobre explotación del acuífero. Comprende los municipios de San Luis de la Paz, ciudad
Porfirio Díaz, Doctor Mora, San José Iturbide, Comonfort, Celaya, Apaseo el Alto,
Empalme Escobedo, Villagrán, Juventino Rosas, Salmanca, León y parcialmente San
Francisco del Rincón.
• Veda Intermedia. Zona donde se recomienda no incrementar la explotación con fines
agrícolas, reservándose para satisfacer demandas futuras de agua potable en centros
de población. Comprende los municipios de San Miguel de Allende, Irapuato, Manuel
Doblado y parcialmente San Francisco del Rincón.
• Veda Elástica. Zona donde puede incrementarse la explotación de agua subterránea
para cualquier uso, pero con control. Abarca los municipios de Dolores Hidalgo, Silao,
Romita, Pénjamo, Abasolo, Valle de Santiago, Jaral del Progreso, Yuriria, Maravatío,
Salamanca, Tarimoro y Acámbaro.
Con relación a este tema el municipio de Salamanca se ubica en dos zonas de veda la rígida y
la elástica, en ambas casos el aprovechamiento de agua se debe de hacer con uso controlado y
racional, sujetándose lo establecido en la Ley Nacional de Aguas.
IV.2.2 Aspectos bióticos
A Vegetación
Considerando la orografía y la hidrografía como factores principales, el Estado se divide en tres
grandes regiones:
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
a) Región Norte: se caracteriza por un régimen pluviométrico escaso (500 mm) y por un clima
templado semiárido, extremoso en verano y en invierno. En ella los terrenos agrícolas son
delgados y poco fértiles y generalmente las cosechas son escasas.
b) Región centro o Bajío: El Bajío es la región más importante del estado y fue considerada
durante mucho tiempo como el granero de la república. En ella se encuentra la mayoría de
los mejores terrenos del territorio estatal. Esta región es un distrito de riego, tomando en
cuenta el sistema de la Presa Solís y de la Presa Ignacio Allende.
La región del Bajío tiene un buen régimen pluviométrico, que se calcula en 700 mm.,
promedio anual. La temperatura es sumamente agradable todo el año. Los terrenos son
planos y bien irrigados, lo que permite el cultivo de una gran variedad de productos
agrícolas. Entre otros se tiene: maíz, cebada, frijol, cacahuate, alfalfa, habas, sorgo, lenteja,
jitomate, lechuga, zanahoria, espárrago, cebolla, tomatillo, chícharos, garbanzo, papas,
cilantro, perejil, apio, betabel. Chiles varios, como: serrano, jalapeño, habanero, chilaca,
morrón y secos en todas sus variedades, como: negro, para guisar, mira cielo, mulato,
piquin, guajillo, pasilla para rellenar.
c) Región sur, aquí se encuentra La Presa Solís, que contribuye a su riqueza
Agropecuaria, su clima es semicálido y subhúmedo.
El territorio municipal cuenta con bosques de encino, mezquite y selva baja caducifolia.
Entre las especies forrajeras, se encuentra el zacatón, triguillo, lobero, navajita, liendrilla,
mezquite, pata de gallo, de zorra, banderita y colorado. Otras especies son pingüica, sotol,
nopal, huisache, gatuño, largoncillo, cuijote, tepehuaje, palo blanco, pochote, órgano,
garambullo, tepame, vara dulce, casahuate y mezquite. En la Tabla IV.11, se listan las
especies que son cultivables y las que conforman las asociaciones vegetales
representativas del municipio.
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Tabla IV.11.-Agricultura y vegetación
CONCEPTO NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Agricultura 67.23 % de la superficie municipal
Sorghum vulgare Triticum aestivum Hordeum sativum
Zea mays Medicago sativa
Sorgo Trigo
Cebada Maíz
Alfalfa
Forraje Industrial Industrial
Comestible Forraje
Pastizal 7.75 % de la superficie municipal
Distichlis spicata Heliotropium sp.
Aristida sp. Bouteloua sp.
Zacate salado Cola de alacrán
Zacate tres barbas Navajita
Forraje Forraje Forraje Forraje
Bosque 5.97 % de la superficie municipal
Quercus castanea Quercus resinosa
Arbutus xalapensis Arctostaphylos pungens
Encino colorado Roble
Madroño Manzanilla
Leña Leña Leña Leña
Matorral 14.17 % de la superficie municipal
Ipomoea sp. Bursera sp.
Myrtillocactus sp. Acacia farnesiana
Forestiera sp.
Cazahuate Copal
Garambullo Huizache Panalero
Leña Leña
Comestible Leña
Forraje Otro 4.88 % de la superficie municipal
_ _ _
NOTA: Sólo se mencionan algunas especies útiles. FUENTE: INEGI. Carta de Uso del Suelo y Vegetación, 1:250 000.
En la Figura IV.17 (INEGI 1:250 000) se pude apreciar el tipo de vegetación que se puede
encontrar en las zonas aledañas a la Refinería, corresponde a especies agrícolas de temporal y
riego, y la Carta de Vegetación se presenta en el Anexo IV.10.
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Figura IV.17.- Carta de Vegetación.
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Debido a que el área donde se instalará la planta ULSG-1 se encuentra dentro de las
instalaciones de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de PEMEX, y zona urbana de la Ciudad de
Salamanca, éstas no cuentan con asociaciones vegetales nativas representativas del municipio,
como tampoco sitios de cultivo, por lo cual éste factor no será afectado en ninguna etapa por la
ejecución del proyecto.
B Fauna
Se ha reportado que para la composición faunística en el municipio está formada por
ejemplares descritos en la Tabla IV.12, es importante mencionar que ninguna de las especies
anotadas se encuentra sujeta a protección federal de acuerdo a la NOM-051- SEMARNAT-
2001.
Tabla IV.12.- Fauna representativa del municipio de Salamanca.
FAUNA NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN
Mamíferos pequeños Spermophilus variegatus Ardilla o ardillón Didelphis marsupialis Tlacuache Mephitis macroura Zorrillo Sylvilagus floridanus Conejo Canis latrans Coyote
Avifauna Selasphorus rufus Colibrí Quiscalus mexicanus Urraca Columbina inca Torcacita Columbina passerina Tortolita pechipunteada Zenaida asiática Paloma alas blancas Zenaida macroura Huilota Carpodacus mexicanus Gorrión Spizella passerina Gorrión
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FAUNA Campilorhynchus brunneicapillus Matraca desértica Icterus parisorum Calandria Toxostoma curvirostre Huitlacoche Mimus polyglotus Cenzontle Pyrocephalus rubinus Cardenalillo Buteo jamaicensis Halcón cola roja Falco peregrinus Halcón peregrino Falco sparverius Halcón cernícalo Colinus virginianus Codorniz Chordeiles minor Chotacabras Piranga flava Tangaras Passer domesticus Gorrión
Reptiles Crotalus sp Víbora de cascabel Thamnophis sp. Culebra Pituophis deppei Alicante Lagartija
Insectos y arácnidos
Existe gran diversidad de ejemplares de la clase insecta y arácnida, representados por varias
especies de los siguientes órdenes, entre otros, que seguramente se encuentran el sitio de
estudio: Coleoptera (escarabajos), Diptera (moscos), Hemiptera (chinches de las plantas),
Hymenoptera (hormigas, avispas y abejorros), Lepidoptera (mariposas), Odenato (libélulas),
Orthoptera (chapulines).
Considerando que el sitio donde actualmente se localiza la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, y
que es una zona urbanizada donde no se encuentran habitando por fauna silvestre o bien de
tipo comercial ganadero, éste factor no será afectado en forma alguna.
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IV.2.3 Paisaje
El término paisaje ha sido empleado a lo largo de la historia con muy diversos significados. Por
paisaje se entiende naturaleza, territorio, área geográfica, medio ambiente, sistema de
sistemas, recurso natural, hábitat, escenario, ambiente cotidiano, entorno de un punto, pero
ante todo y en todos los casos el paisaje es manifestación externa, imagen, indicador o clave de
los procesos que tienen lugar en el territorio, ya que corresponden al ámbito natural o al
humano.
El paisaje como expresión externa y perceptible del ambiente, es sensible con el entorno y es
evidencia infalible de las actividades históricas desarrolladas por el hombre (los usos del suelo,
su actividad frente a los recursos naturales y los valores de la sociedad).
La construcción del proyecto como se ha venido mencionando se ubicará al lado Sureste de la
Refinería “Ing. Antonio M. Amor”; donde el uso de suelo es industrial por lo que no se tendrá
ninguna afectación significativa por la construcción de las plantas sobre el paisaje en ninguno
de sus aspectos: visibilidad, calidad paisajista y fragilidad visual de la zona circunadante.
IV.2.4 Medio socioeconómico
El medio físico y social están íntimamente vinculados, de tal manera que el social se comporta
al mismo tiempo como un sistema receptor de las alteraciones producidas en el medio físico. A
diferencia de los pocos o nulos efectos que en el medio físico se van a presentar, en el medio
socioeconómico se tendrán algunos, como son la generación de empleos, incremento en la
economía local y regional, entre otros, permitiendo a la población tener una fuente de ingresos o
mejorar su calidad de vida.
Por lo anterior, se tratará de hacer una descripción de los diversos aspectos que integran el
medio socioeconómico, es decir, estudiar los factores que configuren el medio social en un
sentido amplio profundizando en aquellos que puedan revestir características especiales en el
ambiente a afectar. El municipio de Salamanca se ubica en la cuidad de Salamanca, al norte de
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Guanajuato y posee una extensión territorial de 2,961.3 km2 que representan el 3.7% de la
extensión del estado. Está integrado por 261 localidades, de las cuales las más importantes
son: Salamanca, Los Altos, Los Cavazos, El Guerrero, Rancho Grande, Palo Blanco, Llorona
Nueva, Las Burras, Santa Gertudis, Rodolfo M. Rocha, 10 de Noviembre, Alfredo V. Bonfil,
Nuevo Santa Ana y el Porvenir.
A Demografía
La población en Salamanca, según el XII Censo General de Población y Vivienda, para el año
2000 fue de 226 654 habitantes, cifra que representa el 4.86% de la población total del Estado
(INEGI.Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003).
De acuerdo a dicha fuente información en el 2000 la población urbana representó el 73.85%,
mayor que la rural, correspondiendo al grupo entre los 15-64 años de edad el mayor
porcentajes de ésta población (Figura IV.18).
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IV.-
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
fuente INEGI
Figura IV.18.- Población urbana y rural por grandes grupos de edad
Grupos Étnicos
La población indígena existente en el municipio es de 321 personas, es decir, el 0.14% de la
población total del municipio, también existen 83 niños menores de 5 años que sus padres
hablan alguna lengua indígena, ver Figura IV.19.
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IV.-
Figura IV.19.- Distribución de la población que habla alguna lengua indígena.
De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el
municipio habitan un total de 363 personas que hablan alguna lengua indígena.
Crecimiento y distribución de la población
El constante crecimiento del municipio por población principalmente inmigrante ha incrementado
las diferentes necesidades por asentamiento generados de manera rápida, principalmente en
lugares con mayores dificultades para la conducción de los servicios básicos, esto contribuye a
la disminución de los niveles de bienestar para un gran segmento que requiere contar con mejor
nivel de vida.
En la estructura poblacional de Salamanca, registrada hasta el año 2000, según datos oficiales
del INEGI, se destaca un alto porcentaje de población económicamente activa, agrupada en el
intervalo de edad de entre 15 y 64 años, ver Figura IV.20.
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IV.-
Figura IV.20.- Población total por grandes grupos de edad.
Las principales localidades de acuerdo a la aportación de población al municipio son: la
cabecera municipal Salamanca aporta el 60.4% de la población total del municipio (137,000
habitantes). Valtierrilla aporta el 5.01% (11,372 habitantes), San José Temascatío aporta el 2%
(4,586 habitantes) y San Rafael aporta el 1.9% (4,479 habitantes).
Estructura por sexo y edad
La población total del municipio de Salamanca es de 226,654 habitantes, cifra que representa el
4.86% de la población total del Estado. De la población total del municipio el 47.9% son
hombres y el restante 52.1%, mujeres (Tabla IV.13 y Figura IV.21).
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Tabla IV.13.- Población según sexo
POBLACIÓN TOTAL SEGÚN SEXO Años censales 1950 a 2000
AÑO TOTAL HOMBRES PORCENTAJE MUJERES PORCENTAJE 1950 ESTADO 1 328 712 657 552 49.5 671 160 50.5 MUNICIPIO 49 255 24 883 50.5 24 372 49.5 1960 ESTADO 1 735 490 867 212 50.0 868 278 50.0 MUNICIPIO 67 097 34 160 50.9 32 937 49.1 1970 ESTADO 2 270 370 1 139 123 50.2 1 131 247 49.8 MUNICIPIO 105 548 52 666 49.9 52 882 50.1 1980 ESTADO 3 006 110 1 484 934 49.4 1 521 176 50.6 MUNICIPIO 160 040 79 267 49.5 80 773 50.5 1990 ESTADO 3 982 593 1 926 735 48.4 2 055 858 51.6 MUNICIPIO 204 311 99 441 48.7 104 870 51.3 1995 ESTADO 4 406 568 2 139 104 48.5 2 267 464 51.5 MUNICIPIO 221 125 107 693 48.7 113 432 51.3 2000 ESTADO 4 663 032 2 233 315 47.9 2 429 717 52.1 MUNICIPIO 226 654 108 627 47.9 118 027 52.1
F UENTE: INEGI. Guanajuato. VII, VIII, IX, X y XI Censos Generales de Población y Vivienda, 1950, 1960, 1970, 1980 y 1990. INEGI. Guanajuato. Conteo de Población y Vivienda 1995; Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. INEGI. Xll Censo General de Población y Vivienda 2000; Tabulados Básicos Nacionales y por Entidad Federativa; Base de Datos y Tabulados de la Muestra Censal (Versión Disco Compacto).
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IV.-
Figura IV.21.- Población total por grupo quinquenal.
Natalidad y mortalidad
En lo que respecta a las tasas brutas de natalidad (TBN) y mortalidad (TBM) de este municipio
se han observado en la TBN la una tendencia a la baja debido a que en 1995 la TBN fue de 28
y de 25.2 habitantes para el 2000, en el caso de la segunda la TBM se mantuvo casi constante
esto por que se registró un ligero aumento del 0.5 Figura IV.22.
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IV.-
Figura IV.22.- Tasa bruta de natalidad y mortalidad.
En cuando al número de nacimientos el municipio en el período de 1996-2001 ha presentado un
comportamiento constante con un promedio de 5996 nuevos habitantes anuales y de 1007
defunciones (INEGI, 2002).
En las gráficas de la Figura IV.23, se puede observar que en al año de 1996 se reportan el
mayor número de nacimientos 6,206 en tanto que en 2001 se registraron la mayor cantidad de
fallecimientos 1,049 en el municipio. En su relación con el estado estos representan el 4.48% y
0.77%, respectivamente.
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IV.-
Figura IV.23.- Nacimientos y defunciones de 1996-2001.
Migración
Por otro lado el índice de intensidad migratoria para el municipio es de 0.1520 personas de
cada mil, es decir un grado de intensidad migratoria medio y la tasa anual de emigración a los
Estado Unidos 5.6 personas por cada mil. De acuerdo a los resultados que presenta el II
Conteo de Población y Vivienda del 2005, el municipio cuenta con un total de 233,623
habitantes.
Vivienda
El municipio tiene censadas 49,198 viviendas particulares de acuerdo al XII Censo de Población
y Vivienda. De éstas el 90.3% son casa habitación, y una mínima parte son departamentos o
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
vivienda en vecindad, 4.6%. En cuanto a los ocupantes de las viviendas de Salamanca, se
puede decir que la mayoría reside en casa sola. Por otro lado, el promedio de ocupantes en
Salamanca es de 5.23 habitantes por vivienda.
En cuanto a la tenencia de las viviendas, el 83.3% son propias. Por otro lado, el 91.32% de las
viviendas del municipio tienen pisos diferentes a tierra, 93.5% tienen tabique en paredes y el
75.2% con techo de concreto. Aunque los materiales predominantes en las viviendas de
Salamanca son buenos, los servicios de la red pública no cubren la demanda existente.
De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el
municipio cuentan con un total de 53,480 viviendas de las cuales 49,974 son particulares.
Infraestructura social y de comunicaciones Educación
De acuerdo al XII Censo de Población y Vivienda aplicado por INEGI el 88.79% de la población
mayor de 15 años en el municipio está alfabetizada y el resto es analfabeta, Siendo el promedio
de escolaridad de la población municipal es de 6.9 años escolares.
Para la educación básica existen planteles de enseñanza preescolar, primaria y secundaria, así
también, se cuenta con escuelas de capacitación para el trabajo, de educación media,
bachillerato y superior.
En cuanto al porcentaje de analfabetismo en el municipio a partir de año de 1950 al 2000, este
ha ido decreciendo del 60 al 11.2%, es decir una disminución de el 81.4%.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Tabla IV.14.- Población inscrita al sistema educativo municipal
Nivel Educativo Alumnos Personal Docente Escuelas Preescolar 10,049 385 158 Primaria 32,927 1,149 160 Secundaria 12,924 515 54 Profesional Medio 1,221 154 10 Normal 245 30 2 Bachillerato 6,190 466 32 Superior 1,819 266 8 Licenciatura 1,701 230 6 Postgrado 118 36 2 Total 65,375 2,965 424
Fuente. Instituto de Información para el Desarrollo, Compendios Estadísticos Municipales, 2001.
Tabla IV.15.- Población de mayor a 15 años por grupo quinquenal de edad en condiciones de analfabetismo
POBLACIÓN DE 15 Y MÁS AÑOS POR GRUPO QUINQUENAL DE EDAD SEGÚN CONDICIÓN DE ALFABETISMO Y SEXO
Al 14 de febrero de 2000 TOTAL ALFABETA ANALFABETA NO ESPECIFICADA Intervalo de
edades HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERESTOTAL 149,063 63,280 69,065 6,017 10,593 54 54 15 A 19 AÑOS 23,382 10,989 11,952 217 210 9 5 20 A 24 AÑOS 21,214 9,383 11,261 235 316 6 13 25 A 29 AÑOS 19,058 8,261 10,212 247 329 6 3 30 A 34 AÑOS 17,020 7,408 8,753 284 562 5 8 35 A 39 AÑOS 15,121 6,582 7,197 445 890 4 3 40 A 44 AÑOS 12,538 5,332 5,683 518 994 6 5 45 A 49 AÑOS 10,115 4,305 4,173 544 1,090 2 1 50 A 54 AÑOS 8,169 3,335 3,198 555 1,077 1 3 55 A 59 AÑOS 6,147 2,386 2,098 556 1,101 3 3 60 A 64 AÑOS 5,138 1,883 1,556 591 1,102 4 2 65 Y MÁS AÑOS 11,161 3,416 2,982 1,825 2,922 8 8
FUENTE: INEGI. Xll Censo General de Población y Vivienda 2000; Tabulados Básicos Nacionales y por Entidad Federativa; Base de Datos y Tabulados de la Muestra Censal (Versión Disco Compacto)
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
En la Tabla IV.15 se puede observar que para el 2000, son las mujeres del municipio quienes
tienen los mayores números totales de alfabetismo, como de analfabetismo, esto en una parte
se debe a que son las mujeres la mayor parte de la población municipal.
Salud
Para proporcionar atención médica a la ciudadanía, el municipio dispone con la infraestructura
suficiente y de buen nivel, tanto del sector público como privado, ya que existen instituciones
como el Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), la Secretaria de Salud (SSG), el Instituto
de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del Estado (ISSSTE) y los servicios del
hospital de los trabajadores del petróleo (PEMEX), ver Tabla IV.16.
Tabla IV.16.- Población de derechohabientes de instituciones de seguridad social en 1996 y 2002.
INSTITUCIÓN TOTAL ASEGURADOS O TRABAJADORES
FAMILIARES, PENSIONA-DOS Y DEPENDIENTES
ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO 1996 TOTAL 1,805,496 118,756 513,576 47,544 1,291,920 71,212 IMSS 1,453,861 60,205 398,842 15,786 1,055,019 44,419 ISSSTE 293,315 8,070 83,002 2,945 210,313 5,125 PEMEX 50,481 50,481 28,813 28,813 21,668 21,668 SDN 7,839 0 2,919 0 4,920 0 2002 TOTAL 2,547,243 137,873 722,657 36,403 1,824,586 101,470 IMSS 2,152,995 91,545 616,966 24,911 1,536,029 66,634 ISSSTE 341,732 15,281 92,089 4,140 249,643 11,141 PEMEX 31,047 31,047 7,352 7,352 23,695 23,695 SDN 21,469 0 6,250 0 15,219 0
La población derechohabiente del municipio es de 132,955 personas en instituciones públicas
de salud, de las cuales el 65.9% pertenece al IMSS, 23.1% a PEMEX y el 10.8% al ISSSTE.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
El municipio cuenta con 15 unidades médicas de primer nivel y dos de segundo nivel que se
distribuyen en 13 de SSG, dos del IMSS, una del ISSSTE y una de PEMEX. Además
Salamanca cuenta con 22 unidades médicas particulares.
También Salamanca cuenta con 120 consultorios médicos. En cuanto a las consultas, se tiene
una distribución como la siguiente:
Tabla IV.17.- Número de consultas médicas particulares
Tipo de consulta Número
Generales 379,357 Especialidad 176,996 Intervenciones quirúrgicas 7,828 Usuarios activos de planificación familiar 2,214
Fuente. SNIM, versión 6.en INEGI, 2002
En cuanto al capital humano existente en el sector salud, el municipio cuenta con 84 médicos
generales, 111 médicos especialistas y once en otras actividades, mientras que las enfermeras
existentes en el municipio, 215 están en actividad y 9 están inactivas.
Servicios públicos básicos
El gobierno municipal proporciona los servicios públicos indispensables, tales como: agua
potable y alcantarillado, alumbrado público, limpia y recolección de basura, mercados,
panteones, rastros; calles y pavimentos; parques y jardines; seguridad pública; tránsito y
vialidad además de regulación urbana y construcción.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Urbanización
Vías de Comunicación
Salamanca cuenta con una infraestructura de comunicación terrestre que logra conectar a todas
sus comunidades. El territorio municipal está comunicado por 125 kilómetros de caminos, entre
autopistas y caminos rurales, que cubren el 65% de dicho territorio; entronca en Salamanca la
carretera proveniente de Morelia para vincularse con el eje Querétaro-Irapuato.
Estas vialidades resultan importantes debido a que las diversas actividades productivas, de
comunicación, comerciales y transporte, se realizan en automotores de pasajeros y de carga.
El ferrocarril a Ciudad Juárez y Guadalajara atraviesa el municipio con 20 kilómetros, existe una
estación en la ciudad para incorporar un gran movimiento de carga petroquímica y
agropecuaria. Se tiene también ramal a Valle de Santiago y Jaral del Progreso.
Por otro lado, el ferrocarril constituye un medio más de transporte de gran apoyo en el
desplazamiento y comercialización de productos agrícolas, ganaderos, y petroleros entre otros.
Medios de Comunicación
Salamanca cuenta con 13 oficinas de correos, dos administraciones de telégrafos, 4 estaciones
de radio, telefonía y periódicos de circulación estatal.
Abasto
Salamanca cuenta con infraestructura de abasto lo suficientemente desarrollada para las
necesidades del municipio y la región, ya que por su situación geográfica y sus vías de
comunicación, funciona como uno de los puntos estratégicos de la entidad por donde fluye una
gran proporción de mercancías.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
A continuación se muestra el número de centros de abasto con que cuenta el municipio.
(INIDEG, 2001).
• Tiendas 9
• Tianguis 5
• Mercados públicos 2
• Rastros mecanizados 1
• Tiendas de autoservicio 10
Recreación y deporte
En materia de recreación y deporte, existen instalaciones suficientes para dar atención a ésta
demanda, contándose con museos, cines, teatros, centros nocturnos y diversas instalaciones
para la práctica de todas las disciplinas deportivas, tanto en la cabecera municipal como en el
medio rural.
Población económicamente activa
a) Población Económicamente Activa por Sector
El municipio de Salamanca cuenta con una Población Económicamente Activa (PEA) de 68,288
personas de las cuales 97.84% es ocupada y el resto es PEA desocupada. También podemos
mencionar a la Población Económicamente Inactiva que es de 95,289 personas que representa
el 58.02% de la población del municipio en edad de trabajar.
De la PEI 22.8% son estudiantes y 47.5% están dedicados a las actividades del hogar. En la
Tabla IV.18, se encuentra la distribución de personas en cuanto a los sectores de actividad.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Tabla IV.18.- Distribución en número y porcentaje de la PEA por sectores económicos
Sector Número de personas
% que representa
Primario (Agricultura, ganadería, caza y pesca) 9,401 14.06%
Secundario (Minería, petróleo, industria manufacturera, construcción y electricidad)
23,608 35.33%
Terciario (Comercio, turismo y servicios) 31,501 47.14%
Fuente: CEDEMUN, SNIM versión 6.0
Salario Mínimo
De acuerdo a la Comisión Nacional de los Salarios Mínimos mediante resolución publicada en
el Diario Oficial de la Federación del 29 de diciembre de 2006, el municipio de Salamanca
pertenece al área geográfica “C” y en el año el 2007 el salario mínimo general fue de $47.60
pesos diarios.
b) Distribución de la población activa por sectores, productos y servicios
Principales Sectores 1.- Agricultura
El sector de la agricultura se puede considerar que está en segundo término después del
industrial. El municipio de Salamanca ocupa un lugar destacado en la producción estatal de
trigo, ajo, tomate, cáscara, garbanzo, ejote, sorgo, cebada, espárrago y avena forrajera. Otros
importantes cultivos son: alfalfa, calabacita, camote, cebolla, chícharo verde, chile verde, fresa,
fríjol, jitomate y maíz (Figura IV.24).
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IV.-
Fuente: Secretaría de Desarrollo Agropecuario de Gobierno del Estado.
Figura IV.24.- Volumen de (toneladas/año) producción de los principales cultivos en los años agrícolas 1995/96 y 2001/02
En cuanto al rendimiento de estos cultivos para el año agrícola 2001/02, con excepción del fríjol,
se puede observar con excepción del fríjol, se puede observar un incremento para el 2001
(Figura IV.25).
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IV.-
Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.
Figura IV.25.- Rendimiento medio de los principales cultivos, en los años agrícolas 1995/96 y 2001/02.
2.- Ganadería
La ganadería se practica en forma extensiva; su importancia es relevante. La producción
ganadera se encuentra distribuida en casi todo el municipio donde se explotan los siguientes
tipos de ganado: porcinos, bovinos, caprinos y aves (Figura IV.26 y Tabla IV.19).
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IV.-
Figura IV.26.- Población ganadera (cabezas de ganado) 1996 – 2002.
Tabla IV.19.- Población avícola y existencia de colmenas 1996 y 2002
CONCEPTO ESTADO MUNICIPIO 1996 2002 1996 2002
GALLINÁCEAS f/ 17,836,370 62,886,717 1,097,876 230,352 EXISTENCIAS DE COLMENASg/ 39,000 31,900 g/ 707 578
NOTAS: f/ Para 1996 comprende aves para carne y huevo. Para 2002 comprende: gallinas, gallos, pollos y pollas, tanto para la producción de carne como de huevo. g/ Comprende colmenas rústicas y modernas. Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.
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IV.-
3.- Industria
Los principales giros industriales en el municipio se dedican a la elaboración de derivados del
petróleo, uniformes deportivos, productos químicos, hielo, óxido de hierro, mezclas de hule y
plásticos, vaselina, aceites, oxígenos, nitrógeno, argón, anhídrido carbónico, pinturas,
adhesivos, mejoradores de suelos, envases de hojalata, equipos industriales, reactores,
pesticidas, sulfato de amonio, urea, refacciones industriales, velas, brillantinas y bióxido de
carbono líquido, principalmente.
La industria manufacturera representa una importante fuente de ingresos para Salamanca,
entre éstas destacan la alimentaría, la de fabricación de productos no metálicos y metálicos, la
maderera, la textil y otras (Figura IV.27 y Figura IV.28).
Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.
Figura IV.27.- Unidades en actividades manufactureras por subsector en 1998
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IV.-
Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.
Figura IV.28.- Personal ocupado en actividades industriales
4.- Comercio
La actividad comercial en Salamanca, está representada por una amplia gama de
establecimientos que ofrecen a la población regional todo tipo de productos y artículos para el
hogar, la oficina y la agricultura (Tabla IV.20).
Tabla IV.20.- Número de establecimientos comerciales y de abasto
Tipo de comercio y/o abasto Número Tiendas 9 Tianguis 5 Mercados públicos 2 Rastros mecanizados 1 Tiendas de autoservicio 10
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IV.-
Como se observa en la Figura IV.29, el comercio al por menor, en este subsector reportá al
mayor número de personas ocupadas en 1988, según lo muestran las estadísticas de las
unidades económicas, personal ocupado y producción bruta total en las actividades
comerciales, por sector de actividad de 1988.
Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.
Figura IV.29.-Actividades del sector comercial
5.- Turismo
Se dispone de varios hoteles que satisfacen la demanda de este servicio. No obstante, resulta
deficiente la infraestructura restaurantera. Hay suficientes instituciones de crédito y financieras.
El servicio de transporte esta considerado como aceptable. Cuenta con servicio de
arrendamiento de autos, agencias de viajes y hospedaje, entre otros.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Tabla IV.21.- Establecimientos y cuartos de hospedaje, por clase del establecimiento para el los años 1996 al 2002ª/
CLASE ESTADÍSTICA ESTABLECIMIENTOS CUARTOS ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO
1996 TOTAL 310 9 12,339 414 CINCO ESTRELLAS b/ 15 0 1,136 0 CUATRO ESTRELLAS 32 1 2,822 55 TRES ESTRELLAS 62 5 2,897 241 DOS ESTRELLAS 53 0 1,951 0 UNA ESTRELLA 34 2 995 78 CLASE ECONÓMICA c/ 114 1 2,538 40 2002 TOTAL 423 10 15,869 465 CINCO ESTRELLAS 25 0 2,045 0 CUATRO ESTRELLAS 54 1 3,610 54 TRES ESTRELLAS 103 6 4,110 288 DOS ESTRELLAS 65 0 2,312 0 UNA ESTRELLA 63 2 1,598 66 SIN CATEGORÍA d/ 113 1 2,194 57
a/ Datos referidos al 31 de diciembre de cada año. b/ Incluye clase especial. c/ Comprende: sin categoría, amparados, casas de huéspedes y cabañas. d/ Comprende: clase económica, posadas, bungalows, cuartos amueblados, suites y condominios. FUENTE: Coordinadora de Turismo del Estado. Departamento de Política Turística.
El municipio de Salamanca, en los años de 1996 al 2002, recibió turistas nacionales y
extranjeros, siendo los primeros los que ocuparon los el mayor número de establecimientos
hoteleros (Figura IV.30).
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IV.-
a/ Incluye extranjeros residentes en el país. b/ Incluye nacionales residentes en el extranjero. FUENTE: Coordinadora de Turismo del Estado. Departamento de Política Turística
Figura IV.30.- Ocupación hotelera en el período de 1996-2002.
B Factores socioculturales
Dentro del sitio donde se ubicará el proyecto no se realizan actividades culturales y religiosas,
sin embargo a continuación se describen las actividades y lugares de reunión más comunes del
municipio de Salamanca.
Los monumentos históricos más representativos del municipio se listan a continuación:
• A José Ma. Morelos y Pavón
• A Miguel Hidalgo y Costilla
• A Lázaro Cárdenas
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
• Monumento Petrolero
• Obelisco a Benito Juárez
• Fuente Petrolera
Monumentos Arquitectónicos
• Cruz Atrial Tequitqui
• Templo del señor del Hospital
• Edificio de la Presidencia Municipal y su portal
• Templo de las Tres Caídas
• Templo de San Agustín
• Parroquia Nativitas
• Parroquia Antigua
• Templo Expiatorio
• Iglesia de San Juan de la Presa
• Casa del Delegado de la Santa Inquisición
Museos
Los centros de conocimiento están representados por los siguientes museos:
• Museo de Hidalgo.
• Casa de la Inquisición
• Estación del Ferrocarril
• Casa típica de las Ollas
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Fiestas, Danzas y Tradiciones
El municipio tiene muchas festividades de todo tipo, a continuación se mencionan las más
importantes:
• El 1 de enero se celebra el aniversario de la fundación de la ciudad. El domingo anterior
al miércoles de ceniza, el Carnaval en el Barrio Nativitas.
• La feria de Salamanca, durante la Semana Santa. Es celebrada con múltiples eventos,
como: exposiciones agrícola, artesanal, ganadera, comercial, industrial y cultural; peleas
de gallos, charreadas, juegos mecánicos, competencias deportivas y, elección y
coronación de la reina. En el ámbito religioso se realizan peregrinaciones el martes,
Jueves y Viernes Santos y procesión del Silencio el Viernes por la noche.
• El 25 de agosto, las festividades de San Agustín.
• Festividad de Corpus Christi. Solemne ceremonia religiosa que se efectúa el tercer
jueves del mes de junio, con la puesta de los siete altares alrededor del jardín principal,
los cuales son adornados con frutas que se obsequian al finalizar la ceremonia religiosa.
Cabe mencionar que anteceden a este día la participación de los diferentes gremios de
la ciudad durante ocho días, entrando en peregrinación al templo del Señor del Hospital,
el cual es bellamente decorado con los trabajos de cera que elaboran los artesanos del
lugar. En el ámbito profano se llevan a cabo bailes populares y fuegos artificiales.
• Durante el mes de diciembre se realizan concursos de pastorelas, villancicos, piñatas,
poesía coral con temas navideños, nacimientos y carros alegóricos con temas bíblicos.
• El traje típico de la mujer consiste de blusa de algodón blanco de manga corta y falda de
color rojo en la parte superior y verde bandera en la parte inferior, uniéndose los colores
en forma angular.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
Artesanías
El Municipio de Salamanca es profundamente rico en variedad artesanal, Las primeras
investigaciones de “La Casa de la Cultura”, indican la gran sensibilidad de los Salmantinos.
Tanto en la zona urbana como en la zona rural, la expresión artística de los habitantes se
manifiesta en las siguientes disciplinas: cestería, platería, deshilado, cera escamada, bronce,
ceriescultura, talla en madera y cantera, tejido de vara, máscaras en hoja de palma, cohetería,
tejido de lana, veladoras decorativas, vitral, dulces artesanales, piñatas navideñas, cristal
empañado, punto de cruz, trajes típicos en muñecas, pintura en cerámica, marcos en madera,
alfarería y cerámica, pintura sobre cerámica, cinturones piteados, cartonería, tejido de ganchos,
camballa, instrumentos musicales prehispánicos, juguete de hoja de plata y aparatos de
petróleo. Se cuenta con varios talleres familiares, que son una autentica tradición salmantina y
una herencia legada por los padres. Agustinos desde el Siglo XVII, la cual Es ya reconocida en
todo el país y ha tenido gran aceptación a nivel mundial. Cuenta también con su fama por
presentar sus grandiosos nacimientos navideños en figuras de cera, manifestándose con los
pasajes del antiguo y nuevo testamento. Durante la época decembrina hasta el día 2 de febrero,
día de la Candelaria.
Gastronomía
El arte culinario radica principalmente en las enchiladas con pata de puerco o cecina,
encurtidos, tamales, menudo, buñuelos, gorditas de trigo, fruta cubierta y nieves.
Centros Turísticos
El municipio cuenta con instalaciones deportivas y recreativas como son: el Club Salamanca,
Club Campestre, Balneario el Cerrito y Balneario el Tajo, entre otros centros.
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
IV.2.5 Diagnóstico Ambiental
El área donde se ubicará la planta ULSG 1 está caracterizada por una superficie plana,
originada por el acarreo de material suelto (aluviones) del cuaternario. El tipo de clima es
semicálido subhúmedo (ACw0) con lluvias en verano la temperatura promedio anual es de
19.2°C con una precipitación de 195.3 mm promedio anual registrada. Las granizadas ocurren
en la época de mayor precipitación, en tanto que las heladas generalmente suceden en la
época de otoño invierno cuando se registra el un escaso número de precipitaciones y
temperaturas bajas.
En cuanto a estos factores ambientales éstos no serán afectados de forma significativa, debido
a que los trabajos de obra para la construcción de la planta desulforadora se realizarán en
forma local y únicamente en el predio de la Refinería en un área total aproximada de 60 225 m2.
Es decir los factores clima, geología, topografía y suelo no tendrán alteraciones importantes,
esto también considerando que el área se encuentra actualmente impactada por las actividades
propias de la Refinería.
De acuerdo a la descripción que realizó anteriormente en el presente capítulo se encuentra en
un región la donde se presenta un buen drenaje de agua. Sin embargo esta característica
además de su estructura, composición fisicoquímica, particularmente en el sitio destinado para
el presente proyecto, se encuentran alteradas debido la presencia de la actual infraestructura de
la Refinería.
En cuanto a la presencia de fallas geológicas en el sitio del proyecto, la Refinería “Ing. Antonio
M. Amor” se encuentra en su área sureste, atravesada por una la falla de la Ave. Faja de Oro,
no obstante que en año de 1993 afecto su sistema de drenaje éste evento geológico, no
interfiere con los procesos propios de la refinación del petróleo crudo, como tampoco afectará a
las nuevas instalaciones de la ULSG-1, debido a que no se construirán sobre éstas.
El sitio para la construcción de la planta ULSG-1 se ubica en la Región hidrológica RH12Bb
encontrándose como la corriente superficial de agua más próxima a un 1.0 km de distancia en
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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL
dirección sureste es el Río Lerma, cabe señalar que el suministro de agua potable no proviene
de éste, sin embargo es un receptor de sus aguas residuales tratadas.
En suministro de agua potable a la Refinería, éste se realiza por el aprovechamiento de pozos
de aguas de acuíferos subterráneos mediante una concesión para esta actividad, se destaca
que el proyecto se ubica en una zona de veda de agua subterránea por lo que existen
restricciones para su uso y explotación, la actual concesión con la que cuenta PEMEX le
permite un flujo de extracción de 2,761.2 T/h de los cuales consume 1,956.7 T/h.
Por la ubicación del sitio del proyecto dentro de la Refinería la vegetación presente es de tipo
secundaria (pasto) y la que rodera al predio no será alterada por ninguna de las actividades que
se realizarán para la construcción y operación de la Planta ULSG-1.
Por otro lado, al encontrarse en una zona de tipo urbano y con uso de suelo industrial, en el
área de interés no se encuentran especies de flora y fauna sujetos a protección por la NOM-
059-2001.
De acuerdo a la cartografía del INEGI disponible escala 1: 50 000, el uso potencial de suelo
circundante a la ciudad de Salamanca es de tipo agrícola y pecuario, y considerando que el
proyecto se realizará en el predio actual de la Refinería estos usos no se afectarán en forma
alguna. Con respecto a los usos de suelo el sitio de interés se ubica en la zona industrial, por lo
que tampoco se alterará esta condición.
En cuanto a los aspectos socioeconómicos desde la construcción a la operación y
mantenimiento de la Planta ULSG-1, representará un beneficio en el sentido que generará
nuevos empleos y continuará contribuyendo con el desarrollo industrial de Salamanca y de la
Región.
Los usos dados al suelo y la vegetación, así como los sistemas de manejo empleados para ello,
implican en la mayoría de las veces la modificación de la composición de la vegetal causando
cambios ligeros que alteran la cobertura vegetal, hasta cambios tan severos que implican su
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remoción total o parcial. La identificación de esta condición en el tiempo permite valorar de
manera cuantitativa las variaciones en superficie y cualitativamente las pérdidas o ganancias de
calidad de los recursos naturales.
Con el propósito de establecer las condiciones ambientales previas al proyecto e identificar los
posibles deterioros ambientales con la información obtenida se realizó una estimación de la
fragilidad natural.
Al respecto pude decirse que el sitio de interés se encuentra actualmente impactado por las
instalaciones, procesos y actividades propios de la Refinería que se encuentra operando desde
1950, la fragilidad del ambiente por la presencia de cobertura vegetal natural es poco
significativa.
Anexo IV.1. Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca.
Anexo IV.2. Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007.
Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca.
Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca.
Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio.
Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo.
Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.
Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.
Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas.
Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
CONTENIDO
V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES ....3 V.1. Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales ............................4
V.1.1. Criterios de identificación de impactos .............................................................................4 V.1.2. Criterios de evaluación de impactos.................................................................................5
V.1.2.1 Magnitud de impacto ambiental ....................................................................................6 V.1.2.2 Importancia de los factores ambientales ......................................................................8 V.1.2.3 Significancia de los impactos ambientales .................................................................10
V.2. Identificación de impactos ambientales.....................................................................11 V.2.1. Actividades relevantes en las diferentes etapas del proyecto ........................................11 V.2.2. Estado actual del sistema ambiental ..............................................................................13 V.2.3. Visita al sitio....................................................................................................................14 V.2.4. Requisitos de la legislación y normatividad aplicable.....................................................15 V.2.5. Indicadores ambientales.................................................................................................19
V.3. Descripción de impactos ambientales .......................................................................21 V.3.1.1 Preparación del sitio ...................................................................................................22 V.3.1.2 Construcción...............................................................................................................27 V.3.1.3 Operación y mantenimiento........................................................................................34 V.3.1.4 Abandono del sitio ......................................................................................................41
V.4. Evaluación de impactos ambientales .........................................................................46 V.4.1. Aire .................................................................................................................................47 V.4.2. Agua ...............................................................................................................................48 V.4.3. Suelo...............................................................................................................................50 V.4.4. Paisaje ............................................................................................................................51 V.4.5. Socio-economía..............................................................................................................51
V.5. Impactos ambientales en emergencias ......................................................................52 V.6. Escenario modificado ..................................................................................................57
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
LISTA DE TABLAS
Tabla V.1.- Criterios de evaluación de impactos ambientales.................................................. 7 Tabla V.2.- Rango de magnitud del impacto ambiental............................................................ 8 Tabla V.3.- Componentes y factores del sistema ambiental del proyecto................................ 9 Tabla V.4.- Criterios de calificación de los factores ambientales ............................................. 9 Tabla V.5.- Importancia de los factores ambientales.............................................................. 10 Tabla V.6.- Rangos de significancia de impacto ambiental .................................................... 11 Tabla V.7.- Lista de actividades relevantes del Proyecto. ...................................................... 12 Tabla V.8.- Regulación ambiental aplicable. .......................................................................... 16 Tabla V.9.- Indicadores ambientales del proyecto.................................................................. 20
LISTA DE FIGURAS
Figura V.1.- Etapa de preparación del sitio. ........................................................................... 23 Figura V.2.- Etapa de construcción y arranque. ..................................................................... 30 Figura V.3.- Etapa de operación y mantenimiento. ................................................................ 35 Figura V.4.- Etapa de abandono de sitio. ............................................................................... 43 Figura V.5.- Escenario de riesgo probable. Día...................................................................... 53 Figura V.6.- Escenario de riesgo probable. Noche................................................................. 54 Figura V.7.- Escenario de riesgo catastrófico. Día. ................................................................ 55 Figura V.8.- Escenario de riesgo catastrófico. Noche ............................................................ 56
LISTA DE ANEXOS
Anexo V.1 Matrices de identificación y evaluación de impactos. Anexo V.2.- Planos de análisis de consecuencias de riesgo
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
En este Capítulo se presenta la identificación, descripción y evaluación de los impactos
ambientales que se prevén generados por las obras y actividades del proyecto sobre el sistema
ambiental del área de estudio.
El capitulo está organizado en 6 secciones principales. En la Sección V.1, se describen los
pasos de la metodología aplicada para la identificación y la evaluación de los impactos
ambientales. La Sección V.2 presenta el proceso de identificación de impactos ambientales. En
la Sección V.3 se describen los impactos identificados. La Sección V.4 corresponde a la
evaluación de los impactos ambientales y la determinación de su significancia con base en el
análisis de los efectos que pueden producir en el ambiente. En la sección V.5 se presenta la
identificación y evaluación de impactos en emergencia, con base en el estudio de riesgo del
proyecto.
Finalmente, en la Sección (V.6) se describe el escenario ambiental modificado en el que se
identifican los impactos que podrían resultar de insertar las obras y actividades del proyecto en
el área de estudio, comparado con las condiciones ambientales base.
En general, la identificación y evaluación de los impactos ambientales que las actividades del
proyecto podrían generar, se basa en la ubicación, dimensiones, características y alcances de
las obras y actividades del proyecto; en el análisis integral del sistema ambiental del área de
estudio, y por supuesto, se ha tenido en cuenta la vinculación con los ordenamientos jurídicos
aplicables relativos a la preservación del equilibrio ecológico y la protección del ambiente,
según se ha descrito en Capítulos previos:
• Información técnica del Proyecto (Capítulo II)
• Vinculación de los ordenamientos jurídicos (Capitulo III)
• Estado actual del sistema ambiental del área de estudio (Capítulo IV)
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V.1. Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales
La metodología utilizada para la identificación y la evaluación de los impactos ambientales
comprende seis pasos con la aplicación de criterios específicos.
• Definición de actividades relevantes del proyecto
• Determinación de los componentes y factores ambientales relevantes del área de
estudio.
• Requisitos de la legislación y normatividad aplicable.
• Definición de indicadores de impactos
• Identificación de impactos
• Evaluación de impactos
A continuación se describen los criterios de identificación y evaluación de impactos, y el
seguimiento de los pasos de la metodología planteada. Es importante mencionar que para la
identificación y evaluación de los impactos ambiéntales, también se utilizó la técnica de sobre-
posición de planos y mapas temáticos, conforme se presentó en los Capítulos II y IV, para la
identificación de los escenarios espaciales ambientales del proyecto. Los planos analizados
incluyen las instalaciones de la Refinería, las áreas de las instalaciones del proyecto y cartas
temáticas tales como hidrología, edafología, topografía, vegetación, uso de suelo y zonificación
ecológica entre otras.
V.1.1. Criterios de identificación de impactos
La aplicación de los criterios de identificación de impactos se realiza en los cuatro primeros
pasos de la metodología, tomando en cuenta las características de obras y actividades del
proyecto, el estado actual del sistema ambiental de la zona de estudio, los requisitos legales y
la definición de indicadores ambientales.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
1.
2.
3.
4.
Determinación de las actividades relevantes del proyecto. En este paso se sintetiza
y ordena la información relativa a las actividades del proyecto en sus diferentes etapas
(del Capitulo II); con esto se elaboran un diagrama de bloques de las actividades y se
genera una lista de las actividades relevantes, Sección V.2.1.
Determinación de los componentes y factores ambientales relevantes del área de estudio. Con base en el estado actual del sistema ambiental (del Capítulo IV), y las
observaciones de campo obtenida durante el recorrido del sitio del proyecto, se
determina un inventario de los componentes y factores relevantes que conforman el
sistema ambiental del área de estudio e interactúan como parte del ecosistema.
Secciones V.2.2 y V.2.3.
Requisitos de la legislación y normatividad aplicable. Con base en la normatividad
aplicable al proyecto (del Capítulo III), se realizó un resumen de las obligaciones y
requisitos legales, para ser tomados en cuenta en el cumplimiento ambiental legal base
del proyecto. Sección V.2.4.
Definición de indicadores de impacto ambiental.- Para cada uno de los
componentes o factores ambientales relevantes que integran el sistema ambiental, se
define un índice de de referencia, cualitativo o cuantitativo, para evaluar la dimensión de
las modificaciones o alteraciones en el ambiente como consecuencia del establecimiento
del proyecto Sección V.2.5.
V.1.2. Criterios de evaluación de impactos
La evaluación de los impactos ambientales se realiza mediante la aplicación de criterios de
evaluación definidos en relación con las condiciones, duración y características del proyecto, y
los alcances y efectos de los impactos. La finalidad de la evaluación es determinar la dimensión
de los impactos ambientales para clasificarlos por su significancia o relevancia en el equilibrio
ecológico de la zona de estudio y la prevención de la contaminación de tal manera que se
identifique el escenario ambiental del área de estudio con la inserción del proyecto. Los
resultados de la evaluación de impactos se presentan en la Sección V.4.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
La significancia o relevancia de los impactos ambientales, se determinó a partir de la relación
directa de dos criterios generales de evaluación: La magnitud del impacto sobre el ambiente y la
importancia del factor o componente ambiental influenciado.
La magnitud del impacto ambiental es un indicador del nivel de influencia o efecto que puede
causar cada actividad del proyecto sobre un componente ambiental.
La importancia del factor ambiental indica el valor o sensibilidad que puede tener
determinado componente ambiental en el mantenimiento del equilibrio ecológico del sistema de
estudio, como parte integral y funcional del mismo.
V.1.2.1 Magnitud de impacto ambiental
Para determinar la magnitud del impacto, se aplicaron tres criterios particulares: duración del
efecto, extensión del efecto y la forma de incidencia sobre el factor ambiental.
Duración (D): Se refiere al tiempo que se puede mantener el efecto de un impacto una vez
ocurrido o la actividad que lo genera. Se relaciona con el periodo de tiempo que dura el efecto
sobre el ambiente, ocasionado por la actividad del proyecto. Se tiene en cuenta la capacidad
que tiene el sistema ambiental para absorber dicha modificación o disturbio sobre cada
componente ambiental.
• Permanente.- Cuando los efectos sobre el ambiente persisten debido a que el sistema
no retorna a su condición original.
• Temporal.- Cuando los efectos generados por una acción son absorbidos por el sistema
ambiental en un periodo de tiempo relativamente corto, considerando como referencia el
periodo de tiempo que dura la actividad que genera el impacto.
Extensión (Ex): Determina el efecto del impacto sobre un horizonte espacial, es decir, en
referencia a una superficie determinada como área de afectación sobre el componente
ambiental analizado, estableciéndose en las siguientes categorías.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
• Puntual.- El efecto del impacto se extiende dentro de las áreas de ejecución del
proyecto.
• Local.- El efecto del impacto se extiende dentro de los límites del área de estudio.
• Regional.- El efecto del impacto se extiende más allá de la zona de influencia; es decir,
dicho impacto puede manifestarse más allá de los límites del área de estudio.
Efecto (Ef): Este criterio se refiere a la forma de incidencia de la acción sobre el factor o
componente ambiental que se evalúa. El efecto del impacto puede ser de tres tipos.
1.
2.
3.
Indirecto: cuando el impacto no incide de forma directa sobre el factor ambiental.
Directo: cuando el impacto incide directamente sobre el factor ambiental.
Sinergístico: cuando los efectos benéficos o adversos del impacto en evaluación se
suman o adicionan a los que causa otra acción simultánea.
Como siguiente paso, los criterios mencionados anteriormente fueron valorados por un grupo
interdisciplinario y se les asignó un valor de jerarquía que se presenta en la Tabla V.1.
Tabla V.1.- Criterios de evaluación de impactos ambientales
CLAVE IMPACTO VALOR DURACIÓN
Pe Permanente 1 T Temporal 3
EXTENSIÓN P Puntual 1 L Local 2 R Regional 3
EFECTO D Directo 1 In Indirecto 2 S Sinergístico 3
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Considerando los valores asignados a estos criterios y aplicando la siguiente ecuación se
estimó un índice de la Magnitud del Impacto, tomando como referencia la propuesta de V.
Conesa F. et al 1997.
M= (D+Ex+Ef)/9
Donde:
M= Magnitud del impacto
D= Duración de la acción
Ex= Extensión del impacto
Ef= Efecto del impacto
9= Valor máximo posible de la sumatoria de los valores asignados a los criterios considerados
para evaluar la magnitud de los impactos.
Los valores de la magnitud de los impactos serán los indicados en la Tabla V.2.
Tabla V.2.- Rango de magnitud del impacto ambiental
Rango Magnitud Alta 7-9
Media 5-6 Baja 3-4
V.1.2.2 Importancia de los factores ambientales
Los componentes y factores ambientales que son relevantes en el área del estudio y que son
susceptibles de interactuar con las actividades del proyecto ya sea de forma positiva o negativa;
es decir, sobre los que se pueden causar algún tipo de impacto se presentan en la Tabla V.3.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Tabla V.3.- Componentes y factores del sistema ambiental del proyecto.
COMPONENTE AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL
Calidad del aire Olor
Visibilidad. AIRE
Ruido Calidad del suelo SUELO Permeabilidad.
Calidad del agua Uso AGUA
Disponibilidad. PAISAJE Paisaje
Economía regional. Economía local SOCIO-ECONOMÍA
Generación de Infraestructura y servicios públicos
Para efecto de la evaluación de los impactos que se puedan causar ambiente, se valora la
importancia de los factores ambientales tomando en cuenta cinco criterios que determinan su
interrelación en el equilibrio ecológico del sistema ambiental de estudio. Los criterios de
valoración son los siguientes (Tabla V.4).
Tabla V.4.- Criterios de calificación de los factores ambientales
VALOR CRITERIO
1 Valor biológico (biodiversidad, conservación, endemismo, rareza).
2 Importancia para el funcionamiento del ecosistema local o regional.
3 Valor estético, paisajístico o cultural.
4 Afectación sobre la abundancia, disponibilidad o calidad del componente ambiental en el área de
estudio.
5 Valor para la calidad de vida de los pobladores locales.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Con base en la discusión de un equipo multidisciplinario, se analizó cada componente y factor
ambiental, considerando las condiciones actuales del sistema ambiental del área de estudio y
del sitio del proyecto y se realiza la sumatoria de valores asignados a cada concepto aplicable
con los criterios de calificación (Tabla V.5). Los resultados obtenidos muestran que los factores
ambientales más importantes del sistema de estudio son la calidad del aire, y la calidad y
disponibilidad del agua.
Tabla V.5.- Importancia de los factores ambientales
COMPONENTE AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL ASIGNACIÓN
DE VALORES
IMPORTANCIA DEL FACTOR AMBIENTAL
Calidad del aire 4+5 9 Olor 4+2 6
Visibilidad 3 3 AIRE
Ruido 4 4 Calidad del suelo 4 4 SUELO
Permeabilidad 4 4 Calidad del agua 4+5 9
Uso 4+2 6 AGUA Disponibilidad 4+5 9
PAISAJE Paisaje 3 3
Economía regional 5 5
Economía local 5 5 SOCIO-
ECONOMÍA Generación de
infraestructura y servicios 5 5
V.1.2.3 Significancia de los impactos ambientales
Finalmente, la determinación de la significancia o relevancia de los impactos ambientales se
realiza a partir de la factorización de la magnitud del impacto y la importancia del factor
ambiental. El producto de los factores se cuantifica como la significancia del impacto ambiental
y se clasifica con los rangos de ponderación indicados en la Tabla V.6.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
SIGNIFICANCIA DEL IMPACTO AMBIENTAL
= MAGNITUD DEL
IMPACTO X
IMPORTANCIA DEL FACTOR AMBIENTAL
Tabla V.6.- Rangos de significancia de impacto ambiental
Significancia del impacto Rango
No Significativo 1-4 Importante 5-7
Muy importante 8-9
V.2. Identificación de impactos ambientales
Siguiendo los cuatro primeros pasos de la metodología referida en la Sección V.1, la
identificación de los impactos tomo en cuenta las actividades del proyecto, la importancia de los
componentes del sistema ambiental, los requisitos de la legislación ambiental, las condiciones
ambientales actuales observadas en el sitio, durante el recorrido en campo, y los resultados de
la sobre-posición de planos y cartas temáticas.
V.2.1. Actividades relevantes en las diferentes etapas del proyecto
Con base en la descripción del proyecto, se identificaron las diferentes actividades que tendrán
que realizarse, sus características y su alcance. Se generó una lista general y un diagrama de
bloques por cada una de las cuatro etapas del proyecto:
1.
2.
3.
4.
Preparación del sitio
Construcción y pruebas de arranque
Operación y mantenimiento
Desmantelamiento y abandono del sitio
El listado general de las actividades del Proyecto que podrían interactuar con los componentes
ambientales del sistema de estudio, se presenta en la Tabla V.7.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Tabla V.7.- Lista de actividades relevantes del Proyecto.
ETAPA ACTIVIDAD DEFINICIÓN
1 Administración de personal.
Trabajadores que desarrollarán las actividades de esta etapa del proyecto.
2
Excavación para cimentaciones e
instalaciones subterráneas.
Ruptura de concreto de algunas áreas, y remoción del suelo para enterrar
cimentaciones y colocar instalaciones subterráneas. Movimiento de tierra dentro y
fuera de las áreas.
3 Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.
Compactación, nivelación y cobertura de concreto al suelo.
4 Obras provisionales. Instalación de sanitarios, oficinas y comedor provisionales. P
repa
raci
ón d
el s
itio.
5 Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales para
construcción.
6 Administración de personal.
Trabajadores que desarrollarán las actividades de esta etapa del proyecto.
7 Obra civil.
Cimentación, levantamiento de estructuras, adecuación de calle 12 A, construcción de
edificios, instalación y levantamiento de tuberías, limpieza y pintado de obras e
instalaciones.
8 Obra electromecánica.
Instalación y ensamble de equipos, instalación de instrumentación y control,
habilitación de cuartos de control, instalación de sistema eléctrico.
9
Obras de Integración de la Planta ULSG 1
con instalaciones existentes.
Extensión/ampliación de ductos, tuberías y cableado de conexión entre las instalaciones
nuevas del Proyecto y las instalaciones existentes.
10 Pruebas de arranque y operación.
Pruebas de arranque de maquinaria y equipos de la Planta ULSG 1, Torre de
enfriamiento, Cuarto de Control Satélite, Subestación eléctrica y quemador.
11 Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales para
construcción.
Con
stru
cció
n.
12 Obras y servicios de apoyo.
Uso y operación de las áreas de servicio almacenes de materiales, talleres, patios y
sanitarios.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
ETAPA ACTIVIDAD DEFINICIÓN
13 Administración de personal.
Trabajadores que desarrollarán las actividades de esta etapa del proyecto.
14 Operación y
mantenimiento de la Planta ULSG 1
Desulfurización de la gasolina catalítica para reducir la concentración de azufre de 200 ppm a 10 ppm.
15
Operación y mantenimiento de la
Regeneradora de amina.
Eliminación de azufre de la corriente de amina rica proveniente de la Planta ULSG 1 para ser recirculada.
16 Operación y
mantenimiento de la Torre de enfriamiento.
Enfriamiento de agua para los sistemas de intercambio de calor.
17 Operación y
mantenimiento del quemador.
Combustión de las emisiones de gases provenientes de la Planta ULSG 1
18
Operación y mantenimiento de las
subestaciones eléctrica.
Transformación del voltaje de la energía eléctrica recibida de los turbogeneradores.
Ope
raci
ón y
Man
teni
mie
nto.
19
Mantenimiento y limpieza de
infraestructura y servicios
Obras y actividades para reparación de caminos, acceso en general, iluminación, bases, racks, drenajes, edificios, servicios sanitarios y administrativos, entre otros.
20 Administración de personal.
Trabajadores que desarrollarán las actividades de esta etapa del proyecto.
21 Desmantelamiento de instalaciones.
Desmantelamiento de las unidades y componentes de limpieza.
22 Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales.
Aba
ndon
o de
l siti
o.
23 Disposición de materiales y residuos.
Manejo y disposición final de los materiales y residuos generados durante el desmantelamiento.
V.2.2. Estado actual del sistema ambiental
El área de estudio del sistema ambiental del proyecto es una zona de condiciones naturales
modificadas de lo que fuera su condición original, con particular énfasis debe reiterarse que el
sitio del proyecto se ubica dentro de la Refinería, en una zona de uso de suelo industrial y
rodeado de zona conurbana del municipio de Salamanca, Gto.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
En el área del proyecto, los componentes bióticos naturales tales como la flora y la fauna son
prácticamente ausentes, aunque pueden mencionarse animales domésticos y fauna urbana
como roedores e insectos.
Los factores abióticos presentes en el sistema ambiental se encuentran en las siguientes
condiciones:
Agua: El Río Lerma es el cuerpo de agua más cercano a la Refinería, y es el punto en donde
descargan sus aguas residuales. Este río se ubica a una distancia aproximada de 1.5 km al
sureste de la Refinería.
Respecto al agua subterránea, el acuífero disponible es actualmente explotado por la Refinería
para procesos y servicios industriales conforme a las autorizaciones vigentes, y corresponde a
una zona de veda, por lo tanto, este componente ambiental se encuentra en proceso de
aprovechamiento restringido.
Aire: La calidad del aire de la zona es baja debido a las emisiones de la alta actividad industrial
y por la baja calidad de los combustibles que se utilizan tanto en el sector industrial como en el
sector productivo en general, por lo que se puede afirmar que este componente ambiental ya se
encuentra considerablemente modificado.
Suelo: Este componente ambiental está completamente modificado respecto a las condiciones
naturales originales. Se trata de terrenos de uso de suelo industrial, planos y la mayor parte de
su superficie está cubierta de concreto o pavimentos. Las áreas asignadas para las
instalaciones del proyecto, se encuentran cubiertas con gravilla y en su mayoría con concreto.
V.2.3. Visita al sitio
Durante la visita al sitio del Proyecto, se recorrieron los diferentes predios en los que se
ubicarán las instalaciones y se realizó un reconocimiento general de la zona de estudio.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Las áreas asignadas para la construcción de las instalaciones nuevas del proyecto se
encuentran dentro del predio de la Refinería de PEMEX en Salamanca, Guanajuato “Ing.
Antonio M. Amor”. Las superficies disponibles para la construcción de las nuevas instalaciones
se encuentran libres. De manera general, se puede decir que son áreas planas, en las que se
han desmantelado instalaciones pre-existentes, con suelo cubierto de concreto o grava suelta, y
libres de vegetación. El recurso suelo ya ha sido modificado previamente con la construcción y
operación de las instalaciones existentes y pre-existentes de la Refinería desde hace más de 40
años, por lo que no se verá incrementada su afectación por la construcción de este proyecto.
Asimismo, conforme al estado ambiental actual del sitio, no se consideran afectaciones
relevantes a los componentes ambientales de flora y fauna, debido a que en el sitio del proyecto
sólo hay vegetación de tipo secundario, y no se observó vegetación original natural de la zona,
y la fauna observada es urbana del tipo roedores e insectos. Es decir, en el sitio del proyecto y
área de estudio, no se encuentran especies nativas de de flora y fauna silvestres con categoría
de riesgo, conforme con la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001- Proteccion
ambiental-especies nativas de México de flora y fauna silvestres-categorías de riesgo y
especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio-lista de especies en riesgo.
V.2.4. Requisitos de la legislación y normatividad aplicable
En particular, este proyecto de la Planta ULSG 1, sus servicios auxiliares e integración de la
Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto, para la producción de Gasolina de Ultra bajo
Azufre, está propuesto como una acción directa requerida en las Directrices de la Política
Energética Nacional y las acciones de desarrollo y modernización de PEMEX-Refinación, y
consistentemente es para cumplir en específico con la Norma Oficial Mexicana en materia de
combustibles fósiles NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005.
En general, la regulación ambiental aplicable a este proyecto, se resume en la Tabla V.8.
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V.‐
Tabla V.8.- Regulación ambiental aplicable.
IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
AUTORIZACIÓN, PERMISO O NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN
MATERIA
NOM-085-SEMARNAT-1993 Monitoreo de emisiones y cumplir con los límites máximos permisibles de las normas oficiales.
COMPONENTE AMBIENTAL
Aire
Presentar el reporte anual de emisiones por contaminante. COA
Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible. 06/MAR/07
NOM-041-SEMARNAT-2006
Cumplir con los niveles máximos de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes, de acuerdo
con el flujo de gases. NOM-043-SEMARNAT-1993
El equipo de medición debe cumplir con las
especificaciones incluidas en la norma. Establece los límites máximos permisibles de coeficiente de absorción de luz y el porcentaje de opacidad, provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan diesel como combustible, procedimiento de prueba y características técnicas del equipo de medición. D.O.F. 22-04-1997.
NOM-045-SEMARNAT-2006
Niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de
azufre y óxidos de nitrógeno, así como los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto y directo por combustión.
NOM-081-SEMARNAT-1994
Establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben cumplir los combustibles fósiles
líquidos y gaseosos. NOM-085-SEMARNAT-1994
La concentración de bióxido de azufre como contaminante atmosférico no debe rebasar el límite
máximo normado de 0.13 ppm, en 24 horas una vez al año y 0.03 ppm en una media aritmética anual.
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005
Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de azufre en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.
NOM-022-SSA1-1993
Se debe cumplir con el contenido básico para un programa de evaluación de riesgo epidemiológico a la
salud del hombre por exposición a agentes potencialmente dañinos en el ambiente general y de
trabajo.
NOM-023-SSA1-1993
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AUTORIZACIÓN, PERMISO O
NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN
NOM-048-SSA1-1993
NORMA Oficial Mexicana NOM-022-SSA1-1993, Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire
ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre
(SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población.
Titulo de Concesión. Solicitud en formato oficial y proyecto técnico de obras a realizar.
NOM-001-SEMARNAT-1996
Se debe cumplir con los límites máximos permisibles de contaminantes básicos, metales pesados, cianuros, pH,
coliformes fecales y parásitos, para las descargas de aguas residuales a aguas y bienes nacionales,
NOM-001-CNA-1995 Todo el conjunto de elementos que conforman el sistema
de alcantarillado sanitario que trabaje a superficie libre debe garantizar su hermeticidad.
Agua
NOM-148-SEMARNAT-2006
Todas las corrientes que contienen los compuestos de azufre liberados en la refinación del petróleo y en los
procesos de desulfurización asociados deben ser tratadas con el fin de recuperar el azufre (mayor o igual al
90%) y reducir la emisión de contaminantes a la atmósfera.
Autorización de Programas de Manejo de Residuos.
Elaborar y dar seguimiento a Programa de Manejo de Residuos en comunicación con las autoridades competentes de los tres niveles de gobierno.
NOM-004-SEMARNAT-2002 Establece los límites máximos permisibles para metales pesados, patógenos y parásitos en lodos y biosólidos.
NOM-052-SEMARNAT-1993 Obligatoria en lo conducente para los responsables de identificar la peligrosidad de un residuo.
NOM-053-SEMARNAT-1993
Obligatoria en el procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes
que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.
NOM-054-SEMARNAT-1993 Obligatoria en el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más de los residuos
considerados como peligrosos.
Residuos
NOM-133-SEMARNAT-2000
Se debe cumplir con los límites máximos permisibles en equipos, equipos eléctricos, equipos contaminados,
líquidos, sólidos y residuos peligrosos que contengan o estén contaminados con bifenilos policlorados.
MATERIA
COMPONENTE AMBIENTAL
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AUTORIZACIÓN, PERMISO O
NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN
NOM-005-SCT2/1994
Se debe cumplir con la Información de Emergencia para el Transporte Terrestre de Substancias, Materiales Peligrosos, especificada en el punto 4.1 o bien lo
señalado en el punto 4.2 de la norma.
NOM-114-SEMARNAT-1998
Especificación de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de
subtransmisión eléctrica que se pretenden ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias,
industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas Energía
NOM-001-SEDE-1999
Especificaciones de carácter técnico que satisfagan las condiciones adecuadas de seguridad para las personas y
sus propiedades, en lo referente a protección contra choque eléctrico, efectos térmicos, sobrecorrientes,
corrientes de falla, sobretensiones, fenómenos atmosféricos e incendios, en las instalaciones destinadas
a la utilización de la energía eléctrica.
MATERIA
COMPONENTE AMBIENTAL
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V.2.5. Indicadores ambientales
Un indicador ambiental es “un elemento del medio ambiente afectado, o potencialmente
afectado, por un agente de cambio” (Ramos, 1987). Los indicadores son aplicados como
índices cuantitativos o cualitativos que permiten evaluar la dimensión de las alteraciones que
podrán producirse como consecuencia del establecimiento del proyecto; es decir, un indicador
de impacto ambiental es un índice de referencia de las interacciones y/o afectaciones al
ambiente.
Por lo tanto, los indicadores de los impactos ambientales se conforman a partir de los
componentes y/o factores del sistema ambiental que potencialmente pueden ser modificados
como consecuencia de la obra y/o actividades del Proyecto.
La principal aplicación de los indicadores de impacto ambiental se registra al comparar
alternativas ya que permiten determinar la magnitud de la alteración que recibe cada elemento
del sistema ambiental de estudio.
Los indicadores para los componentes y factores ambientales que se definieron para el
proyecto, se presentan en la Tabla V.9.
En este sentido, los indicadores de impacto están vinculados con la valoración de los
componentes y factores del sistema ambiental debido a que la magnitud de los impactos
depende en gran medida del valor que se les ha asignado.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Tabla V.9.- Indicadores ambientales del proyecto.
COMPONENTE AMBIENTAL
FACTOR AMBIENTAL INDICADOR
Calidad del aire. Concentración de contaminantes. Olor Emisiones perceptibles Visibilidad Percepción visual y efectos en la salud
AIRE
Ruido. Niveles sonoros.
Calidad de suelo Cambio de composición, de patrones de drenaje, contaminación. SUELO
Permeabilidad Modificación de disponibilidad de infiltración
Calidad de agua. Cambio de composición/Concentración de contaminantes.
Uso Modificación de uso actual o potencial del agua AGUA
Disponibilidad. Modificación de la capacidad de acuífero/Volumen de extracción.
PAISAJE Paisaje Modificación del escenario visual actual
Economía regional Aumento/Disminución/Concentración de actividades productivos.
Economía local. Aumento/Disminución/Concentración de actividades productivas. SOCIO-ECONOMÍA
Generación de infraestructura y servicios públicos.
Aumento/Disminución/Desarrollo/Mejora en la zona.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V.3. Descripción de impactos ambientales
Con la aplicación del paso cinco de la metodología descrita, en esta Sección se describen los
impactos ambientales identificados en cada etapa del proyecto.
Se realizó con el análisis de las acciones y características de las emisiones del proyecto al
ambiente, y se determinó si existirá interacción o influencia positiva o negativa sobre cada uno
de los componentes y factores ambientales del ecosistema de estudio. Cuando se identifica que
las actividades y/o obras del proyecto y los componentes ambientales interactúan de forma tal
que se puede causar modificación al ambiente, se tiene indicada la identificación de un impacto
ambiental.
El resumen de los impactos identificados por cada etapa del proyecto se presenta en la Matriz I
incluida en el Anexo V.1, la cual es una matriz general de Identificación. En las filas de la matriz
se colocaron los componentes del sistema ambiental que podrían ser afectados por el Proyecto;
y en las columnas, se colocaron las actividades que se desarrollarán en las distintas etapas de
ejecución del Proyecto: Preparación del sitio, construcción, operación y mantenimiento, y
abandono del sitio.
En particular, se analizan las condiciones físicas existentes en el terreno y se considera que la
modificación que el proyecto podría ocasionar al escenario ambiental actual respecto a flora y
fauna es mínima debido a que estos factores no son relevantes dentro del sistema ambiental
del área de estudio, según se ha descrito en la Sección V.2.2 de este capítulo.
En relación con el paisaje, no se identifican impactos al mismo debido a que no se modifica la
visibilidad actual del sitio del proyecto, ni de la zona. Las estructuras y las instalaciones del
proyecto son totalmente compatibles con el entorno actual de la Refinería, tal que las obras
construidas sólo representarán la adición de un elemento similar en el paisaje existente, sin
causarle ningún efecto.
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V.3.1.1 Preparación del sitio
La preparación del sitio consiste en las actividades previas necesarias para la construcción de
las instalaciones del proyecto. Las principales actividades de esta etapa del proyecto son:
1.
2.
3.
4. Obras
5.
Administración de personal.
Excavación para cimentación e instalaciones subterráneas.
Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.
provisionales.
Uso de maquinaria, equipos y vehículos.
En la Figura V.1 se presenta un diagrama de flujo con las actividades de esta etapa del
proyecto y la indicación de las principales emisiones que pueden tener interacción con el medio
ambiente y generar impactos ambientales.
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Figura V.1.- Etapa de preparación del sitio.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
1.- Administración de personal.- Para el desarrollo de las actividades en sitio, se contratará al
personal necesario, el cual podrá ser local preferentemente.
Impactos benéficos:
a)
a)
b)
SOCIO-ECONOMÍA. En este componente se identifica influencia con la generación de
oportunidades de trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el
desarrollo de actividades comerciales de baja escala tales como hospedaje, renta de
habitaciones, oferta de alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre
otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y
actividades productivas locales, y mejora en la calidad de vida.
Como impactos adversos, se identifican los siguientes:
SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto a la calidad del
suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un
manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de
manejo y disposición de residuos.
AGUA:
• Por la generación de aguas residuales sanitarias se impactaría la calidad del
componente ambiental agua, en caso de un tratamiento inadecuado de efluentes, o
incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad del agua residual de
descarga. Al respecto, se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de
servicios sanitarios y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga de agua
residual.
• En cuanto al consumo de agua potable, este solo deberá ser empleado para consumo
humano, por lo que no se prevé un impacto adverso altamente significativo en la
disponibilidad del recurso agua.
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2.- Excavación para cimentación e instalaciones subterráneas.- Durante estas actividades
se prevé la ruptura de concreto en algunas áreas, la excavación y apertura de zanjas, trincheras
y perforaciones del suelo, el movimiento de tierras, así como la nivelación y compactación. Al
respecto, los impactos ambientales que se identifican son los siguientes:
Se identifican los impactos adversos siguientes:
a)
b)
a)
b)
AIRE. Afectación potencial a la calidad del aire por la emisión de polvos durante el
movimiento y traslado de materiales de construcción, ruptura de concreto y excavaciones.
SUELO. Modificación del relieve actual del suelo mientras se mantengan abiertas las cepas
y trincheras para la cimentación, con el consecuente riesgo de afectación a la
impermeabilidad del mismo. También puede contarse que en este factor se influye con los
residuos de excavación que deban ser dispuestos en áreas externas porque se puede
modificar la orografía, patrones de drenaje, permeabilidad y uso de las áreas.
3.- Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.- Estas actividades
consisten en la delimitación, limpieza y nivelación de los espacios asignados para maniobras de
construcción, talleres electromecánicos y almacenes temporales para herramientas y equipos
para etapa de construcción. El proyecto contempla la colocación de señalización para
identificación de áreas y de seguridad en los puntos en donde sea necesario. Las áreas
seleccionadas serán espacios actualmente disponibles y libres de vegetación. Se identifican los
siguientes impactos adversos:
AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por el
movimiento y transporte de suelo y materiales secos de construcción, se identifica la
afectación en la calidad del aire y la visibilidad.
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos.
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Fecha: Diciembre De 2007
Proyecto: RPSA044071
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
c)
a)
b)
c)
AGUA. Por el consumo de agua para el manejo de materiales de construcción, la
preparación de pisos provisionales y demás obras constructivas menores que se necesitan
en esta etapa, así como por el uso de agua potable para consumo humano se prevé un
impacto adverso en la disponibilidad del agua.
4.- Obras Provisionales.- Esta actividad consiste en la instalación y funcionamiento de
sanitarios portátiles, oficinas y posible áreas de comedor para el personal en campo. Durante la
realización de estas obras y con el funcionamiento de estas instalaciones temporales, se prevén
impactos adversos similares de menor intensidad a los identificados a la actividad anterior:
AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por el
movimiento y transporte de suelo y materiales secos de construcción, se identifica la
afectación en la calidad del aire y la visibilidad.
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos.
AGUA: Por el consumo de agua no potable para el manejo de materiales de construcción,
la preparación de pisos provisionales y demás obras constructivas menores que se
necesitan en esta etapa. Asimismo, se considera que solo habrá uso de agua potable para
consumo humano, cocina-comedor y sanitarios del contratista, por lo que el impacto sobre
el recurso agua puede considerarse adverso de baja significancia en cuanto a la
disponibilidad del mismo.
5.- Uso de maquinaria, equipos y vehículos.- Se considera la operación de unidades de
transporte, incluyendo vehículos pesados, así como maquinaria propia de esta etapa del
proyecto como bulldozers, excavadoras (manos de chango), grúas, etc. Al respecto se prevé
que dicha unidades móviles estarán debidamente verificadas de sus emisiones de gases
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
contaminantes a la atmósfera provenientes de la combustión en motores. Se identifican los
impactos adversos siguientes:
a)
b)
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
AIRE. Se identifica la modificación potencial de la calidad del aire por la emisión de gases
de combustión de maquinaria y vehículos, así como por la dispersión de polvos generados
durante el transporte de materiales, escombro y residuos en general. Asimismo se prevé la
influencia de ruido generado por esta actividad.
SUELO. Se identifica la modificación potencial de la calidad y permeabilidad del suelo
debido al tráfico interno de vehículos y sus efectos en las calles existentes y en las áreas de
maniobras, así como por los eventuales escurrimientos que tuvieran lugar por residuos
líquidos y lixiviados, debidos a prácticas inadecuado de mantenimiento y limpieza de
vehículos y máquinas.
V.3.1.2 Construcción
Esta etapa todas las actividades para la construcción de las instalaciones e incluye la planta
desulfuradora de gasolina catalítica (ULSG-1), sus servicios auxiliares y las obras de integración
con las instalaciones existentes; es decir, obras nuevas y adecuaciones de instalaciones
existentes. Las actividades que se identifican durante la etapa de construcción son:
Administración de personal.
Obra civil.
Obra electromecánica.
Obras de integración de la Planta ULSG-1.
Pruebas.
Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
Obras y servicios de apoyo.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
En la Figura V.2 se presenta un diagrama de flujo con las actividades de esta etapa del
proyecto y la indicación de las principales emisiones que pueden tener interacción con el medio
ambiente y generar impactos ambientales.
En general, el manejo y disposición de los residuos generados en esta etapa es uno de los
puntos principales, donde se debe tener mucho cuidado para evitar la contaminación al suelo y
aguas subterráneas y crear focos de infección. Entre los principales residuos están los
generados por los propios trabajadores (residuos sanitarios) y los remanentes de los materiales
de construcción.
Los materiales de construcción pueden crear afectaciones al ambiente si no se almacenan
adecuadamente. Por que el material a granel puede deslavarse y afectar el drenaje, así como la
calidad del agua por descarga de aguas residuales.
6. Administración de personal.- Para el desarrollo de estas actividades, también se contratará
al personal necesario y con experiencia; el personal especializado será seleccionado y
contratado con base en su formación profesional, perfil y experiencia, y podrá ser personal local
o foráneo si cuenta con el perfil requerido. Al igual que en la etapa de preparación del sitio, en
esta actividad se identifican los siguientes impactos:
a)
b)
SOCIO-ECONOMÍA. Se identifica impacto benéfico con la generación de oportunidades de
trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades
comerciales de baja escala tales como hospedaje, renta de habitaciones, oferta de
alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre otros, con los
consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y actividades
productivas locales y mejora en la calidad de vida.
SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto a la calidad del
suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un
manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de
manejo y disposición de residuos.
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
c) AGUA:
• Por la generación de aguas residuales sanitarias se impactaría la calidad del
componente ambiental agua, en caso de un tratamiento inadecuado de efluentes, o
incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad de descarga del agua
residual generada. Al respecto, se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones
de servicios sanitarios portátiles y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga
de agua residual.
• Por el consumo de agua no potable para el manejo de materiales y realización de obras
asociadas a la construcción propias de esta etapa. Se considera que solo habrá uso de
agua potable para consumo humano, cocina-comedor y sanitarios del contratista, por lo
que el impacto sobre el recurso agua puede considerarse adverso de moderada
significancia en cuanto a la disponibilidad del mismo.
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V.
Figura V.2.- Etapa de construcción y arranque.
‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
7. Obra civil.- Esta actividad incluye la cimentación, levantamiento de estructuras, adecuación
de la calle 12 A (nivelación y pavimentación), construcción de los edificios del cuarto de
operadores, el cuarto satélite, la instalación y levantamiento de tuberías, limpieza y pintado de
obras e instalaciones. Al respecto, se prevé el manejo de materiales de construcción, el
movimiento de tierra dentro y fuera de las áreas de construcción, el consumo de agua, la
ruptura de concreto en algunas áreas, la excavación y nivelación de suelos. Se identifican los
siguientes impactos adversos:
a)
b)
c)
AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por el
movimiento y transporte de suelo y materiales secos de construcción, se identifica la
afectación en la calidad del aire y la visibilidad.
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos.
AGUA. Por el consumo de agua no potable, para el manejo de materiales de construcción,
la preparación de materiales construcción para obras de edificación que se necesitan en
esta etapa. Asimismo, se prevé un impacto moderado adverso en la disponibilidad del agua
por el consumo necesario de la misma durante esta actividad.
En resumen, en esta actividad los impactos serán muy similares a los del acondicionamiento
del sitio y obras provisionales en la etapa de preparación del sitio. Los impactos benéficos que
persisten se refieren a los empleos temporales generados. Los impactos adversos detectados,
incidirán sobre los factores del medio natural tales como aire, suelo y agua.
Para las actividades siguientes tales como: 8. Obra electromecánica y 9. Obras de
integración, se identifican impactos similares a la actividad de Obra civil sobre factores
ambientales del agua, aire y suelo, con la diferencia el tipo de emisiones y cantidades, lo cual
será evaluado respectivamente en la Sección V.4.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
10. Pruebas de arranque y operación.- Las pruebas que serán realizadas para el arranque y
operación de las instalaciones del proyecto, incluyen entre las pruebas de energía eléctrica,
pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos, y el acondicionamiento de catalizadores. En esta
etapa se requerirá el suministro de servicios como energía eléctrica, aire comprimido, agua y
sustancias químicas como hidrógeno y gasolinas. Los impactos que se identifican son los
siguientes:
a)
b)
c)
AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera por
venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores y las pruebas de
los equipos, así como durante los paros y arranque de prueba de los equipos.
En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido a su
acondicionamiento se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno, principalmente; y en las
etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido proveniente del procesamiento del
hidrocarburo utilizado como material de prueba. En general los venteos se conducirán hacia el
absorbedor de aminas y finalmente se enviarán al sistema de gas combustible de la Refinería o
al quemador. También se identifica la emisión de gases de combustión durante las pruebas de
arranque y operación del calentador de la torre CDHDS. Estas emisiones ocasionarán impacto
en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los
compuestos azufrados, y se modificará la visibilidad con la emisión de partículas, humos y
vapores, asimismo como se prevé la generación de ruido.
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,
residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químcas, entre
otros.
AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento durante esta actividad,
se prevé un impacto adverso en la disponibilidad del agua. Adicionalmente, debido a la
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
generación de aguas amargas, las cuales se enviarán a la Planta de Tratamiento de Aguas
Amargas existente de la Refinería; sin embargo, se prevé un impacto potencial negativo
sobre la calidad del agua, considerando que el sitio de disposición final es el Río Lerma.
11. Uso de maquinaria, equipo y vehículos. El uso constante de maquinaria pesada y la
circulación constante de vehículos, durante esta etapa del proyecto, impactará la calidad del
aire ambiente debido a la emisión de ruido y gases de combustión y generación de polvos y
partículas.
a)
b)
a)
b)
AIRE. Se identifica la modificación potencial de la calidad del aire por la emisión de gases
de combustión de maquinaria y vehículos, así como por la dispersión de polvos generados
durante el transporte de materiales, escombro y residuos en general. Asimismo se prevé la
influencia de ruido generado por esta actividad.
SUELO. Se identifica la modificación potencial de la calidad y permeabilidad del suelo
debido al tráfico interno de vehículos y sus efectos en las calles existentes y en las áreas de
maniobras, así como por los eventuales escurrimientos que tuvieran lugar por residuos
líquidos y lixiviados, debidos a prácticas inadecuado de mantenimiento y limpieza de
vehículos y máquinas.
12 Obras y servicios de apoyo.-Esta actividad se refiere al uso y operación de áreas de
servicio, almacenes, talleres, patios y servicios auxiliares, durante la etapa de construcción. Los
impactos ambientales que se identifican son los siguientes:
AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por las
actividades y servicios que generan los talleres con maquinaria y equipos tales como tornos,
soldadores, cortadoras, trasvase y suministro de sustancias químicas, y materiales en
general, se identifica la afectación en la calidad del aire, la visibilidad y la emisión de ruido.
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
residuos. Entre los residuos que se prevén se encuentran materiales de construcción,
envases vacíos, entre otros.
c) AGUA. Por el consumo de agua potable para la provisión de servicios tales como sanitarios,
limpieza, mantenimiento, etc, se prevé un impacto negativo de baja significancia en la
disponibilidad del recurso agua.
V.3.1.3 Operación y mantenimiento
La operación de las instalaciones será prácticamente automatizada, por lo que las actividades
son mínimas, tal que desde el punto de vista ambiental, en esta etapa del proyecto los impactos
ambientales, están más relacionados con las actividades de mantenimiento que con la
operación propiamente, ya que las actividades de mantenimiento implican el manejo de
sustancias químicas y el transporte de personal, maquinaria o equipo.
Las actividades previstas para esta etapa del proyecto son las siguientes:
13. Administración de personal.
14. Operación y mantenimiento de la Planta ULSG 1
15. Operación y mantenimiento de la Regeneradora de amina.
16. Operación y mantenimiento de la Torre de enfriamiento.
17. Operación y mantenimiento del quemador.
18. Operación y mantenimiento de las subestaciones eléctrica.
19. Mantenimiento y limpieza de infraestructura y servicios
En la Figura V.3 se presenta un diagrama de flujo con las actividades de esta etapa del
proyecto y la indicación de las principales emisiones que pueden tener interacción con el medio
ambiente y generar impactos ambientales.
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V.
Figura V.3.- Etapa de operación y mantenimiento.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
13. Contratación de personal.- Durante esta etapa, la cantidad de personal puede ser variable
porque para la operación y control se requiere en su mayoría, de personal especializado; y para
las actividades de mantenimiento, la cantidad de personal puede ser variable porque pueden
contratarse empresas externas que provean de cuadrillas de cantidades variables de personal
durante determinados periodos de tiempo.
El personal especializado será seleccionado y contratado con base en su formación profesional,
perfil y experiencia. El personal contratado será local o foráneo conforme el perfil requerido.
Para el mantenimiento general y el especializado, es común que se requieran servicios de
empresas especializadas.
Los impactos ambientales que se identifican en esta etapa es la siguiente:
a)
b)
c)
SOCIO-ECONOMÍA. Se identifica impacto benéfico con la generación de oportunidades de
trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades
comerciales en diferente escala tales como hospedaje, renta de habitaciones, compra venta
de bienes raíces, oferta de alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre
otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y
actividades productivas locales, así como la mejora en la calidad de vida.
SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto a la calidad del
suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un
manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de
manejo y disposición de residuos. Entre residuos sólidos de tipo domiciliario o municipal, las
descargas de aguas sanitarias en la casa de máquinas y los residuos procedentes de las
actividades de mantenimiento, pueden causar impactos adversos a la calidad del suelo en
caso de no manejarse y disponerse adecuadamente.
AGUA:
• Por la generación de aguas residuales sanitarias se impactaría la calidad del
componente ambiental agua, en caso de un tratamiento inadecuado de efluentes, o
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad del agua residual de
descarga. Al respecto se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de
servicios sanitarios y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga de agua
residual.
• Por el uso de agua potable para consumo humano se prevé un impacto negativo de baja
significancia en la disponibilidad actual del recurso agua.
14. Operación y mantenimiento de la Planta ULSG-1. Esta actividad se refiere a la
desulfurización de la gasolina catalítica para reducir la concentración de azufre de 200 ppm a
10 ppm e incluye la operación y mantenimiento de las instalaciones correspondientes descritas
en el Capítulo II de esta Manifestación de Impacto Ambiental.
En esta etapa y actividad también debe considerarse el suministro y consumo de servicios
como energía eléctrica, aire comprimido, agua y sustancias químicas como hidrógeno y
gasolinas. Los impactos que se identifican son los siguientes:
a) AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire y los olores debidos a las emisiones a
la atmósfera por venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores
y las pruebas de los equipos, así como durante los paros y arranque por mantenimiento de
los equipos.
En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido al re-
acondicionamiento de los catalizadores, se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno,
principalmente; y en las etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido
proveniente del procesamiento del hidrocarburo utilizado como material de prueba. Estos
venteos se conducirán en el absorbedor de aminas y se enviarán al sistema de gas
combustible de la Refinería o al quemador. También se prevé la emisión de gases de
combustión durante el mantenimiento y operación del calentador de la torre CDHDS como
venteos y/o emisiones fugitivas eventuales. Estas emisiones pueden ocasionar impacto en
la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
compuestos azufrados, y se modificará la visibilidad con la emisión de partículas, humos y
vapores de calentador de la columna CDHDS. Asimismo como se prevé la generación de
ruido de la operación general de bombas y compresores.
b)
c)
a)
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,
residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas, entre
otros. En particular, se identifica la generación de azufre elemental (sólido) que será
recuperado de cómo subproducto de las corrientes gaseosas del proyecto, en Plantas
Recuperadoras de azufre existentes en la Refinería. Es muy importante destacar que con
las condiciones ambientales actuales de la calidad del aire en la zona, es una prioridad
ambiental del proyecto que se recupere eficientemente el azufre y que apliquen alternativas
viables de su manejo como subproducto.
AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento, se prevé un impacto
adverso en la disponibilidad del agua. Adicionalmente, debido a la generación de aguas
amargas, se prevé un impacto potencial a la calidad del agua, considerando que el sitio de
disposición final es el río Lerma. Para la evaluación del impacto, debe considerarse que las
aguas amargas que se generarán serán conducidas a la Planta de Tratamiento de Aguas
Amargas existente de la Refinería.
15. Operación y mantenimiento de la Regeneradora de amina. Entre las actividades que
aquí se incluye, la principal se refiere a la eliminación de azufre de la corriente amina rica
proveniente de la Planta ULSG 1 para ser recirculada. Los impactos identificados son los
siguientes:
AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera por
venteo como venteos y/o emisiones fugitivas eventuales de gas ácido. Estas emisiones
pueden ocasionar impacto en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se
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generarán olores de los compuestos azufrados. Asimismo como se prevé la generación de
ruido de la operación general de bombas y compresores.
b)
a)
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al
riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado
de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de
residuos. Entre los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,
residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas, entre
otros.
El proceso de operación y mantenimiento de las instalaciones de la Regeneradora de
aminas, no requiere del consumo de agua y no generará aguas residuales, por lo que no se
identifican impactos ambientales a agua.
16. Operación y mantenimiento de la Torre de enfriamiento.- Enfriamiento de agua para los
sistemas de intercambio de calor. El impacto identificado es siguiente:
AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento, se prevé un impacto
adverso en la disponibilidad del agua. Para la evaluación del impacto, debe considerarse
que el sitio del proyecto se encuentra en una zona de veda para la extracción del acuífero, y
el volumen de consumo de agua requerido por el proyecto para esta operación.
17. Operación y mantenimiento del quemador. Esta actividad se refiere a la operación y
mantenimiento del quemador elevado nuevo que será construido para la recepción y quemado
de las fugas y venteos eventuales que se pueden generar durante el mantenimiento, pruebas y
acondicionamiento de equipos, las cuales son actividades normales de esta etapa del proyecto.
Asimismo, leste quemador está diseñado para operar en caso de emergencia en las
instalaciones del proyecto, y se requiera la descarga emergente e inmediata de las diferentes
cargas gaseosas del proceso. El impacto identificado es siguiente:
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
a)
a)
a)
AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera por
la emisión de los gases de combustión directa de los gases que sean enviados al
quemador, incluyendo de manera principal corriente de gas ácido. Estas emisiones
ocasionan impacto en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, en particular
el H2S, y también se generarán olores de los compuestos azufrados no oxidados
completamente, en caso de que ocurra.
18. Operación y mantenimiento de las subestaciones eléctricas. La operación y
mantenimiento de estas instalaciones, dedicadas a la transformación del voltaje de la energía
eléctrica recibida de los turbogeneradores.
AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera
porque entre las actividades se incluye el cambio de gas dieléctrico de hexafluoruro de
azufre (SF6) el cual puede evaporarse fácilmente a la atmósfera, y aunque se usa en
cantidades bajas (menos de 20 litros en transformadores comerciales), es un gas estable, y
es considerado no tóxico, también se reconoce su capacidad reactiva en altos niveles
atmosféricos con la capa de ozono. Al respecto se identifica un impacto potencial a la
calidad del aire.
19. Mantenimiento y limpieza de la infraestructura general y de servicios. Conforme con
las indicaciones de ingeniería, será programado el mantenimiento preventivo de infraestructura
e instalaciones de supervisión. Tales actividades pueden ser de diferente orden de magnitud
considerado el tiempo de trabajo asignado, el número de trabajadores asignados, así como la
cantidad y tipo de emisiones contaminantes que se prevean.
AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire y los olores debidos a las emisiones a
la atmósfera por venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores
y las pruebas de los equipos, así como durante los paros y arranque por mantenimiento de
los equipos. En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido al
re-acondicionamiento de los catalizadores, se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno,
principalmente; y en las etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
proveniente del procesamiento del hidrocarburo utilizado como material de prueba. Estos
venteos se conducirán en el absorbedor de aminas y se enviarán al sistema de gas
combustible de la Refinería o al quemador. También se prevé la emisión de gases de
combustión durante el mantenimiento y operación del calentador de la torre CDHDS como
venteos y/o emisiones fugitivas eventuales. Estas emisiones pueden ocasionar impacto en
la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los
compuestos azufrados, y se modificará la visibilidad con la emisión de partículas, humos y
vapores de calentador de la columna CDHDS. Asimismo como se prevé la generación de
ruido de la operación general de bombas y compresores.
b)
c)
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé impacto ambiental a la calidad del suelo
debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo
inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y
disposición de residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros
usados, residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas,
remanentes de sustancias químicas utilizadas, residuos de limpieza, materiales y
refacciones desechadas, entre otros.
Entre estas actividades se incluye lo relacionado con el control de plagas o fauna urbana
nociva, con el uso de plaguicidas o químicos tóxicos autorizados para el control de la
proliferación de dichos organismos indeseables, nocivos a la salud pública, a la ecología de
la zona y/o a la operación y uso de las instalaciones.
AGUA. Por el consumo de agua para la limpieza de las áreas se prevé un impacto adverso
en la disponibilidad del agua.
V.3.1.4 Abandono del sitio
Con base en la vida útil estimada del proyecto, se prevé que la etapa de abandono de sitio
tendrá lugar después de 20 años o más, una vez iniciada la operación, según el mantenimiento
que se proporcione a las instalaciones. Posiblemente para ese momento la legislación
ambiental tenga requerimientos específicos; sin embargo para este momento se prevé que se
realice la renovación tecnológica necesaria para extender el periodo de operación de las
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
instalaciones. Otra opción para esta actividad sería el desmantelamiento de las instalaciones y
el posible aprovechamiento de la tubería en instalaciones que así lo permitan. El manejo de
residuos que puedan generarse en cualquier actividad durante esta etapa del Proyecto, se
realizará conforme con la legislación ambiental aplicable.
Las actividades previstas para esta etapa del proyecto son las siguientes:
20. Administración de personal.
21. Desmantelamiento de instalaciones.
22. Uso de maquinaria, equipo y vehículos.
23. Disposición de materiales y residuos.
En la Figura V.4 se presenta un diagrama de flujo con las actividades de esta etapa del
proyecto y la indicación de las principales emisiones que pueden tener interacción con el medio
ambiente y generar impactos ambientales.
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V.
Figura V.4.- Etapa de abandono de sitio.
‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
20 Administración de personal. Para el desarrollo de estas actividades, también se
contratará al personal necesario y con experiencia; el personal especializado será seleccionado
y contratado con base en su formación profesional, perfil y experiencia. El personal
especializado será seleccionado y contratado con base en su formación profesional, perfil y
experiencia, y podrá ser personal local o foráneo si es conforme con el perfil requerido. Al igual
que en la etapa de preparación del sitio, en esta actividad se identifican los siguientes impactos:
a)
b)
c)
SOCIO-ECONOMÍA. Se identifica impacto benéfico con la generación de oportunidades de
trabajo para el personal que participaría en esta actividad, se considera la derrama
económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades comerciales de baja escala
tales como hospedaje, renta de habitaciones, oferta de alimentos, servicios de transporte,
servicios de recreación, entre otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del
mercado de productos y actividades productivas locales y mejora en la calidad de vida.
Asimismo deberá considerarse un posible impacto adverso por la rescisión de contratos de
trabajadores de operación y mantenimiento de las instalaciones a desmantelar.
SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto adverso a la
calidad del suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso
de un manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales
de manejo y disposición de residuos, pero al mismo tiempo deberá evaluarse la posibilidad
de un impacto positivo debida a la obligación legal vigente de caracterizar el estado
ambiental del suelo y subsuelo con base en la norma NOM-138 SEMARNAT-SS-2003, para
obtener la autorización para implantar un Programa de Desmantelamiento
AGUA:
• Por la generación de aguas residuales sanitarias se impactaría la calidad del
componente ambiental agua, en caso de un tratamiento inadecuado de efluentes, o
incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad del agua residual de
descarga. Al respecto se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de
servicios sanitarios provisionales.
• Por el consumo de agua potable por parte del personal, se prevé un impacto negativo de
baja significancia en la disponibilidad actual del recurso agua.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
21. Desmantelamiento de instalaciones. Se asume que la actividad de desmantelamiento de
las unidades y componentes de limpieza, incluirá la generación de residuos, chatarra, equipos,
envases vacíos, entre otros, por lo que se identifica impacto adverso siguiente:
a)
a)
b)
SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto adverso a la calidad del suelo
debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo
inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y
disposición de residuos. Para la evaluación de este impacto, debe tenerse en cuanta los
volúmenes estimados de generación de residuos.
22 Uso de maquinaria, equipo y vehículos. Se considera la operación de unidades de
transporte, incluyendo vehículos pesados, así como maquinaria propia de esta etapa del
proyecto como bulldozers, excavadoras (manos de chango), grúas, etc. Al respecto se prevé
que dicha unidades móviles estarán debidamente verificadas de sus emisiones de gases
contaminantes a la atmósfera provenientes de la combustión en motores. Se identifican los
impactos adversos siguientes:
AIRE. Se identifica la modificación potencial de la calidad del aire por la emisión de gases
de combustión de maquinaria y vehículos, así como por la dispersión de polvos generados
durante el transporte de materiales, escombro y residuos en general. Asimismo se prevé la
influencia de ruido generado por esta actividad.
SUELO. Se identifica la modificación potencial de la calidad y permeabilidad del suelo
debido al tráfico interno de vehículos y sus efectos en las calles existentes y en las áreas de
maniobras, así como por los eventuales escurrimientos que tuvieran lugar por residuos
líquidos y lixiviados, debidos a prácticas inadecuado de mantenimiento y limpieza de
vehículos y máquinas.
23 Disposición de materiales y residuos. Manejo y disposición final de los materiales y
residuos generados durante el desmantelamiento, está directamente relacionado con las
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
actividades descritas para esta etapa del proyecto, por lo tanto los impactos ambientales
identificados son los siguientes:
a) SUELO: Por los residuos resultantes de esta etapa y la necesidad de sitios e infraestructura
para su disposición final, los cuales estarán compuestos de los residuos sanitarios de los
trabajadores, así como de los residuos de los equipos y materiales de construcción.
V.4. Evaluación de impactos ambientales
Con base en los indicadores y la identificación de impactos ambientales, se aplica el paso seis
de la metodología descrita en la Sección V.I.
La duración de los impactos en las etapas de preparación del sitio, construcción y abandono del
sitio, son de carácter temporal porque el periodo de ejecución es corto respecto al periodo de
vida útil del proyecto (25 años). Asimismo, siendo la etapa de operación y mantenimiento la de
mayor plazo del proyecto, la duración de los impactos que se generen en la misma es evaluada
como permanente.
La extensión de efecto o alcance del impacto se aplica en forma directa y especifica para cada
tipo de emisión; por ejemplo: las emisiones a la atmósfera por ser susceptibles de dispersión o
concentración, pueden generar impactos de alcance regional o local. Cuando es posible
argumentar la cantidad de carga o flujo relativo de la emisión gaseosa, entonces puede
evaluarse la diferenciación entre un impacto de alcance puntual o local.
Para evaluar el tipo de efecto o forma de incidencia del impacto sobre el factor ambiental
analizado; de esta manera, los impactos al aire son directos y se evalúan como sinérgicos en el
caso de la calidad del aire cuando se adicionan compuestos óxidos de azufre, porque ya existe
un estado actual de alta concentración de este contaminante en la zona, tal que el efecto del
impacto se adiciona al existente.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
A continuación se presenta la evaluación de los impactos ambientales identificados por cada
componente ambiental del sistema de estudio. El resumen de resultados se presenta en las
Matrices II y III del Anexo V.1.
V.4.1. Aire
Como se ha identificado previamente, la calidad del aire es el factor ambiental más sensible en
el sistema de estudio debido a la problemática actual regional en la zona por las altas
concentraciones de SO2 en la atmósfera; por ello, el análisis para la aplicación de los criterios
de evaluación de impactos al aire ha considerado la estimación de las emisiones actuales de la
Refinería y las condiciones adicionales que tendrá el proyecto.
Todos los factores ambientales del aire analizados: calidad, olor, visibilidad y ruido, reciben
impactos por emisión y dispersión de humos, polvos y vapores.
En particular, los impactos al aire durante las etapas de preparación del sitio y construcción se
refieren a la afectación de la visibilidad y generación de ruido. Las emisiones de humos y polvos
pueden ser de cantidades considerables en estas actividades pero la duración es temporal, la
extensión del efecto es local o puntual, con efecto directo dentro de las áreas de obra, dentro de
la Refinería, por lo que los impactos resultan de baja magnitud.
Los impactos a la atmósfera generados en la etapa de operación y mantenimiento inciden
directamente en la calidad de aire durante todo el tiempo de vida útil del proyecto (25 años), por
lo que se les evalúa como impacto de duración permanente. Las emisiones provenientes de los
equipos de proceso y servicios contribuirán con diferentes cargas de contaminantes a la
atmósfera, siendo particularmente importante la presencia de compuestos de azufre, los cuales
al adicionarse a las concentraciones existentes en la zona, ocasionarán impacto de efecto
sinérgico. Considerando que las fuentes de emisión, tales como el quemador elevado, son
instalaciones industriales con condiciones físicas y de operación que favorecen la dispersión de
emisiones, se evalúa que los impactos tendrán una extensión de alcance regional. En caso de
baja dispersión de contaminantes; condiciones climáticas no favorables, por ejemplo, los
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impactos tendrán un efecto de alcance local, pero con el riesgo de mayor afectación sinérgica.
Los impactos a la calidad del aire en esta etapa del proyecto requieren de medidas de
mitigación para no resultar significativos porque califican con magnitud alta a partir de su
extensión, duración y efecto, e inciden en el factor ambiental más importante del sistema de
estudio.
Casi el 50 % de los impactos adversos que se identificaron en el proyecto, corresponden a
impactos al aire, los cuales inciden directamente en la calidad del aire y se presentan en la
etapa de operación y mantenimiento del proyecto.
V.4.2. Agua
Los impactos que se generarán en el agua afectarán principalmente la capacidad del acuífero
contribuyendo a la reducción de la disponibilidad de agua en la actual zona de veda. Estos
impactos se identifican en todas las etapas del proyecto con duración temporal, excepto en la
etapa de operación y mantenimiento.
La extensión de estos impactos se evalúa como puntuales porque están limitados al acuífero de
explotación, y de efecto directo porque el consumo de agua es bajo, prácticamente exclusivo
para el personal y mantenimiento general de las instalaciones, ya que el proceso no requiere
del consumo prioritario de agua. En particular, se evaluó la operación y mantenimiento de la
torre de enfriamiento de agua que se instalará para servicio de intercambiadores de calor, se
identificó que es la instalación que generaría el impacto ambiental más importante del proyecto
en el agua, y se le asignó una evaluación de efecto sinérgico al contribuir con la extracción
actual del agua del acuífero.
En relación con la calidad del agua, las aguas residuales que se generarán en las diferentes
etapas del proyecto son principalmente aguas sanitarias. Las aguas de proceso (aguas
amargas) se generarán en una proporción menor al 17 % del flujo total actual de descarga de
toda la Refinería, el bajo caudal se debe a que éstas corresponden a la fracción de humedad
que lleve la carga de naftas que ingresan al proceso de desulfurización, porque en ninguna
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
operación del proceso se agrega o produce agua. Además, todas las descargas de aguas
residuales (sanitarias y proceso) serán conducidas en drenajes separados a sistemas de
tratamiento específico antes de su descarga a cuerpo receptor.
En este escenario, los impactos en la calidad del agua resultan de baja magnitud debido a que
se circunscriben en una extensión local al ser descargados a un cuerpo receptor, pero de efecto
indirecto porque la descarga es previamente tratada.
En relación con el uso del agua, éste prácticamente se mantiene conforme las condiciones
actuales de la zona. En la etapa de abandono de sitio, con el cierre y desmantelamiento de las
instalaciones se asume que se tendrá la disponibilidad del agua que utilice el proyecto, para
que entonces pueda ser utilizado en cualquier otra actividad productiva, consumo humano, o
aprovechamiento para recarga del acuífero; es decir, un efecto benéfico equivalente al
escenario de no proyecto.
En resumen, aun cuando el agua es un factor ambiental importante en el sistema de estudio,
los impactos identificados en la calidad, uso y disponibilidad, resultan importantes pero no
significativos porque sus efectos son temporales, de alcance local, y de incidencia indirecta
sobre el acuífero actualmente explotado.
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V.4.3. Suelo
Los impactos en el suelo pueden ser claramente diferenciados en los dos factores que fueron
analizados:
a) Permeabilidad. Los impactos ocasionados por las obras de preparación del sitio y la
construcción, cuando las excavaciones y levantamiento de estructuras modifican
temporalmente la configuración de la superficie y los patrones de drenaje existentes con
incidencia directa en la permeabilidad del suelo. Estos impactos se evalúan con
extensión puntual debido a que las acciones se ejecutan exclusivamente en las áreas
asignadas para el proyecto, los efectos son de duración temporal porque sólo el impacto
se genera durante las etapas indicadas, y tienen un efecto directo sobre la
permeabilidad del suelo. De esta manera, los impactos resultan de magnitud media y no
significativos.
b) Calidad de suelo, este factor ambiental puede ser impactado por la generación y manejo
de residuos en las diferentes etapas del proyecto. La magnitud de los impactos
dependen de la cantidad y tipo de residuos, pero principalmente de las prácticas de
manejo que se apliquen. Todas las etapas del proyecto tienen generación de residuos
sólidos no peligrosos, pero por las grandes cantidades se prevé que en la etapa de
construcción se generen altos volúmenes de residuos de manejo especial. En la etapa
de operación y mantenimiento es generará la mayor cantidad de residuos peligrosos.
Las condiciones de peligrosidad de los residuos pueden determinar que los impactos
relacionados con su manejo sean considerados como de extensión regional, debido a
que es necesario ubicar sitios autorizados para tratamiento y/o disposición final fuera de
la zona de estudio. Los impactos relacionados por el manejo de residuos de manejo
especial, son evaluados con efecto de extensión local considerando la posibilidad de
disposición, reuso o reciclaje dentro de la zona de estudio. El efecto del impacto al suelo
en todos los casos se considera indirecto, con base en que los sitios de disposición final
serán lugares e instalaciones autorizadas en cumplimiento con la legislación aplicable.
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
De esta manera, los impactos al suelo por la generación de residuos, resultan
importantes en todas las etapas del proyecto.
V.4.4. Paisaje
En relación al tipo de paisaje, no se prevé un cambio de las condiciones actuales. El escenario
se mantendrá conformado de instalaciones industriales petroleras; por lo tanto, el presente
proyecto no influirá en el impacto residual existente en el paisaje, el cual ya es local y no
mitigable.
De forma positiva, se identifican beneficios en el paisaje en la etapa de abandono de sitio,
considerando el desmantelamiento y eliminación de las instalaciones del proyecto, y la
restitución posible del sitio a condiciones naturales.
V.4.5. Socio-economía
Este factor ambiental es influenciado positivamente en todas las etapas del proyecto. La
magnitud de los impactos en sus tres factores evaluados: economía regional, local y generación
de infraestructura y servicios públicos es favorecida principalmente por generar efectos directos
y sinérgicos y de extensión local, con lo cual se beneficia a la comunidad del municipio de
Salamanca.
Las etapas de construcción y operación sobresalen en la magnitud de los impactos en este
factor ambiental debido al número de personal que puede ser contratado, y los efectos directos
y sinérgicos en la economía local. En particular se tiene en cuenta que, de acuerdo con el
programa del proyecto, la mayor duración de los impactos es durante la etapa de operación y
mantenimiento.
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V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
V.5. Impactos ambientales en emergencias
Los impactos potenciales que se prevén, relativos a situaciones de emergencia y que pueden
afectar a cualquier componente ambiental, pueden derivarse principalmente de incendios de
gasolina o fugas de nafta o gasolina.
De acuerdo con los resultados obtenidos del Estudio de Riesgo, referente a los eventos de
Explosión por Ignición Tardía por Fuga en la Descarga de las Bombas GA-3202/S y el Incendio
en el Tanque de Gasolina TV-208 (día y noche). Se han considerado en la revisión de los
efectos al ambiente que se pueden suscitar, determinando para este efecto las áreas de
afectación. en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca Gto., para la Planta
Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1). Los escenarios identificados son resultado de
la evaluación de riesgos realizado por la UNAM (Estudio de Riesgo, UNAM, 2007; Anexo V.2).
La Figura V.5 y Figura V.6, presentan gráficamente las áreas de afectación potencial con el
escenario más probable simulado en condiciones ambientales promedio de día y la noche
(Daño Máximo del Evento Probable).
Como referencia se incluye también el escenario catastrófico, de día y de noche (Daño Máximo
Catastrófico Figura V.7 y Figura V.8), con el que se pueden comparar los resultados más
probables posibles y sustentar con mayor confiabilidad el dictaminen de consecuencias.
Para ambos casos se han tomado como base a los radios de afectación, los impactos que se
prevén tendrán un alcance puntual ya que los efectos no rebasarían los límites de la Refinería.
La duración del impacto en caso de ocurrencia de dichos eventos será inmediato y el efecto
será directo y sinérgico sobre el suelo y el aire. Esto resulta en un impacto importante y de
magnitud alta, de acuerdo con la descripción de impactos mostrados en el anexo V.1, por lo que
se prevé la ejecución de medidas de prevención y mitigación, que se describen en el Capitulo
VI y en el Estudio de Riesgo Ambiental del proyecto.
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Figura V.5.- Escenario de riesgo probable. Día.
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Figura V.6.- Escenario de riesgo probable. Noche
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Figura V.7.- Escenario de riesgo catastrófico. Día.
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Figura V.8.- Escenario de riesgo catastrófico. Noche
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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Debe tenerse presente que la probabilidad de que se lleve este tipo de eventos es baja, y se
encuentra ligada principalmente a las condiciones derivadas del mantenimiento de las líneas y
de las condiciones de corrosión de las mismas.
V.6. Escenario modificado
Una vez identificadas las interacciones con los componentes del sistema ambiental, la
evaluación de dichas interacciones e impactos, y con base en el escenario actual obtenido en
la Sección de diagnóstico del Capítulo 4, se procedió a construir el escenario modificado
hipotético, sumando al escenario actual los efectos potenciales que se generarán con el
desarrollo del Proyecto.
A) El sitio del proyecto mantendrá la calidad actual del suelo y el paisaje industrial de la
Refinería, debido a que la naturaleza del mismo es también de la industria de refinación
del petróleo.
B) El Río Lerma recibirá de manera adicional el volumen de descarga de agua residual
tratada procedente de la ULSG, el cual se estima en aproximadamente 17 % del total de
las aguas residuales tratadas que recibe actualmente, mismas que tendrán que cumplir
con las especificaciones de la NOM-001-SEMARNAT-1996.
C) La extracción de agua del acuífero aumentará en aproximadamente 17 % del flujo de
extracción actual, sin sobrepasar el volumen total actualmente autorizado por parte de la
CNA para la Refinería.
D) No habrá interacción alguna con flora y fauna, debido a que no existen en la zona de
estudio. Los alcances del proyecto están dentro del área de la propia Refinería.
E) La calidad del aire puede verse afectada, en caso de no implantarse las medidas de
mitigación para evitar la emisión de gases con óxidos de azufre a la atmósfera.
Anexo V.1 Matrices de identificación y evaluación de impactos. Anexo V.2.- Planos de análisis de consecuencias de riesgo
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
CONTENIDO
VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES...............................................................................................................2
VI.1 Descripción de las medidas de prevención y mitigación............................................. 3 VI.1.1 Aire..................................................................................................................................3 VI.1.2 Agua................................................................................................................................6 VI.1.3 Suelo...............................................................................................................................7 VI.1.4 Socio- economía .............................................................................................................9 VI.1.5 Riesgo ambiental ............................................................................................................9
VI.2 Impactos residuales ....................................................................................................... 12
VI.3 Conclusiones .................................................................................................................. 12
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Una vez identificados los impactos del proyecto Planta ULSG 1, sus servicios auxiliares e
integración a la Refinería de Salamanca, en este capítulo se describen las medidas de
mitigación y correctivas que tienen por objeto prevenir, minimizar cada uno de los impactos que
la obra genere en cada una de las etapas del proyecto. Además estas medidas también tienen
como propósito asegurar el cumplimiento de los ordenamientos jurídicos vigentes aplicables y
de observancia obligatoria, tales como la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al
Ambiente, Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y Normas
Oficiales Mexicanas.
Las medidas preventivas que ahora se plantean tienen el objetivo de evitar los impactos y sus
efectos sobre los factores del medio ambiente.
Reiterando que la identificación de las medidas de mitigación o correctivas, se sustentan en la
premisa de que siempre es mejor prevenir y no generar impactos ambientales adversos, y en el
caso de que éstos ocurran, contar con una estrategia que permita de corregir las afectaciones
negativas ocasionadas.
La identificación de las medidas de mitigación o correctivas se proponen para la reducir, corregir
o revertir los efectos no deseados de un impacto ambiental sobre el componente ambiental en
consideración. Las medidas de mitigación implican costos que pueden evitarse si no se
producen los impactos, por lo que se tiene que considerar la posibilidad técnica y económica de
su implantación efectiva en el corto y mediano plazo a una situación igual o compatible con la
pre-existente.
Para definir las medidas propuestas, se han correlacionado a cada uno de los impactos
adversos identificados con el indicador ambiental respectivo, de tal manera que las medidas
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
propuestas sean objetivas y viables para que sean implementadas y se logren resultados
favorables.
VI.1 Descripción de las medidas de prevención y mitigación
La factibilidad de las medidas preventivas propuestas está basada en criterios generales de
diseño de proyecto y procesos que incluso pueden ya haber sido consideradas por el
promovente o el Licenciador, pero que pueden estar supeditadas a condiciones operativas que
puedan incluso evitar su implantación, por lo tanto se pretende resaltar su importancia en la
factibilidad ambiental el proyecto en materia de impacto ambiental.
La descripción de cada una de las medidas de mitigación, consideradas viables económica y
técnicamente incluye explicaciones de su mecanismo, la forma en que se evaluará su eficiencia,
la duración estimada de las obras y actividades de mitigación y la etapa en la que se
implementarán, así como las especificaciones de operación y mantenimiento en caso de que la
medida implique el empleo de equipo o la construcción de obras.
VI.1.1 Aire
Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Calidad del aire Impacto ambiental: Concentración de contaminantes. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento.
A partir de las operaciones actuales de la Refinería se identifica que las emisiones a la atmósfera con las que
actualmente contribuye la Refinería en la calidad de aire de Salamanca dependen de forma importante de la
eficiencia de recuperación de azufre en las Plantas Recuperadoras de Azufre actualmente existentes.
Si bien esta manifiesto el cumplimiento de los límites máximos permisibles de emisión de contaminantes actual
de la Refinería, según reporta en la Cédula de Operación Anual de 2005, también debe decirse que el alcance
del proyecto no incluye a las instalaciones de tratamiento y recuperación a las cuales se enviarán las corrientes
residuales gaseosas y líquidas contaminantes del proyecto.
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Calidad del aire Impacto ambiental: Concentración de contaminantes. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento. En el escenario con el proyecto de la Planta ULSG 1 a la Refinería, se identifica la adicionalidad de la emisión
de gases con contenido de SOx.
La principal medida de mitigación es la operación efectiva de las Plantas Recuperadoras de Azufre, lo cual
tiene ya un plazo establecido para el 1º de marzo de 2008, por lo que para fecha de inicio de operación de la
Planta ULSG 1, las instalaciones de recuperación de azufre de la Refinería ya deben estar trabajando con
eficiencias de operación del 90 % en cumplimiento con la NOM-148-SEMARNAT-2006.
Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Olor, Visibilidad y Ruido. Impacto ambiental: Emisiones perceptibles y molestas de olores, humos y polvos,
afectación en la percepción visual, y altos niveles sonoros Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento, y
Abandono de sitio. Medidas preventivas:
• Dar mantenimiento preventivo adecuado de la maquinaría y equipos.
• Cumplir con lo establecido en la normatividad vigente sobre límites máximos permisibles de emisión
de ruido perimetral, con monitoreos de niveles sonoros considerando fuentes fijas de emisión y su
radio de influencia.
• Identificación de fuentes de ruido.
• Monitoreo periódico de ruido.
• Programación de actividades con potencial generación de ruido, tal que se realicen en horarios de
baja susceptibilidad a la molestia.
Medidas de mitigación:
• Para mitigar la dispersión de partículas o polvo durante el transporte, la carga y descarga de
materiales y suelo, el transporte de los materiales de construcción se realizará en camiones cubiertos
con lona y en caso de ser necesario, humedecer parcialmente los materiales para evitar la dispersión
de polvos y partículas.
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Olor, Visibilidad y Ruido. Impacto ambiental: Emisiones perceptibles y molestas de olores, humos y polvos,
afectación en la percepción visual, y altos niveles sonoros Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento, y
Abandono de sitio. • Asimismo, cuando se detecte que las obras de construcción provocan molestias en el personal, por la
dispersión de polvos, se llevarán a cabo actividades de riego en las áreas de trabajo, con el fin de
evitar dicha dispersión.
• Las emisiones de gases de combustión provenientes de la maquinaria y vehículos que operen durante
la preparación del sitio y construcción, serán mitigadas mediante el cumplimiento con la verificación de
emisiones de todas las unidades de transporte conforme con la normatividad aplicable.
• Atención inmediata de quejas en caso de que se presentaran,
• Uso de equipo de seguridad personal adecuado para los trabajadores expuestos.
• No quemar, dentro del predio, ningún tipo de residuos durante el proyecto.
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
VI.1.2 Agua
Componente Ambiental:
Agua.
Factores Ambientales:
Calidad y disponibilidad del agua.
Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y extracción de agua del acuífero. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento. Medidas preventivas:
La construcción de las instalaciones debe cumplir con las especificaciones de la ingeniería conceptual
propuesta por el proyecto, debido a que la misma incluye características que redundan en el adecuado
aprovechamiento del agua, minimizando la generación de aguas residuales:
• Drenajes separados para los diferentes tipos de descargas de aguas residuales.
• Todas las descargas de aguas residuales serán tratadas en los sistemas de tratamiento existentes
en la Refinería, con la finalidad de que la calidad del agua tratada cumpla con la indicada en la
NOM-001-SEMARNAT-1996.
• El diseño de las instalaciones integra la optimización de intercambio de energía e incluye la
recirculación y aprovechamiento térmico de las corrientes de proceso, de tal manera que el
consumo de agua de enfriamiento es considerado optimo.
• Las aguas amargas generadas en proceso estarán conducidas en instalaciones bien identificadas,
consistentes en líneas, bombas y tanques acumuladores que serán interconectados hacia dos de
las Plantas de tratamiento de aguas amargas de la Refinería.
Medidas de mitigación:
• Aprovechar de manera racional el agua para uso humano.
• Para evitar el vertido de residuos de gasolinas y aceites, o cualquier otro tipo de residuos líquidos
en el drenaje municipal, no habrá conexión con éste.
• Implantar un plan de contingencia ambiental y accidentes para evitar la contaminación por
derrames accidentales de gasolinas, mezclas oleosas, aguas con aceites, grasas y otros
contaminantes.
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VI.1.3 Suelo
Componente Ambiental: Suelo Factores Ambientales: Calidad de suelo y permeabilidad. Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y cobertura permanente con concreto Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento y
Abandono de sitio. Medidas preventivas:
• El mantenimiento preventivo de la subestación eléctrica también estará debidamente programado, y
preferentemente realizado por una empresa de servicio calificada. El manejo de los insumos que
requiera y residuos que generen serán debidamente documentados en procedimientos, copias de los
registros que genere el manejo de sustancias químicas y residuos serán guardadas en las oficinas para
documentar el debido cumplimiento conforme con la legislación aplicable.
• Los programas de mantenimiento preventivo y correctivo pueden incluir verificación, limpieza, pintura,
lubricación y ajustes, entre otras actividades que contribuyan a dar la mayor seguridad, eficiencia en
funcionamiento y buena presentación a las instalaciones, tanto a estructuras como a equipos.
• Los materiales e insumos que sean necesarios para el mantenimiento general de las instalaciones
eléctricas y de la maquinaria en general, en particular aditivos como anticorrosivos, refrigerantes,
lubricantes, aislantes, etc., serán manejados en cantidades seguras y por personal capacitado para su
debido uso y aplicación.
• Se definirán las cantidades mínimas de sustancias químicas y en envases debidamente identificados,
acomodados en áreas específicamente asignadas dentro de un gabinete o almacén cerrado y
considerando las medidas de seguridad necesarias respecto a la incompatibilidad química.
Medidas de mitigación:
• Durante la preparación del sitio y la construcción, se contará con letrinas móviles para el uso obligatorio
de los trabajadores que laboren en las obras. Conforme con la normatividad ambiental aplicable, los
desechos serán dispuestos en sitios autorizados por las autoridades municipales.
En todas las etapas del proyecto:
• Se realizará mantenimiento preventivo y correctivo del camino y los accesos.
• Se generarán diferentes tipos de residuos, los cuales deben ser manejados en forma adecuada
conforme con la normatividad aplicable, de tal manera que sean debidamente clasificados, separados,
envasados, etiquetados, almacenados, transportados y dispuestos, incluso se contratará empresas
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Componente Ambiental: Suelo Factores Ambientales: Calidad de suelo y permeabilidad. Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y cobertura permanente con concreto Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento y
Abandono de sitio. autorizadas para el manejo de residuos conforme sea necesario.
• Los residuos sólidos domésticos se depositarán en contenedores provistos de tapa, los cuales se
ubicarán en forma visible y estratégica en las áreas de su generación para su posterior disposición en los
sitios que señale la autoridad local competente.
• Los residuos susceptibles de reutilizarse tales como: papel, madera, vidrios, metales en general y
plásticos, se separarán y enviarán a empresas que los aprovechen o depositarse donde la autoridad
competente lo autorice.
• Se evitará el derrame en el suelo, o en cuerpos de agua presentes en la zona, de residuos de grasas,
aceites, solventes y sustancias peligrosas que se lleguen a generar en las diferentes etapas de
construcción de la obra. Estos residuos se manejarán conforme con lo establecido en la legislación y
normatividad ambiental aplicable.
• Se seguirán los procedimientos del sistema de administración ambiental y seguridad de la Refinería
relativos al manejo seguro de los residuos, y del almacén de los residuos peligrosos.
• Contar con un plan de contingencia en caso de derrame para la limpieza del área que pueda resultar
afecta, una vez abandonadas las instalaciones.
Durante las pruebas de arranque y en mantenimiento:
• Se tendrá previstos procedimientos para residuos de manejo especial el cual deberá incluir la
desactivación e inertizacion de catalizadores y el volumen de residuos peligrosos que se genera.
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VI.1.4 Socio- economía
Los impactos ambientales sobre este componente ambiental son positivos prácticamente en
todas las etapas del proyecto, por lo que no aplica la definición de medidas preventivas o de
mitigación.
VI.1.5 Riesgo ambiental
De acuerdo con los resultados obtenidos del Estudio de Riesgo de proceso, se ha considerado
la revisión de los efectos al ambiente que se pueden suscitar si es que este tipo de eventos se
pudieran desarrollar en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca Gto., para la Planta
Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1).
Debe considerarse que la probabilidad de que se lleve este tipo de eventos es baja, y se
encuentra ligada principalmente a las condiciones derivadas del mantenimiento de las líneas y
de las condiciones de corrosión de las mismas.
Cabe mencionar que en caso de que suceda dicho evento, no se rebasaría el límite de batería
de la Refinería, por lo cual no se afectaría significativamente al ambiente local y ni
asentamientos humanos aledaños.
Se presentan a continuación los elementos de impacto al ambiente, y sus respectivas medidas
de mitigación
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Nombre del Escenario: Explosión por ignición tardía debido a una fuga en la descarga de las bombas GA-3202/S.
Sustancia analizada: Nafta Pesada Fase: Líquida Evento: Derrame Condición A del escenario de riesgo:
En la descarga de la bomba en donde se
tienen condiciones severas de presión y
temperatura, se presenta una fuga por
corrosión de 0.5”, este evento se
considera como el máximo probable en
condiciones de día y noche.
Condición B del escenario de riesgo:
En la descarga de la bomba en donde se tienen
condiciones severas de presión y temperatura, se
presenta una fuga por ruptura de la línea de 12”,
este evento se considera como catastrófica en
condiciones de día y noche.
Probables efectos ambientales. Infiltración de la Nafta Pesada al suelo y subsuelo:
El principal elemento de contaminación derivado del derrame, es la contaminación del suelo y
del subsuelo. Si existiera la contaminación sería necesaria la restauración del sitio afectado,
hasta alcanzar los valores establecidos en el marco normativo, o bien de las condiciones
específicas de saneamiento para el tipo de suelo en la zona, cuyos criterios estarían
determinados por la PROFEPA.
Afectación al manto freático:
La intromisión de elementos a las aguas subterráneas, representa en este tipo de eventos,
una de las mayores afectaciones, debido principalmente a la gran movilidad de la nafta en
medios líquidos, la migración de los contaminantes es superior en esta fase produciendo
como consecuencia una mayor área de afectación. Otro aspecto derivado de este tipo de
eventos, es el hecho de que es muy difícil garantizar un saneamiento adecuado y verificable.
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Nombre del Escenario: Explosión por ignición tardía debido a una fuga en la descarga de las bombas GA-3202/S.
Sustancia analizada: Nafta Pesada Fase: Líquida Evento: Derrame
Medidas de prevención:
• El personal utilizará equipo de seguridad personal adecuado.
• Se contará con procedimientos para la actuación del personal en casos de
emergencia, los cuales serán informados debidamente al personal, como parte de la
inducción que le será impartida al personal que se contrate. Se contará con una
brigada de personal específicamente capacitado para coordinar las acciones en caso
de emergencia.
Medidas de mitigación:
• Seguimiento de las recomendaciones en el Estudio de Riesgo
• Implantación del Programa de Prevención de Accidentes y Respuesta a Emergencias
actualizado
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
VI.2 Impactos residuales
Considerando que el impacto residual es aquel efecto que permanece en el ambiente, aún
después de implantar las medidas de mitigacion, los impactos residuales identificados en este
proyecto son los siguientes:
• Impacto residual en el suelo y paisaje en donde ya existen afectaciones previas
generadas por las instalaciones de la Refinería en el sitio del proyecto.
• Impacto residual en la calidad del aire por la alta concentración de SO2 ya existente en
la zona del proyecto.
VI.3 Conclusiones
De acuerdo con lo indicado en las bases de usuario y la información proporcionada por el
Licenciador, en condiciones normales de operación, el gas ácido será enviado a la Planta
Recuperadora de Azufre, mientras que los desfogues debidos a paros extraordinarios y/o
emergencia serán conducidos al quemador. Por lo anterior, se debe verificar que las emisiones
cumplan con la normatividad vigente en materia de emisiones a la atmósfera.
Asimismo, se han planteado las medidas de mitigación enfocadas al manejo adecuado de los
impactos residuales y adversos, y la minimización de las tendencias del deterioro actual de los
procesos ecológicos del sistema ambiental de la zona de estudio, tales como la separación de
drenajes y el tratamiento de cada corriente residual, el reúso en proceso de aguas residuales
tratadas y el manejo de residuos conforme el Plan de Manejo de Residuos de la Refinería.
De acuerdo con la Ley General Para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, PEMEX
es responsable de los residuos que se generen durante las diferentes etapas del proyecto y
tendrá corresponsabilidad con el contratista que designe para el manejo y disposición final de
los mismos.
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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Con base en el análisis y descripción de las condiciones ambientales que prevalecen en la zona
del proyecto, sustentada con el trabajo de campo y bibliografía especializada, el análisis
preciso y objetivo presentado en el Capítulo V de la forma en que las condiciones ambientales,
el cumplimiento de los ordenamientos jurídicos aplicables, y las medidas preventivas y de
mitigación que propone el proyecto, según se han descrito en este capítulo, es posible afirmar
que el desarrollo del proyecto ha previsto proteger la integridad de la funcionalidad ecológica de
los ecosistemas de la zona y respetar sus capacidad de carga, conforme con lo establecido en
los artículos 28 y 30 primer párrafo, de la LGEEPA.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
CONTENIDO
VII. PRONÓSTICOS AMBIENTALES......................................................................... 2
VII.1 Pronóstico del escenario................................................................................................ 2
VII.2 Programa de vigilancia ambiental ................................................................................. 3
VII.3 Conclusión ..................................................................................................................... 12
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
VII. PRONÓSTICOS AMBIENTALES
Con base en los impactos ambientales identificados, su evaluación, así como las medidas de
mitigación propuestas, se proyecta el resultado de la implementación de las medidas de
mitigación sobre los impactos, considerando a la vez la dinámica ambiental resultante de los
impactos ambientales residuales, los mecanismos de autorregulación y la estabilización de los
ecosistemas.
VII.1 Pronóstico del escenario
El escenario ambiental que se prevé, está principalmente dirigido a las afectaciones sobre los
componentes más sensibles del sistema: aire y agua.
Con la aplicación de las medidas de mitigación propuestas, los impactos del proyecto en estos
componentes se han identificados como importantes (no significativo) y acumulativos. A
continuación se describe el escenario pronosticado en sus diferentes componentes y factores
ambientales relacionados. El análisis toma en cuenta, lo siguiente:
a) Las actividades del proyecto son totalmente compatibles con las actividades actuales en
la zona de estudio. El proyecto se construirá y operará dentro de la Refinería “Ing.
Antonio M. Amor” y por definición del proyecto, éste se integrará a las instalaciones
existentes de la Refinería, por lo tanto el escenario pronosticado no implica cambios
ocasionados por el proyecto en las actividades productivas de la zona de estudio.
b) Las condiciones ambientales actuales son sensibles para el componente aire y agua.
Actualmente existe una baja calidad de aire en la zona debida a las emisiones
industriales de gases con azufre. En relación con el agua subterránea, se considera
que es un factor ambiental en proceso de aprovechamiento limitado porque actualmente
el acuífero se encuentra en categoría de veda. Se identifican impactos ambientales
adversos ocasionados por el proyecto sobre ambos factores ambientales, tal que el
escenario que se pronostica considera la contribución potencial de emisión de gases
con azufre y el consumo de agua proveniente de acuífero.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
c) El sitio del proyecto se ubica en una zona de baja dinámica ambiental natural como
consecuencia de estar inmerso en la Refinería, en la cual no se encuentran presentes
los componentes flora y fauna, lo cual resulta compatible con el proyecto.
d) Las medidas de mitigación influyen en la descripción del pronóstico ambiental del
proyecto porque están enfocadas al cumplimiento de la legislación ambiental aplicable
Por lo tanto, se espera que el escenario con el proyecto sea modificado de manera significativa,
siempre y cuando se lleven a cabo las medidas de mitigación y se cumpla con los
ordenamientos de regulación ambiental vigente y aplicables.
VII.2 Programa de vigilancia ambiental
El programa de vigilancia ambiental tiene por función básica establecer un sistema que
garantice el cumplimiento de las indicaciones y medidas de mitigación incluidas en el Estudio de
Impacto Ambiental. Incluirá la supervisión de la acción u obra de mitigación, señalando de
forma clara y precisa los procedimientos de supervisión para verificar el cumplimiento de la
medida de mitigación, estableciendo los procedimientos para hacer las correcciones y los
ajustes necesarios.
En las Tabla VII.1, Tabla VII.2 y Tabla VII.4, se indican las actividades, criterios de operación,
control de operación, las características clave y en el caso de la etapa de operación (Tabla
VII.3) también se considera el monitoreo ambiental.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
Tabla VII.1.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de preparación del sito.
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave
1.
Uso de maquinaria
mayor
a. Inventario del 100% de vehículos y maquinaria de construcción asignados al proyecto.
b. Efectuar mantenimiento de la maquinaria, de acuerdo con el manual de operación y mantenimiento de las máquinas.
c. Cumplimiento del procedimiento de maquinaria pesada y vehículos.
a. Efectuar el mantenimiento de acuerdo con: ▪ Programas. ▪ Procedimientos. ▪ Personal competente. ▪ Equipo de medición
confiable. ▪ Material especificado. ▪ Recomendaciones del
fabricante. ▪ Emisión de registros de
mantenimiento.
a. Verificación del cumplimiento del: ▪ Programa de mantenimiento. ▪ Material especificado (aceites
y grasas). ▪ Partes de repuesto adecuadas. ▪ Almacén e identificación de
materiales y residuos peligrosos.
2.
Emisión de ruido en
actividades de
construcción por el
uso de equipo y
maquinaria de
construcción.
a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65
dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01
a. Uso de equipo de protección auditiva.
b. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.
a. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.
b. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.
c. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.
d. Uso del equipo de seguridad adecuado.
3.
Generación de
residuos de personal
operativo durante el
proceso constructivo.
a. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).
b. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.
a. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.
b. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada.
c. Disposición final del agua residual en sitios autorizados.
a. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.
b. Verificaciones periódicas de colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo.
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Tabla VII.2.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de construcción.
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave
1.
Emisiones de
partículas:
▪ Por aplicación de pintura.
a. Mitigación de la dispersión de partículas, aplicando la pintura en áreas protegidas.
a. Cumplir con el procedimiento de aplicación de pintura: ejecución por personal capacitado que cuente con el equipo de seguridad autorizado.
a. Verificar que la pintura se aplique en zonas protegidas y que los residuos se dispongan de la manera adecuada.
2.
▪ Emisión de ruido en actividades de construcción por el uso de equipo y maquinaria de construcción.
a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65 dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01
c. Uso de equipo de protección auditiva.
d. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.
e. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.
f. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.
g. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.
h. Uso del equipo de seguridad adecuado.
3.
Generación de
residuos de personal
operativo durante el
proceso constructivo.
c. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).
d. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.
d. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.
e. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresautorizada.
a d. Verificaciones periódicas de
colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo. f. Disposición final del agua residual en
sitios autorizados.
c. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.
4.
Operación del
almacén temporal de
residuos peligrosos.
a. Registro de la empresa como generadora de residuos peligrosos en el sitio.
b. Identificación de empresas autorizadas para el manejo y disposición de residuos peligrosos.
c. Contar con fichas técnicas y de seguridad de cada uno de los materiales peligrosos.
d. Disponer de una sección del almacenamiento para resguardar materiales peligrosos, con medidas de seguridad adecuadas.
e. Asegurar el buen estado del empaque de los materiales durante su confinamiento.
a. Almacenar y manejar el material peligroso conforme indica su ficha técnica y de seguridad.
b. Diseñar y construir el almacén temporal de residuos peligrosos cumpliendo con los requisitos de seguridad y almacenamiento en la sección de materiales peligrosos.
c. Registrar en bitácora las entradas y salidas de los residuos.
Verificación periódica de: ▪ Aplicación de los requisitos
contenidos en fichas técnicas y de seguridad.
▪ Almacenamiento adecuado de materiales.
▪ Estado físico del empaque. ▪ Registros de disposición final con
empresa autorizada.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave
5.
Actividades de
sandblasteo.
a. Mitigación de la dispersión de partículas mediante la colocación de mamparas y lonas.
b. Uso de equipo de protección para operadores.
c.
a. Cumplimiento con el procedimiento de sandblasteo.
b. Ejecución por personal entrenado. c. Contar con equipo adecuado.
Verificar: a. Aplicación de sandblasteo en
zonas protegidas para ese fin. b. Utilización de equipo de
protección requerido.
6.
Pruebas hidrostáticas
y neumáticas de
tuberías y equipos.
No rebasar lo que se establece sobre descargas de agua en las normas: NOM-001-SEMARNAT-1996 Personal capacitado en los procedimientos aplicables. Uso de equipo de protección personal auditivo para ruido superior a 85 decibeles.
a. Cumplir con los protocolos de prueba b. Con apoyo del personal de
capacitación dar cumplimiento a los procedimientos sobre manejo de desechos industriales y disposición de agua.
c. Cumplir con el programa de inspección del equipo de protección auditiva.
a. Ruptura de mangueras, tuberías y equipos.
b. Capacitación deficiente del personal.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
Tabla VII.3.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de operación y mantenimiento.
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica
Clave Monitoreo
Ambiental (sólo para etapa de operación)
1.
Manejo de Residuos Industriales No Peligrosos (Tubería metálica, tubería conduit, varilla, alambre, alambrón, madera, pedaceria metálica, chatarra, plástico, vidrio y cemento).
Reporte semestral de los materiales reciclables. Recolección en recipientes o áreas definidas.
Cumpliendo con el procedimiento de manejo control y disposición de los residuos industriales no peligrosos.
Verificar: ▪ Registros de generación y
disposición final en bitácoras.
▪ Distribución adecuada de tambos en las áreas de trabajo.
▪ Autorizaciones del sitio de disposición final.
Adecuada separación de los residuos no peligrosos en las áreas de trabajo. Recolección periódica en sitios autorizados.
2.
Limpieza mecánica de equipos
y tuberías:
▪ Tanques. ▪ Recipientes. ▪ Tuberías diámetros
mayores. ▪ Ductos. ▪
a. Máximo dos no conformidades por mes por disposición de sólidos.
b. Personal adoctrinado en el programa.
a. Cumplir con el procedimiento de limpieza y manejo de residuos.
b. Capacitar al personal involucrado en el procedimiento de limpieza y manejo de residuos.
a. Capacitación deficiente del personal.
a. Cumplimiento del programa de disposición de residuos, producto de la limpieza mecánica Se llevará a cabo periódicamente y de acuerdo al programa.
3.
Soplado de tuberías con aire y
gas.
▪ Aire alta presión. ▪ Gas.
a. Instalar silenciadores en las descargas a la atmósfera.
b. Uso de equipo de protección auditivo para ruido superior a 85 decibeles.
a. Cumplimiento del procedimiento de soplado.
b. Cumplimiento del programa de inspección de equipo para protección auditiva.
a. Operación inadecuada de los silenciadores, ruptura de mangueras o conexiones.
b. Deficiente capacitación.
a. Programa de monitoreo de ruido.
b. Llevar registros de niveles de ruido.
c. Calibración del sonómetro d. Cumplimiento del
programa de mediciones de ruido.
Área responsable: Seguridad y Medio Ambiente.
4. Limpieza química de equipos y
tuberías.
a. Disposición de la solución con base a dictamen de las
a. Cumplimiento del procedimiento de limpieza química.
a. Capacitación deficiente. b. Fugas en el equipo, en
accesorios de inyección o en
Monitoreo periódico para: ▪ Aplicación de requisitos
incluidos en fichas técnicas
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica
Clave Monitoreo
Ambiental (sólo para etapa de operación)
autoridades correspondientes.
b. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.
b. Cumplimiento del programa de inspección y seguridad.
c. Capacitación al personal involucrado en procedimientos de limpieza.
el equipo de limpieza. c. Incumplimiento del
contratista.
y de seguridad. ▪ Almacenamiento adecuado
de materiales utilizados. ▪ Estado físico de los
empaques. ▪ Registros en regla de
disposición final con empresa autorizada.
▪
5.
Carga a equipos de empaques
y catalizadores
▪ Catalizadores sólidos. ▪ Empaques columnas.
a. No emisión de de polvos emitidos a la atmósfera.
b. Disposición conforme a los resultados del estudio CRETIB.
c. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.
a. Cumplir con el procedimiento de carga, el de la empresa y el del proveedor.
b. Cumplir con instrucciones del fabricante.
c. Apegarse a las hojas de seguridad de los materiales.
d. Cumplir con el procedimiento de manejo y disposición de residuos peligrosos.
a. Capacitación insuficiente. b. Procedimientos inadecuados
del proveedor. c. Almacenaje inadecuado de
materiales utilizados.
Monitoreo diario para: ▪ Aplicación del contenido
de fichas técnicas y de seguridad.
▪ Almacenamiento adecuado de materiales utilizados.
▪ Estado físico de los empaques.
▪ Registros en regla de disposición final con empresa autorizada.
6.
Prueba a equipos rotatorios
▪ Compresores. ▪ Bombas. ▪ Turbinas. ▪ Equipos paquete.
a. Uso de equipo de protección auditivo para sonidos superiores a 85 decibeles.
b. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.
c. Máximo dos derrames controlados por prueba.
d. Entrega de reporte de recolección de residuos peligrosos empleados.
a. Capacitación al personal involucrado en los procedimientos.
b. Cumplir con el programa de inspección para equipo de protección auditiva.
c. Cumplir con el procedimiento sobre manejo de residuos peligrosos.
d. Cumplir con el procedimiento de limpieza de aceite de control y lubricación (oil flushing).
a. Deficiencias en capacitación.
b. Incumplimiento del subcontratista en cuanto a la protección contra ruido en el diseño de los equipos.
Monitoreo semestral de: ▪ Registros de niveles de
ruido. ▪ Registros de disposición
final con empresa autorizada.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica
Clave Monitoreo
Ambiental (sólo para etapa de operación)
7.
Puesta en operación de
equipos y sistema de proceso,
operaciones iniciales y
pruebas de desempeño:
▪ Almacenamiento de materias primas y productos.
▪ Circuitos fluidos de proceso.
▪ Sistemas de desfogue.
a. De acuerdo con lo indicado para uso de equipo en el dictamen ambiental.
b. No exceder los niveles de ruido establecidos en:
NOM-081-SEMARNAT- 1994 NOM-011-STPS-01 c. Uso de protección
auditiva para sonidos superiores a 85 decibeles.
d. Personal adiestrado en los procedimientos.
a. Cumplimiento del procedimiento operativo para el control de operación de equipos y sistemas.
b. Máximo 68 decibeles por día al límite del predio.
c. Cumplimiento del programa de inspección de equipo para protección auditiva.
d. Capacitación del personal en el procedimiento de operación.
e. Seguir el procedimiento para manejo y disposición de residuos peligrosos y no peligrosos.
a. Pruebas operacionales deficientes.
b. Capacitación deficiente. c. Daños en equipo o en el
sistema por defectos de fabricación.
d. Descontrol de las operaciones (casos de emergencia).
a. Monitoreo semestral de registros de niveles de ruido.
b. Asegurarse diariamente de que exista una distribución adecuada de recipientes o tambos para recolección.
c. Verificar periódicamente los registros de disposición final con empresa autorizada.
8.
Pruebas y puesta en servicio
de equipos y sistemas
eléctricos.
a. Máximo dos derrames controlados durante las pruebas.
b. Reportes de entrega de residuos peligrosos.
c. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.
1. Carga llenado baterías.
2. Tratamiento de aceite tratamiento de alta potencia 10MVA.
3. Pruebas a generadores principales y de emergencia.
a. Seguir diseño de seguridad para estas instalaciones.
b. Aplicar los procedimientos. c. Capacitar al personal en los
procedimientos de prueba y manejo de residuos peligrosos.
a. Capacitación deficiente. b. Problemas de calidad en los
equipos. c. Deficiencias en el diseño y
la construcción.
a. Monitoreo semestral de registros de niveles de ruido.
b. Asegurarse diariamente de que exista una distribución adecuada de recipientes o tambos para recolección.
c. Verificar periódicamente los registros de disposición final con empresa autorizada.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
Tabla VII.4.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de abandono.
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave
1.
▪ Emisión de ruido en actividades de construcción por el uso de equipo y maquinaria de construcción.
a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65 dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01
e. Uso de equipo de protección auditiva.
f. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.
i. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.
j. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.
k. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.
l. Uso del equipo de seguridad adecuado.
2.
Generación de residuos de
personal operativo durante el
proceso constructivo.
e. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).
f. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.
g. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.
h. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada.
i. Disposición final del agua residual en sitios autorizados.
j.
e. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.
f. Verificaciones periódicas de colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo.
3.
Operación del almacén
temporal de residuos
peligrosos.
f. Registro de la empresa como generadora de residuos peligrosos en el sitio.
g. Identificación de empresas autorizadas para el manejo y disposición de residuos peligrosos.
h. Contar con fichas técnicas y de seguridad de cada uno de los materiales peligrosos.
i. Disponer de una sección del almacenamiento para resguardar materiales peligrosos, con medidas de seguridad adecuadas.
j. Asegurar el buen estado del empaque de los materiales durante su confinamiento.
k.
d. Almacenar y manejar el material peligroso conforme indica su ficha técnica y de seguridad.
e. Diseñar y construir el almacén temporal de residuos peligrosos cumpliendo con los requisitos de seguridad y almacenamiento en la sección de materiales peligrosos.
f. Registrar en bitácora las entradas y salidas de los residuos.
Verificación periódica de: ▪ Aplicación de los requisitos
contenidos en fichas técnicas y de seguridad.
▪ Almacenamiento adecuado de materiales.
▪ Estado físico del empaque. ▪ Registros de disposición
final con empresa autorizada.
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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES
No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave
4.
Manejo de Residuos
Industriales No Peligrosos
(Tubería metálica, tubería
conduit, varilla, alambre,
alambrón, madera, pedaceria
metálica, chatarra, plástico,
vidrio y cemento).
Recolección en recipientes o áreas definidas.
Cumpliendo con el procedimiento de manejo control y disposición de los residuos industriales no peligrosos.
Verificar: ▪ Registros de generación y
disposición final en bitácoras. ▪ Distribución adecuada de
tambos en las áreas de trabajo. ▪ Autorizaciones del sitio de
disposición final.
5.
Limpieza química de equipos
y tuberías.
c. Disposición de la solución con base a dictamen de las autoridades correspondientes.
d. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.
d. Cumplimiento del procedimiento de limpieza química.
e. Cumplimiento del programa de inspección y seguridad.
f. Capacitación al personal involucrado en procedimientos de limpieza.
d. Capacitación deficiente. e. Fugas en el equipo, en
accesorios de inyección o en el equipo de limpieza.
f. Incumplimiento del contratista.
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VII.3 Conclusión
El proyecto está previsto a realizarse en una zona de uso de suelo industrial, que no
se encuentra cercana a un área de reserva ecológica, ni afectará ningún área natural
protegida de carácter federal, estatal o municipal.
Con base en el análisis del diagnóstico ambiental y de la identificación y evaluación de
impactos derivados de la construcción y operación de las instalaciones previstas a
realizar en este proyecto, se puede asegurar que aportará beneficios sociales en el
ámbito local y regional. Lo anterior, considerando que el objetivo de la misma es la
producción de gasolinas de ultra bajo azufre para reducir la emisión de contaminantes.
De acuerdo con el diagnóstico ambiental, la construcción y operación del proyecto en
el sitio donde se pretende instalar, si bien presentará impactos al aire y agua, así como
al suelo de esa zona, con la ejecución de las medidas de mitigación, se puede
pronosticar un escenario sin modificaciones o afectaciones sustanciales en los
procesos de deterioro presentes en la zona. El pronóstico es altamente compatible con
la actividad productiva actual de la zona y el paisaje industrial establecido.
El cumplimiento de la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SFCI-2005 permitirá reducir en
un determinado plazo las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera
provenientes de los procesos de la refinación del petróleo. Asimismo, al obtener
gasolinas de bajo contenido en azufre, se podrá proteger al ambiente y a la salud
humana, previniendo enfermedades y decesos asociados a afectaciones de las vías
respiratorias.
Por lo anterior, se considera que el proyecto es socialmente útil y ambientalmente
factible, siempre y cuando se realicen de manera efectiva y oportuna las medidas de
prevención y mitigación propuestas en el presente estudio para los impactos que se
presentarán.
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VIII. Anexos
CONTENIDO
• CAPITULO I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL Anexo I.1.- Documentos legales del promovente
• CAPITULO II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto Anexo II.2.- Video de presentación Anexo II.3.- Fotografías del sitio Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual
• CAPITULO III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO Anexo III.1.- Zonificación Ecológica de Salamanca Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN). Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería
• CAPITULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y DE SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL AREA DE IFLUENCIA DEL PROYECTO. INVENTARIO AMBIENTAL Anexo IV.1.- Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca Anexo IV.2.- Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007 Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca. Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca. Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio. Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo. Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca. Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas. Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.
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VIII. Anexos
• CAPITULO V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES Anexo V.1.- Matrices de identificación y evaluación de impactos Anexo V.2.- Diagramas de análisis de consecuencias
• REFERENCIAS
• GLOSARIO Y ACRÓNIMOS
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VIII. Anexos
• CAPITULO I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
Anexo I.1.- Documentos legales del promovente
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VIII. Anexos
• CAPITULO II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto
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VIII. Anexos
Anexo II.2.- Video de presentación
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VIII. Anexos
Anexo II.3.- Fotografías del sitio
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VIII. Anexos
Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual
I.- Diagramas de flujo de proceso 1. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.
CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: D20072-05-01001A REV 5
2. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.
CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: D20072-05-02001B REV 5
3. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.
CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: D20072-05-02001C REV 5
4. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.
CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: D20072-05-03001D REV 5
5. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.
CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: D20072-05-03001E REV 5
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VIII. Anexos
II.- Planos de distribución de áreas – Plot Plans 1. UNIT PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ1. CDHYDRO/CDHDS
Ing, Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00010 AREA PRINCIPAL.
2. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. GRADE AND ABOVE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011A
3. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. GRADE TO 106500
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No. A1-20072-05-00011B
4. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 400. GRADE & ABOYE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011C
5. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 300. GRADE TO EL. 106000
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011D
6. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 200. GRADE TO EL. 106500
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México
DWG. No: A1-20072-05-00011E
7. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 900. GRADE AND ABOVE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011F
8. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. EL. 106500 & ABOVE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011G
9. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 300. 106000 AND ABOVE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011H
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VIII. Anexos
10. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 200. EL. 106500 AND ABOVE
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011J
11. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 900. PIPE RACK ELEVATION
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00011K
III.- Plano de localización de servicios
1. KEY PLAN. SALAMANCA. ULSG 1 UTILITY STATION LOCATION
Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.
DWG. No: A1-20072-05-00300A
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VIII. Anexos
• CAPITULO III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO, CON LA
REGULACIÓN DEL USO DE SUELO
Anexo III.1.- Zonificación Ecológica de Salamanca
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VIII. Anexos
Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN).
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VIII. Anexos
Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería
• Oficio de Auditoria Ambiental No. 2967 • Oficio de Permiso de Descargas de Agua Residuales • Oficio de residuos peligrosos • Usos de suelo
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VIII. Anexos
• CAPITULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y DE SEÑALAMIENTO DE LA
PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL AREA DE IFLUENCIA DEL PROYECTO. INVENTARIO
AMBIENTAL
Anexo IV.1.- Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca
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VIII. Anexos
Anexo IV.2.- Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007
COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA SUBDIRECIÓN GENERAL TÉCNICA UNIDAD DEL SERVICIO METEOROLÓGICO NACIONAL PROYECTO DE BASES DE DATOS CLIMATOLOGICOS
00011041 LOS RAZOS, SALAMANCA
• Días con granizo • Días con tormenta • Lluvia máxima 24 hrs • Lluvia total mensual • Temperatura máxima ext. • Temperatura máxima prom. • Temperatura media mensual • Temperatura mínima ext. • Temperatura mínima prom.
00011052 PERICOS, SALAMANCA
• Días con granizo • Días con tormenta • Lluvia máxima 24 hrs • Lluvia total mensual • Temperatura máxima ext. • Temperatura máxima prom. • Temperatura media mensual • Temperatura mínima ext. • Temperatura mínima prom.
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VIII. Anexos
00011096 SALAMANCA (DGE), SALAMANCA
• Días con granizo • Días con tormenta • Lluvia máxima 24 hrs • Lluvia total mensual • Temperatura máxima ext. • Temperatura máxima prom. • Temperatura media mensual • Temperatura mínima ext. • Temperatura mínima prom.
000111068 SAN J.TEMASCATIO, SALAMANCA
• Días con granizo • Días con tormenta • Lluvia máxima 24 hrs • Lluvia total mensual • Temperatura máxima ext. • Temperatura máxima prom. • Temperatura media mensual • Temperatura mínima ext. • Temperatura mínima prom.
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VIII. Anexos
Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca.
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VIII. Anexos
Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca.
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VIII. Anexos
Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio.
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(ULSG 1), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”,
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VIII. Anexos
Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo.
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VIII. Anexos
Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.
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VIII. Anexos
Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.
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VIII. Anexos
Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas.
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VIII. Anexos
Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.
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VIII. Anexos
• CAPITULO V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES
Anexo V.1.- Matrices de identificación y evaluación de impactos
• Matriz I Identificación de Impacto • Matriz II Magnitud de Impacto • Matriz III Relevancia y/o significancia de impacto
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VIII. Anexos
Anexo V.2.- Diagramas de análisis de consecuencias
1. Escenario máximo probable (día) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-01
2. Escenario máximo probable (noche) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-02
3. Escenario catastrófico (día) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-03
4. Escenario catastrófico (noche) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-04
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VIII. Anexos
• REFERENCIAS
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VIII. Anexos
• GLOSARIO Y ACRÓNIMOS
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
CONTENIDO
I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.......................................... 2
I.1 Promovente..........................................................................................................................2 I.1.1 Nombre o Razón Social ................................................................................................... 2 I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes ................................................................................ 2 I.1.3 Nombre y cargo del Representante Legal ....................................................................... 2 I.1.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del
Representante Legal................................................................................................................. 2 I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones 3 I.1.6 Actividad productiva principal........................................................................................... 3 I.1.7 Número de trabajadores equivalente............................................................................... 3 I.1.8 Inversión estimada inicial en moneda nacional ............................................................... 3
I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental .................................4 I.2.1 Nombre o Razón Social ................................................................................................... 4 I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes ................................................................................ 4 I.2.3 Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población, y Número
de Cédula Profesional del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental . 4 I.2.4 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental ............. 4
ANEXOS Anexo I.1 Documentos legales del promovente
Anexo I.2 Documentos del responsable del estudio de riesgo ambiental
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
I.1 Promovente
I.1.1 Nombre o Razón Social
PEMEX – REFINACIÓN
Refinería “Ing. Antonio M. Amor”
I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes
PRE-920716-3T7
I.1.3 Nombre y cargo del Representante Legal
Nombre del representante legal: ING. ANTONIO ALVAREZ MORENO (APODERADO).
Cargo del representante legal: SUBDIRECTOR DE AUDITORIA DE SEGURIDAD
INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL.
PEMEX-REFINACIÓN
Nota: La copia del acta constitutiva de PEMEX REFINACIÓN así como el poder notarial,
credencial de lector del representante legal, se encuentran en el Anexo I.1 Documentos legales
del promovente.
I.1.4 Credencial de Lector del Representante Legal
Clave de elector: ALMRAN-58042311H100
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones
Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones:
AV. MARINA NACIONAL NO. 329.
TORRE EJECUTIVA PISO 40
COL HUASTECA.
MÉXICO D. F.
CP. 11311
Teléfono(s): 55-19449465
Teléfono Fax: 55-19449410
Conmutador: 19-44-25-00
Extensiones: 5-3800 y 5-3801
Correo electrónico: [email protected]
I.1.6 Actividad productiva principal
PEMEX Refinación tiene como propósito fundamental la refinación y elaboración de
productos petrolíferos y derivados del petróleo que sean susceptibles de servir como
materias primas industriales básicas, así como el almacenamiento, transporte, distribución y
la comercialización de los productos y derivados relacionados.
I.1.7 Número de trabajadores equivalente
La operación de la planta requerirá 14.1 trabajadores equivalentes. Esto corresponde a las
horas laboradas por tres operadores en tres turnos de ocho horas siete días a la semana,
los 365 días del año y un supervisor trabajando un turno de ocho horas por día, de lunes a
viernes, 50 semanas por año, es decir, un total de 28,280 horas por año.
I.1.8 Inversión estimada inicial en moneda nacional
Para la construcción de plantas de proceso nuevas, integración de líneas de servicios
principales, de procesos y red contra incendio; rehabilitaciones, adecuaciones y
ampliaciones de instalaciones existentes para integrar los procesos nuevos a los actuales y
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
construcción de edificios se estima una inversión de 500 millones de dólares (5510 millones
de pesos aprox.).
I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental
I.2.1 Nombre o Razón Social
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes
UNA-2907227Y5
I.2.3 Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población, y Número de Cédula Profesional del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental
Nombre: Dr. M. Javier Cruz Gómez
RFC: CUGM470615MB1
CURP: CUGM470615HJCRMD05
Cédula profesional del responsable técnico de la elaboración del estudio:
Doctorado: ____1451432____
I.2.4 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
AVENIDA UNIVERSIDAD 3000, CIUDAD UNIVERSITARIA
DELEGACIÓN COYOACÁN. C.P. 04510. MÉXICO D. F.
FACULTAD DE QUÍMICA, DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA.
EDIFICIO E. LAB. 212
Teléfono/Fax: (55) 5622-5358
Correo electrónico: [email protected]
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
Nota: La copia de la Cédula, RFC y CURP del responsable de la elaboración del estudio de
riesgo ambiental, se encuentran en el Anexo I.2 Documentos del responsable del estudio.
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
CONTENIDO
II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ......................................................... 2
II.1 Nombre del proyecto ..........................................................................................................2 II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura(s)
necesaria(s), indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance, e
instalaciones que lo conforman. ..................................................................................................... 2 II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación? .......................................................................... 8 II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. ............... 9 II.1.4 Vida útil del proyecto. ....................................................................................................... 9 II.1.5 Criterios de ubicación. ...................................................................................................... 9 II.2 Ubicación del proyecto. .................................................................................................... 9
TABLAS Tabla II.1 Colindancias de la planta ULSG-1 ................................................................................10
Tabla II.2 Puntos de interés y usos de suelo alrededor de la planta ULSG-1 en un radio de 500
m.....................................................................................................................................................11
ANEXOS
Anexo II.1 Alcances del proyecto
Anexo II.2 Arreglo general de la localización del área de planta fuera del Límite de Batería
Anexo II.3 Arreglo general de área de torre de enfriamiento y subestación eléctrica
Anexo II.4 Fotografía aérea de la refinería de Salamanca, Gto.
Anexo II.5 Plano de Influencia 500 m de la planta ULSG dentro de la carta urbana de
Salamanca
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
II.1 Nombre del proyecto
Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración en
la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, de Salamanca, Gto.
II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura(s) necesaria(s), indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance, e instalaciones que lo conforman.
La planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (Ultra Low Sulphur Gasoline, ULSG I), tratará
25,000 BPD de carga, constituida por una corriente de gasolina ligera (22,200 BPD, con 1,471
ppm de azufre en peso) y una corriente de gasolina pesada (2,800 BPD, con 9,089 ppm de
azufre en peso), ambas provenientes de la planta Catalítica No. 2 existente, para producir
gasolina de ultra bajo azufre (con 10 ppm o menos en peso de azufre). Esta gasolina, como uno
de los principales componentes de las gasolinas PEMEX Magna y PEMEX Premium, permitirá a
la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de Salamanca, Gto., cumplir la norma NOM-086-
SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 "Especificaciones de los combustibles fósiles para la
protección ambiental", consiguiéndose como consecuencia importantes beneficios ambientales
derivados del uso de combustibles más limpios.
Proceso
El proceso consiste en una destilación reactiva a través de una cama catalítica, mediante la cual
se elimina el azufre y nitrógeno presentes en la fracción ligera de la alimentación (22,100 BPD)
y en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y nitrógeno de la fracción pesada
(2,900 BPD) con una pérdida mínima de octano, y con un posterior tratamiento de los
subproductos. El hidrógeno requerido en el proceso, proviene de una corriente rica en este gas
(conteniendo una cantidad menor de metano, etano, propano y butano) producida en la planta
reformadora de naftas existente en la refinería. Dentro de las instalaciones de la planta, se
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
contará con una sección de endulzamiento con amina (metildietanolamina, MDEA) donde el gas
de recirculación y el gas combustible serán endulzados, para cumplir con especificaciones en el
contenido de ácido sulfhídrico (H2S) y su correspondiente sección de regeneración de amina.
Como subproductos se tienen:
1) Gas combustible, que se integrará a la red gas combustible de la refinería,
2) Aguas amargas, que serán enviadas a las plantas de tratamiento de aguas amargas
existentes en la refinería y
3) Gas ácido, una corriente rica en ácido sulfhídrico (H2S) que será enviada a las plantas
recuperadoras de azufre (U-12 y SRU) de la refinería para convertirlo finalmente en
azufre elemental.
Alcance del proyecto
El proyecto de construcción de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas incluye un
sistema de regeneración de amina, una torre de enfriamiento nueva, un sistema de desfogue
que incluye un quemador elevado nuevo, instalaciones complementarias asociadas (casetas de
operadores, servicios auxiliares como aire de plantas e instrumentos, nitrógeno, etc.), así como
las integraciones necesarias para el suministro de cargas, materias primas, servicios principales
y salidas de productos, subproductos, efluentes y desfogues para su completa y adecuada
integración a los procesos existentes.
Instalaciones que conforman el proyecto
En el área disponible para la planta ULSG se incluyen:
• Planta hidrodesulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG-1 (Ultra Low Sulfur Gasoline).
• Unidad Recuperadora de Amina URA-1. La cual tratará la corriente de amina rica,
para eliminar el gas ácido, y obtener una amina pobre que debe ser enviada a la planta
desulfuradora para el proceso de endulzamiento. El gas ácido subproducto de la
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
reacción, será enviado a las plantas recuperadoras de azufre existentes o, en su caso, al
desfogue ácido.
Como instalaciones complementarias asociadas a estas unidades de proceso se tienen:
• Caseta de Analizadores. Los analizadores tendrán señal al Sistema de Control
Distribuido (SCD) en el Bunker Centralizado. Este equipo de análisis estarán instalados
directamente en las líneas de proceso o lo más cercano a éstas y en casetas de acuerdo
a la clasificación de área. Las casetas contarán con sistemas de presurización, control
de temperatura y corrosión.
• Caseta de operadores.
• Compresores de aire. Los sistemas de aire de instrumentos y de plantas se ubicarán
dentro de límites de batería y serán suministrados por compresores de aire libre de
aceite y humedad con capacidad suficiente para satisfacer las necesidades de esta
planta, y contarán con señalización al Sistema de Control Distribuido.
• Cuarto de Control Satélite. Éste alberga los controladores, módulos de entrada-salida,
y los Controladores Lógicos Programables (PLC's) de seguridad. El cuarto de control
contará con sistema de presurización y aire acondicionado con sistema de compresión
redundante (de acuerdo a NFPA 496), control de temperatura, presión positiva de 0.2 a
0.4 pulgadas de agua, humedad relativa controlada, clasificación de ambiente G-1 de
acuerdo al ANSI/18A-S71.04. El cuarto contará con un medidor de corrosión,
temperatura, humedad y presión en un solo equipo, el cual se comunicará al Sistema de
Control Distribuido para llevar el histórico de estas variables. Asimismo contará con un
sistema de detección de humo y un sistema de extinción de fuego.
• Fosa API. Como parte del sistema de drenaje aceitoso de la planta, el cual manejará
purgas de las bombas y equipo en general, se contará con una fosa API para separar
mezclas de hidrocarburos con agua, enviando el hidrocarburo a un tanque de slop y el
agua contaminada colectada se envía por un drenaje independiente a la red de drenaje
aceitoso existente.
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
• Separador de gas combustible. Para acondicionar la corriente de gas combustible, se
instalará un paquete de separación, filtrado y coalescencia con su equipo de relevo e
integraciones necesarias (by pass) para el mantenimiento de estos equipos.
• Sistema de enfriamiento condensado. Se instalará un sistema de enfriamiento por
condensado a equipos mecánicos dinámicos que lo requieran por la calidad del agua de
enfriamiento.
• Sistema de Lubricación por Niebla. Se integrará este servicio a las bombas
centrífugas que lo requieran de acuerdo al fabricante que las suministre.
• Sistema de recuperación condensado. El Condensado recuperado de trampas y el
condensado recuperado producto del proceso, se llevará a un sistema de recuperación
de condensado limpio y aceitoso, con una frecuencia de emisión intermitente y continua
respectivamente.
• Subestación eléctrica (SUB-58) Nueva, con transformadores reductores 13,800/4,160
VOLTS, 4,160 I 480 VOLTS y 480 I 220-127 VOLTS. Esta subestación tendrá capacidad
para la Planta ULSG-1, su unidad regeneradora de amina y la nueva torre de
enfriamiento (a través de la subestación derivada SUB-59).
• Tanque separador de gas Combustible. Se integrará un tanque separador de gas
combustible incluyendo filtro y coalescedor por cada planta, estos últimos equipos con
relevo.
• Tanque vaciado de equipo. Se instalarán los sistemas requeridos para vaciado de
equipos en paros y/o arranque de la unidad, es decir, equipos de confinamiento de
materiales y circuitos cerrados necesarios, para evitar envíos al drenaje.
• Termo de nitrógeno. El nitrógeno es requerido para los procedimientos de arranque,
paro y regeneración del catalizador de la Planta para lo cual se instalará un tanque
termo nuevo.
• Red contra incendio. El sistema de agua contra incendio contará con dos
alimentaciones por dos puntos distintos en cada área de Proceso, de manera que al
bloquearse o sacar de servicio una de éstas, las plantas no queden sin protección. La
tubería de contra incendio estará instalada en trinchera sobre mocheta y elevada donde
corresponda. La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en
cantidad suficiente, localizadas estratégicamente para aislar tramos de tuberías para
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
mantenimiento y/o flexibilidad operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o
equipos que lo requieran.
Para las integraciones fuera de límite de batería se incluyen adecuaciones en las siguientes
instalaciones:
• Dos bombas nuevas en casa de bombas de trasiegos No. 1. Se efectuarán las
integraciones de tuberías, líneas de alimentación de energía eléctrica a los motores y
control, señales al SCD y demás servicios necesarias para dos bombas nuevas para
gasolina a ULSG 1.
• Dos bombas nuevas en casa de bombas No. 3. Se efectuarán las integraciones de
tuberías, líneas de alimentación de energía eléctrica a los motores y control, señales al
SCD y demás servicios necesarias para dos bombas nuevas para gasolina a ULSG-1.
• Cuarto de control Centralizado (bunker). Las señales del sistema de control
distribuido de la Planta ULSG 1 se enviarán al Cuarto de Control Centralizado Norte
existente.
• Quemador elevado, tanques separadores y de sellos. Se integra un sistema
completo de desfogue que incluye separadores, tanque de sellos y quemador elevado.
El aceite recuperado de los tanques separadores y de sellos será enviado al circuito
cerrado de la Refinería.
• Adecuación de tanques de almacenamiento. El proyecto incluye la adecuación de los
tanques de almacenamiento existentes, actualmente en uso para servicio de gasolina,
para utilizarse para el almacenamiento de gasolina catalítica pesada amarga (TV-54 y
TV-55), para gasolina catalítica ligera amarga (TV-210A, TV-207) y gasolina desulfurada
(TV-204A, TV-205A, TV-208, TV-209, TV-210, TV-230, TV-231).
• Torre de enfriamiento. El proyecto incluye una torre de enfriamiento nueva con dos
celdas de 3,000 GPM cada una, dos bombas de recirculación de agua y líneas nuevas
de suministro, retorno y reposición.
• Casa de cambio. Para operadores del área de torres de enfriamiento.
• Subestación eléctrica derivada (SUB-59) para la nueva torre de enfriamiento, con
transformadores reductores de 4160 I 480 VOLTS y 480 I 220-127 VOLTS.
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
• Manejo de gasolinas parásitas. Se harán las adecuaciones necesarias para aceptar
como carga a la planta ULSG-1, las llamadas gasolinas parásitas provenientes de las
plantas U-7, U-8, U-14 (HDD) y U-10, con aproximadamente 3,000 BPD.
Ubicación dentro del arreglo general de la planta
La ubicación de las instalaciones principales mencionadas en el párrafo anterior, y aquellas
complementarias al proyecto, se muestran en los planos incluidos en los Anexos II.1, II.2 y II.3.
Además se incluye una fotografía aérea de la refinería mostrando las áreas principales
involucradas en el proyecto en el anexo II.4.
Infraestructura necesaria
• Vapor: La refinería cuenta con la infraestructura y capacidad para suministro requerido,
considerando que actualmente la refinería consume sólo el 70% de la capacidad actual
de vapor disponible y el proyecto requiere tan solo el 10% que genera la refinería
actualmente (dentro de los límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es
de 9,929 kg/h de vapor a 19 kg/cm2 y 280 ºC, si se considera el vapor producido en la
planta el consumo de vapor se reduce a 4,278 kg/h).
• Agua de caldera: Se requieren como máximo 5.8 m3/h de agua de caldera, disponibles
en la refinería, para un circuito de aprovechamiento de calor con el cual se producirán
5651 kg/h de vapor a 20 kg/cm2 y 290 ºC.
• Electricidad: La refinería está desarrollando un proyecto para aumentar la generación
de electricidad de 60 MW (actual) a 98 MW en el 2008 (que implica la adecuación de
uno de los 3 turbogeneradores existentes y la instalación de uno nuevo), con lo cual se
garantiza el suministro para el proyecto cuyo consumo se estima en 5 MW (dentro de los
límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es de 2.3 MW).
• Gas Combustible: Se requieren aproximadamente 214,733 SCFH de gas combustible
con un una capacidad calorífica de 898 BTU/SCF. Este requerimiento será cubierto a
través de la red de gas combustible existente en la refinería.
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
• Sistema de torres de enfriamiento: El alcance del proyecto incluye la instalación y
operación de una torre de enfriamiento nueva con tres celdas, para una capacidad de
6,000 gpm (dentro de los límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es de
1,860 gpm).
Obras de integración
En relación con las instalaciones consideradas para la integración, en las cuales se realizarán
obras asociadas al proyecto (adecuación y/o ampliación), se tienen consideradas las siguientes.
• Planta Catalítica FCC No. 2: Es la planta que suministrará la alimentación a la planta
ULSG 1 de gasolina catalítica.
• Planta Reformadora de Naftas: Es la planta que suministrará el hidrógeno a la Planta
ULSG 1.
• Área de Quemadores de Fosa: Área en la que se instalará el quemador de la ULSG 1.
• Planta de Aguas Amargas: Planta U-11 a la que se enviará la descarga de aguas
amargas de la ULSG 1.
• Plantas de Azufre (U-12 y SRU): Plantas en las que se realizará la recuperación del
azufre removido en la ULSG 1. Se cuenta con dos trenes con una capacidad de 160
ton/día, y se instalarán 2 trenes más para lograr una capacidad de 360 ton/día, como
parte de las actividades encaminadas al cumplimiento de la norma NOM-148-
SEMARNAT-2006 “Recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación
del petróleo”.
II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?
No. El inicio de operaciones de la “Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.” está programada para junio de 2011.
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización.
No se consideran futuras ampliaciones de la “Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas
(ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.”
II.1.4 Vida útil del proyecto.
El tiempo de vida útil estimado por el personal de PEMEX es de 20 años.
II.1.5 Criterios de ubicación.
Criterios para la selección del sitio
Se consideraron los siguientes criterios para la ubicación del proyecto:
• Cercanía de la planta FCC (fuente de carga).
• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.
• Cercanía de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las necesidades
operacionales del proceso.
II.2 Ubicación del proyecto.
La planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG-1, estará localizada en la refinería "Ing.
Antonio M. Amor", en la ciudad de Salamanca, Guanajuato, a una elevación sobre el nivel
medio del mar de 1,723 m, al oriente de la planta Catalítica No. 2 (existente).
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
Colindancias.
Las instalaciones principales que forman parte del proyecto estarán ubicadas en un área al
oriente de la planta Catalítica No. 2 (existente), delimitada al norte por la calle 27, al sur por la
calle 25, al este por la calle 14 y al oeste por la calle 12, entre las coordenadas N-1608.00 a N-
1678 y E-855.00 a E-925.00 (sistema de coordenadas de referencia dentro de la refinería). En
esta área se ubicarán las siguientes instalaciones nuevas: planta Desulfuradora de Gasolinas
Catalíticas ULSG-1, planta Regeneradora de Aminas, Cuarto de Control Satélite, Subestación
Eléctrica y Caseta de operadores.
Tabla II.1 Colindancias de la planta ULSG-1
Punto Cardinal
Colindancias
Norte Calle No. 27, Planta Amoniaco No. 2 “PA 2” (en desmantelamiento) y Planta de Isomerización.
Sur Calle No. 25, Planta de Alcohol Isopropílico “IP”.
Este Calle No. 14, Centro de Acopio de Desechos Industriales.
Oeste Calle No. 12, Planta FCC.
De acuerdo a los datos presentados en la tabla II.2 y representado gráficamente en el anexo
II.5, la gran mayoría de los puntos de interés alrededor de la planta ULSG-1 para un radio de
500 m son instalaciones dentro de la misma refinería, con uso de suelo industrial, como
excepción importante se encuentran 3 manzanas de la colonia Las Reynas, en una de las
cuales se encuentra una escuela secundaria (“Emeteria Valencia”).
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
Tabla II.2 Puntos de interés y usos de suelo alrededor de la planta ULSG-1 en un radio de 500 m.
Punto Cardinal Punto de interés
Distancia aproximada
(m) Uso de suelo
Noreste CADI (Centro de Acopio de Desechos Industriales) 234 Industrial
Este PRAXAIR Pesquisa 283 Industrial
Sureste
IPA (Alcohol Isopropílico)
Tanques FB-306A/B y FB-307A/B
Quemadores de Fosa
77
193
443
Industrial
Sur
MTBE (Metilterbutileter)
Alkilación
HDD U-10
U-13
TV-50/51
TV-52 (Diluente para Combustóleo Cíclico Ligero)
TV.53 (Gasóleos de Vacío)
U-12
60
165
173
295
301
427
477
479
377
Industrial
Suroeste
HDS-2
HDD
Control de Instrumentos
Oficinas
Centro de Control de Motores
Subestación
Cuarto de Control Centralizado Norte
Cuarto de Gabinetes
U-9 y U-6
U-5
100
184
182
193
200
207
218
261
240
286
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
U-11
U-8
U-7
U-4
U-3
U-2
TV-7A/C
U-1
322
330
345
374
398
420
434
439
Oeste
FCC
Torre de Enfriamiento CT-100
Tanquería (TV-70/71/72/73)
KT-328
CB-5/3
Tanquería (TV-63/64/65/66)
TV-57
Superintendencia de Fuerza y Servicios Principales “Norte”
51
154
229
244
282
379
392
338
FCC
Isomerización
Tanquería (TV-200/2001/2002/2003)
UDA-2000
CT-500
UDA-2001
CB-4/6N
Cuarto de Control
Almacenamiento de Productos Químicos
Cuarto de Cambios (RELOC.)
Subestación
FCC
59
131
193
254
260
262
302
308
310
347
414
239
Industrial Noroeste
Escuela Secundaria “Emeteria Valencia” 482 Habitacional
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II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO
Descripción de accesos.
Las vías de acceso a la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG-1) y del Sistema
de Regeneración de Amina serían las mismas que las de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”,
como se indica a continuación:
• Carretera Panamericana Celaya-León-Irapuato
• Carretera Panamericana No. 45, México-Irapuato
• Autopista México-Guadalajara
• Vía Férrea México-CD. Juárez
• Helipuerto Interno de la Refinería
La refinería “Ing. Antonio M. Amor” cuenta con seis portadas para dar acceso a edificios
administrativos, plantas, áreas de proceso, almacenes de materias primas, talleres, y áreas de
almacenamiento de productos.
Actividades conexas (industriales, comerciales y servicios). Las plantas que intervienen en el proceso de la planta ULSG-1 son: Planta FCC No. 1, planta
Hidrodesulfuradora y Reformadora, Quemadores de fosa, planta de Aguas Amargas, planta de
Azufre.
La planta ULSG-1 se encuentra aproximadamente a 300 m de la barda perimetral. El área
habitacional más cercana se encuentra a 446 m, y en esta área se localiza la Escuela
Secundaria “Emeteria Valencia” a 482 m de la planta.
Planos de localización a escala adecuada y legible, marcando puntos importantes de interés cercanos a la instalación o proyecto en un radio de 500 m. En el Anexo II.5, se presenta el área de influencia a 500 m de la planta ULSG en el contexto de
la ciudad de Salamanca, en donde se incluyen puntos de interés como zonas habitacionales,
comerciales e industriales, mercados, escuelas, iglesias, restaurantes y hospitales entre otros.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
CONTENIDO
III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO..................................3
III.1 Descripción del (los) sitio(s) o área (s) seleccionada(s). ...............................................3 III.1.1 Flora...................................................................................................................................3 III.1.2 Fauna.................................................................................................................................6 III.1.3 Suelo..................................................................................................................................8 III.1.4 Hidrología.........................................................................................................................11 III.1.5 Densidad demográfica del sitio .......................................................................................20
III.2 Características climáticas................................................................................................20 III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio)...................................................................21 III.2.2 Precipitación Pluvial (mínima, máxima y promedio) .......................................................24 III.2.3 Dirección y velocidad del viento......................................................................................26
III.3 Intemperismos Severos. ..................................................................................................27
TABLAS Tabla III.1 Agricultura y vegetación .................................................................................................4
Tabla III.2 Fauna representativa del municipio de Salamanca. ......................................................6
Tabla III.3. Cuencas y subcuencas hidrológica.............................................................................11
Tabla III.4. Corrientes de agua próximas al Municipio de Salamanca..........................................15
Tabla III.5 Clima del Municipio de Salamanca ..............................................................................21
Tabla III.6 Temperatura Media Anual ............................................................................................22
Tabla III.7 Temperatura media mensual........................................................................................22
Tabla III.8 Temperatura extrema en el mes ..................................................................................23
Tabla III. 9 Precipitación total anual...............................................................................................25
Tabla III.10 Precipitación total mensual.........................................................................................25
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
FIGURAS
Figura III.1 Carta de Vegetación......................................................................................................5
Figura III.2 Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca........................................................10
Figura III.3 Regiones hidrográficas de Guanajuato.......................................................................12
Figura III.4 Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. .................................................................14
Figura III.5 Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas .................................................................17
Figura III.6 Gráfica de temperatura promedio ...............................................................................24
Figura III.7 Precipitación total promedio ........................................................................................26
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.
III.1 Descripción del (los) sitio(s) o área (s) seleccionada(s).
El proyecto estará ubicado en dentro de los terrenos, con uso de suelo industrial, de la Refinería
“Ing. Antonio M. Amor”, en el municipio de Salamanca, Estado de Guanajuato.
III.1.1 Flora
El municipio de Salamanca forma parte de la región centro del estado, el Bajío. El Bajío es la
región más importante del estado y fue considerada durante mucho tiempo como el granero de
la república. En ella se encuentra la mayoría de los mejores terrenos del territorio estatal. Esta
región es un distrito de riego, tomando en cuenta el sistema de la Presa Solís y de la Presa
Ignacio Allende.
La región del Bajío tiene un buen régimen pluviométrico, que se calcula en 700 mm, promedio
anual. La temperatura es sumamente agradable todo el año. Los terrenos son planos y bien
irrigados, lo que permite el cultivo de una gran variedad de productos agrícolas. Entre otros se
tienen: maíz, cebada, frijol, cacahuate, alfalfa, habas, sorgo, lenteja, jitomate, lechuga,
zanahoria, espárrago, cebolla, tomatillo, chícharos, garbanzo, papas, cilantro, perejil, apio,
betabel y chiles varios (serrano, jalapeño, habanero, chilaca, morrón, negro, mira cielo, mulato,
piquin, guajillo, pasilla para rellenar, entre otros).
El territorio del municipio de Salamanca cuenta con bosques de encino, mezquite y selva baja
caducifolia. Entre las especies forrajeras, se encuentra el zacatón, triguillo, lobero, navajita,
liendrilla, mezquite, pata de gallo, de zorra, banderita y colorado. Otras especies son pingüica,
sotol, nopal, huisache, gatuño, largoncillo, cuijote, tepehuaje, palo blanco, pochote, órgano,
garambullo, tepame, vara dulce, casahuate y mezquite. En la Tabla III.1, se listan las especies
que son cultivables y las que conforman las asociaciones vegetales representativas del
municipio.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Tabla III.1 Agricultura y vegetación
CONCEPTO NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Agricultura 67.23 % de la superficie municipal
Sorghum vulgare Triticum aestivum Hordeum sativum
Zea mays Medicago sativa
Sorgo Trigo
Cebada Maíz
Alfalfa
Forraje Industrial Industrial
Comestible Forraje
Pastizal 7.75 % de la superficie municipal
Distichlis spicata Heliotropium sp.
Aristida sp. Bouteloua sp.
Zacate salado Cola de alacrán
Zacate tres barbas Navajita
Forraje Forraje Forraje Forraje
Bosque 5.97 % de la superficie municipal
Quercus castanea Quercus resinosa
Arbutus xalapensis Arctostaphylos pungens
Encino colorado Roble
Madroño Manzanilla
Leña Leña Leña Leña
Matorral 14.17 % de la superficie municipal
Ipomoea sp. Bursera sp.
Myrtillocactus sp. Acacia farnesiana
Forestiera sp.
Cazahuate Copal
Garambullo Huizache Panalero
Leña Leña
Comestible Leña
Forraje Otro 4.88 % de la superficie municipal
_ _ _
NOTA: Sólo se mencionan algunas especies útiles del municipio. FUENTE: INEGI. Carta de Uso del Suelo y Vegetación escala 1:250 000.
En la Figura III.1, extraída de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, escala 1:250 000 (INEGI),
se pude apreciar el tipo de vegetación que se puede encontrar en las zonas aledañas a la
Refinería, correspondiente a especies agrícolas de temporal y riego.
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Figura III.1 Carta de Vegetación
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Debido a que el área donde se instalará la planta ULSG-1 se encuentra dentro de las
instalaciones de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de PEMEX, en la zona urbana de la Ciudad
de Salamanca, éstas no cuentan con asociaciones vegetales nativas representativas del
municipio, como tampoco sitios de cultivo, por lo cual éste factor no será afectado en ninguna
etapa por la ejecución del proyecto.
III.1.2 Fauna
Se ha reportado que la composición faunística en el municipio está formada por ejemplares
descritos en la Tabla III.2, es importante mencionar que ninguna de las especies anotadas se
encuentra sujeta a protección federal de acuerdo a la NOM-051-SEMARNAT-2001.
Tabla III.2 Fauna representativa del municipio de Salamanca.
FAUNA NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN
Mamíferos pequeños Spermophilus variegatus Ardilla o ardillón Didelphis marsupialis Tlacuache Mephitis macroura Zorrillo Sylvilagus floridanus Conejo Canis latrans Coyote
Avifauna Selasphorus rufus Colibrí Quiscalus mexicanus Urraca Columbina inca Torcacita Columbina passerina Tortolita pechipunteada Zenaida asiática Paloma alas blancas Zenaida macroura Huilota Carpodacus mexicanus Gorrión Spizella passerina Gorrión Campilorhynchus brunneicapillus Matraca desértica
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FAUNA Icterus parisorum Calandria Toxostoma curvirostre Huitlacoche Mimus polyglotus Cenzontle Pyrocephalus rubinus Cardenalillo Buteo jamaicensis Halcón cola roja Falco peregrinus Halcón peregrino Falco sparverius Halcón cernícalo Colinus virginianus Codorniz Chordeiles minor Chotacabras Piranga flava Tangaras Passer domesticus Gorrión
Reptiles Crotalus sp Víbora de cascabel Thamnophis sp. Culebra Pituophis deppei Alicante Lagartija
Insectos y arácnidos
Existe gran diversidad de ejemplares de la clase insecta y arácnida, representados por varias
especies de los siguientes órdenes, entre otros, que seguramente se encuentran el sitio de
estudio: Coleoptera (escarabajos), Diptera (moscos), Hemiptera (chinches de las plantas),
Hymenoptera (hormigas, avispas y abejorros), Lepidoptera (mariposas), Odenato (libélulas),
Orthoptera (chapulines).
Considerando que el sitio donde actualmente se localiza la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, y
que es una zona urbanizada sin fauna silvestre o bien de tipo comercial ganadero, éste factor
no será afectado en forma alguna.
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III.1.3 Suelo
En la provincia del Eje Neovolcánico, se pueden encontrar zonas planas o semiplanas. Los
suelos más frecuentes son el vertisol pélico en las semiplanas, con pendientes moderadas:
También son frecuentes los de tipo feozem lúvicos y pélicos.
Los litosoles, por su poca profundidad, son útiles para la agricultura y el pastoreo. Los litosoles,
asociados con feozem háplico en las sierras, pueden utilizarse con fines pecuarios y forestales,
el drenaje interno es bueno1.
La geología superficial del Estado es muy variada y está conformada principalmente por rocas
ígneas extrusivas ácidas y básicas, y menos frecuentemente por las sedimentarias, sobre todo
las calizas. También se encuentran extensas zonas de aluviones2 (Rzedowski, 2006).
Por otra parte, se delimitan 10 unidades edafológicas diferentes en la entidad que forman
complejas asociaciones. Las dos más abundantes corresponden a los suelos feozem y vertisol,
que en conjunto cubren más de 80% de la superficie y en gran parte son aptos para la
agricultura.
El municipio de Salamanca se caracteriza por tener suelos de aluviales originados en el
cenozoico por depósitos aluviales (al), de acuerdo a la Síntesis Geográfica del Estado de
Guanajuato (INEGI, 1983) los suelos predominates en el Municipio son el vertisol pélico y
feozem lúvico.
Clasificación y Uso del Suelo
Existen en el municipio superficies que cuentan con una cobertura natural, con pocas
actividades antropogénicas y cuya permanencia ayuda a limitar la erosión de áreas agrícolas, a 1 Carranza, E. Conocimiento actual de la flora y la diversidad vegetal del estado de Guanajuato, México. En: Flora del Bajío y de Regiones Adyacentes. Fasc. Complem. 21. 17 pp. 2005 2 Rzedowski, J. 2006, Vegetación de México, 1ª edición digital, Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la Biodiversidad, México, 504 pp.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
la preservación de la variabilidad genética endógena, y a la recarga de acuíferos y la
disminución de contaminación por partículas suspendidas es necesaria mantenerla en una
política de conservación.
En la región se practica la agricultura intensiva, siendo la parte norte de la ciudad de
Salamanca, potencialmente de agricultura de riego anual semipermanente y al sur de la misma,
de agricultura de temporal.
En la Figura III.2, que muestra un detalle de la carta de Uso potencial de suelo del Estado de
Guanajuato, escala 1:250 000 (INEGI), la refinería está incluida en una zona Capacidad I, en
general destinada a actividad agrícola.
La zona urbana de la ciudad de Salamanca distingue en la los principales usos del suelo, la
zona industrial al norte y oriente; la zona del Centro Histórico, que proporciona servicios básicos
y medios; y el gran sector habitacional, ubicado al norte y sur del Río Lerma.
Con respecto al sitio del proyecto, donde se ubicará la planta desulfuradora ULSG-1 y servicios
auxiliares (dentro del predio de la Refinería), al estar al norte de la ciudad de Salamanca, zona
de tipo industrial, no se requerirá tramitar cambio de uso de suelo, ya que es compatible con el
uso actual (ver Figura III.2).
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Figura III.2 Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.
Fuente: INEGI
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III.1.4 Hidrología
Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio
El estado de Guanajuato queda comprendido en parte de las regiones hidrológicas: Lerma-
Chapala-Santiago, que abarca la mayor parte del estado y del alto Río Pánuco (en la zona
norte). La división, entre estas dos regiones, es un tramo del parteaguas continental, ya que es
una región que drena al Golfo de México y otra al Pacífico (ver Figura III.3).
Cuenca Río Lerma-Salamanca
La región hidrológica RH12 donde se localiza el municipio se encuentra divida en las cuencas
B (Río Lerma-Santiago) y H (Río Laja), cuatro subcuencas: Presa Solís Salamanca;
Salamanca-Río Angulo y Arrollo Temascalcingo las cuales se anotan en la Tabla III.3:
Tabla III.3. Cuencas y subcuencas hidrológica
REGIÓN CUENCA SUBCUENCA % Superficie municipal
Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre
a Presa Solís Salamanca 11.49
b Salamanca-Río Angulo 14.55 B
Río Lerma
Santiago
c Arrollo Temascalcingo 61.23
RH12 Lerma-Santiago
H Río Laja c Río Laja-Celaya 12.73
FUENTE: INEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000.
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Figura III.3 Regiones hidrográficas de Guanajuato
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El proyecto se localiza en la Cuenca del Río Lerma-Salamanca en la subcuenca Salamanca-Río
Lerma Angulo, la cual drena una superficie correspondiente a la zona centro y sur del estado.
Tiene su origen en la presa Solís en donde recibe las aguas de las subcuenca Presa Solís-
Salamanca y forma la conocida bifurcación del Lerma; comprende además los afluentes del
centro de la entidad, Salamanca-Río Angulo, arroyo Temazcatío y Río Guanajuato-Silao. Dentro
de esta subcuenca se localizan dos de los cuatro almacenamientos más importantes del estado
que son: las presas “La Purísima y La Gavia”.
Además recibe las aguas del Río Turbio-Presa Palote, Río Turbio-Manuel Doblado, donde se
originan el cauce del Río Turbio y finalmente Río Turbio-Corralejo. El área el Río Lerma recibe
la corriente Arroyo Feo, que conduce aguas residuales de la zona urbana de la ciudad de
Salamanca y aguas residuales industriales, que provienen del corredor industrial de esta
localidad, así como la Refinería de Pemex que se encuentra en la zona ver Figura III.4.
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Figura III.4 Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.
Fuente: INEGI escala 1:250 000
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Las corrientes y cuerpos de agua que se encuentran cercanos a la zona donde se ubicará el
proyecto se muestran en la Tabla III.4 y en su totalidad son corrientes superficiales. La corriente
de agua más próxima a la Refinería se encuentra más o menos a 10 km de distancia en
dirección sur.
Tabla III.4. Corrientes de agua próximas al Municipio de Salamanca
NOMBRE UBICACIÓN Lerma RH12Ba,b Temascatío-Ortega RH12Bc Laja RH12Hc Potrerillos RH12Bc Canal Ing. Antonio Coria RH12Hc,Bc Canal Bajo Salamanca RH12Ba,Hc,Bc
Fuente: INEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000. INEGI. Carta Topográfica, 1:50 000.
Estas corrientes, cercanas a la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, no son fuente de agua para
consumo humano o procesos que se desarrollan dentro de éstas instalaciones.
Almacenamientos
Los almacenamientos en esta parte del estado son escasos y de poca importancia
encontrándose obras intermitentes como bordos y represas de uso agrícola temporalero y
ganadero. Salamanca se ubica en una zona donde se ha incrementado el uso del agua
(poblacional agrícola, ganadero, industrial y de servicios) ocasionando que la extracción del
agua subterránea se incremente año con año, a costa del almacenamiento acuífero.
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Proyecto: RPSA044071
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Hidrología Subterránea
El área se localiza en una unidad material no consolidado conocida como el Bajío, comprende
los valle de Celaya, Salamanca, Irapuato y Silao, el origen de estos es tectónico, producto de
fallas que originaron horts (pilares) y gravens (depresiones), estos últimos fueron rellenados por
material aluvial, ver Figura III.5 (INEGI).
La formación de subsuelo en la zona de estudio es escasa y su profundidad es muy somera.
Sólo se encontró reportado un pozo cercano a la Ciudad de Salamanca, con un corte litológico
de 700 m de profundidad. De acuerdo con las características del lugar y las unidades del suelo
reportadas, no se presentan basamentos bien definidos.
Los acuíferos son de tipo libre, que se explotan por medio de norias y pozos, el tipo de agua es
dulce, y su uso es generalmente para riego, actividades pecuarias y consumo humano, con
gastos máximos de 80 L/s.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Figura III.5 Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas
Fuente: INEGI
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Sistema Acuífero
Desde el punto de vista regional en el área de Salamanca la explotación del agua del subsuelo,
se produce de dos acuíferos con diferentes características geohidrológicas.
1. Un acuífero superior constituido por materiales granulares del Terciario y principios del
Cuaternario, estos materiales presentan intercalaciones de basalto fracturado, con
espesor de hasta 40 m. La temperatura media de este acuífero se reporta de 24°C, y en
él se encuentran perforados la mayoría de los pozos de la zona; con profundidad
promedio de 150 m y un gasto medio de 40 litros por segundo (L/s).
2. El segundo acuífero se encuentra subyaciendo al primero, esta formado por roca riolítica
fracturada del Terciario, y en él se encuentran la mayoría de los pozos de uso industrial.
Es somero y está constituido por materiales granulares, y ha sido el más vulnerable a la
contaminación local.
Localmente, en la Ciudad de Salamanca, el Río Lerma delimita al sistema acuífero subterráneo.
En la parte Norte del cauce esta constituida por una formación somera, una intermedia y una
profunda. En tanto que en la zona sur no está bien definida, su extensión es reducida, de
geometría irregular, con condiciones libres a semi-confinadas y confinadas.
La hidroestratigrafía local está fuertemente controlada por alternancia irregular de material de
grano muy fino a grueso, secuencia que incluye paleocanales de diferente geometría y
magnitud, donde la permeabilidad de los mismos facilita la movilidad de flujos someros. Cuenta
con una capa de arcilla impermeable que puede estar sosteniendo también acuíferos colgados
de dimensiones variables. No se conoce con precisión los espesores de la formación somera,
su profundidad al nivel estático varia de 18 a 19 m, y como ya se comentó se emplaza en
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
material aluvial, se destaca que esta formación actualmente no se encuentra en explotación
(Guysa, 1998)3.
Uso potencial de las aguas subterráneas
En el uso potencial de acuíferos de acuerdo a la información del INEGI 2007 en el estado de
Guanajuato el uso es principalmente para consumo humano y de riego. También existen zonas
de veda clasificadas en la forma siguiente:
• Veda Rígida. Se recomienda no incrementar la explotación para ningún fin o uso por
sobre explotación del acuífero. Comprende los municipios de San Luis de la Paz, ciudad
Porfirio Díaz, Doctor Mora, San José Iturbide, Comonfort, Celaya, Apaseo el Alto,
Empalme Escobedo, Villagrán, Juventino Rosas, Salamanca, León y parcialmente San
Francisco del Rincón.
• Veda Intermedia. Zona donde se recomienda no incrementar la explotación con fines
agrícolas, reservándose para satisfacer demandas futuras de agua potable en centros
de población. Comprende los municipios de San Miguel de Allende, Irapuato, Manuel
Doblado y parcialmente San Francisco del Rincón.
• Veda Elástica. Zona donde puede incrementarse la explotación de agua subterránea
para cualquier uso, pero con control. Abarca los municipios de Dolores Hidalgo, Silao,
Romita, Pénjamo, Abasolo, Valle de Santiago, Jaral del Progreso, Yuriria, Maravatío,
Salamanca, Tarimoro y Acámbaro.
Con relación a este tema el municipio de Salamanca se ubica en dos zonas de veda la rígida y
la elástica, en ambos casos el aprovechamiento de agua se debe de hacer con uso controlado y
racional, sujetándose lo establecido en la Ley Nacional de Aguas.
3 Geofísica de Exploraciones GUYSA, S.A. de C.V., “Estudio Hidrogeológico y Modelo Matemático del Acuífero del Valle de Irapuato – Valle de Santiago”, realizado para la Comisión Estatal de Agua y Saneamiento (CEAS) de Guanajuato, diciembre de 1998
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
III.1.5 Densidad demográfica del sitio
La población en Salamanca, según el XII Censo General de Población y Vivienda, para el año
2000 era de 226,654 habitantes, cifra que representa el 4.86% de la población total del Estado
(INEGI, Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003). Dado que la superficie total del
municipio de Salamanca es de 745.96 km2, la densidad poblacional promedio del municipio fue
de 303.8 hab/km2.
Las viviendas de las zonas habitacionales más cercanas al proyecto, son de tipo casa
habitación (el 90.3% de las viviendas particulares son de este tipo, de acuerdo al XII Censo de
Población y Vivienda del municipio de Salamanca). El promedio de ocupantes en Salamanca es
de 5.23 habitantes por vivienda. Con estos datos es posible estimar la densidad poblacional en
las zonas habitacionales vecinas a la refinería, esto es, considerando un área típica para dichas
casas de entre 200 y 400 m2, más aproximadamente 100 m2 de áreas comunes por casa
(incluyendo calles, banquetas, jardines, etc.), las zonas habitacionales alrededor de la refinería
tienen una densidad poblacional estimada de entre 10 a 17 mil habitantes por km2.
III.2 Características climáticas.
La siguiente información se desprende del Anuario Estadístico del Estado de Guanajuato,
Edición 2007, correspondientes a los datos de la estación meteorológica más cercana, Los
Razos, en Irapuato (Clave 11-022) localizada en las coordenadas 20° 40’ 18” latitud norte y
101°09’02” longitud oeste y con una altitud de 1,753 msnm.
El municipio de Salamanca presenta principalmente un clima semicálido subhúmedo del grupo
A con lluvias en verano, de menor humedad (ACw), la temperatura promedio anual
(considerando el periodo de 1922 a 2005) es de 20.2 ºC, los meses de mayor calor son mayo y
junio con 23.7 y 23.2 ºC respectivamente, mientras que los de menor son enero y diciembre con
16.1 y 16.4 ºC respectivamente. En cuanto a la precipitación, la precipitación total anual es de
690.5 mm, correspondiendo a 168.6 mm la precipitación mayor, durante el mes de julio y la
menor de 4.1 mm durante febrero.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
El clima de acuerdo con el sistema desarrollado por Köppen define fundamentalmente zonas
climáticas que se originan por la variación de la latitud y se basa en fórmulas empíricas que
utilizan valores medios mensuales de temperatura y precipitación, mismo que determinan la
distribución sobre la tierra de plantas y animales.
La M. en C. Enriqueta García, introdujo algunas modificaciones para adaptarlo a las condiciones
de nuestro país, donde se presentan grandes variaciones de altitud (ver tabla III.6).
Tabla III.5 Clima del Municipio de Salamanca
Símbolo Clima Temperatura promedio (ºC)
ACw Semi-calido sub-húmedo con lluvias en verano
6.5 y 18
FUENTE: SIP. (Sistema de Información para la Planeación.) INEGI. (2001)
III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio)
La temperatura promedio anual es de 20.2 ºC, mientras que las temperaturas más elevadas se
registran en el mes de mayo con un promedio de 23.7 ºC, y el mes más frío se presenta en
enero con un valor de 16.1 ºC 4. Las temperatura máxima registrada es de 38.0 ºC y la mínima
de 2.0 ºC (Ver tabla III.6, tabla III.7, tabla III.8 y figura III.9)
4 INEGI, Anuario Estadístico del Estado de Guanajuato. Edición 2005
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Tabla III.6 Temperatura Media Anual
Tabla III.7 Temperatura media mensual
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Tabla III.8 Temperatura extrema en el mes
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Figura III.6 Gráfica de temperatura promedio
III.2.2 Precipitación Pluvial (mínima, máxima y promedio)
La temporada de lluvias se desarrolla en los meses de junio a septiembre, con una precipitación
total anual de 689.0 mm. La mínima anual histórica es de 366.2 mm y la máxima anual histórica,
de 1234.8 mm. La precipitación total mensual mínima histórica es de 0.0 mm y la máxima
histórica ha sido de 312.6 mm. (Ver tabla III.9, tabla III.10 y figura III.7)
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Tabla III. 9 Precipitación total anual
Tabla III.10 Precipitación total mensual
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Figura III.7 Precipitación total promedio
III.2.3 Dirección y velocidad del viento
Vientos dominantes.
La dirección del viento dominante es aquella, que para un lugar dado se presenta con mayor
frecuencia, para ello es necesario conocer el número de veces que se ha observado procedente
de cada una de las 8 direcciones convencionales de la rosa.
De acuerdo con el documento “Bases de Diseño” los vientos dominantes se dirigen del noreste
al suroeste 5.
5 Bases de diseño para la Ingeniería Básica, Planta ULSG, PEMEX Refinación. Rev 5, Julio de 2007.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
Velocidades. Para efectos de diseño, la velocidad máxima del viento se considera de 100 km/h (27.7 m/s). La
velocidad promedio de los vientos dominantes es de 21 km/h (5.8 m/s), mientras que la de los
vientos reinantes es de 17.9 km/h (5.0 m/s)6. La velocidad mínima del viento es de 0 m/s.
Como datos adicionales sobre la velocidad del viento se tiene que durante el huracán “Dean” el
21 de agosto del 2007 se registraron vientos máximos de 55 km/hr (15.3 m/s) con rachas de 95
km/hr (26.4 m/s) en las inmediaciones de la Central Termoeléctrica de Salamanca,
Guanajuato7.
Durante una posible liberación de sustancias tóxicas o inflamables al aire el peor caso implica
que no haya vientos que favorezcan la dispersión de las nubes tóxicas o inflamables, ya que las
altas velocidades del viento favorecen la dispersión de estas sustancias, minimizando la
posibilidad de alcanzarse concentraciones peligrosas.
III.3 Intemperismos Severos. Los sitios o áreas que conforman la ubicación del proyecto se encuentran en zonas susceptibles
a:
((SSii)) ¿Terremotos (sismicidad)?
Según el catálogo de regionalización sísmica de la República Mexicana, elaborado por
investigadores del Instituto de Geofísica de la UNAM (1986), Salamanca pertenece a la
zona perisísmica, es decir que está enclavada en una región la cual no es propensa a
ser replicadora de epicentros; en esta región se han sentido sismos de 1 a 5 grados en
6 Bases de Usuario. Planta ULSG, PEMEX Refinación. Rev. 7, Octubre de 2007 7 Comisión Federal de Electricidad (CFE), Aviso 23 del huracán "Dean" 21/ago/2007 19:30 h, consultado en: http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/meteorologico/huracanes/atlantico/avisos2007/avisosdean/aviso23hdean.htm
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
la escala de Richter; por esta misma zona pasa la falla de Zacamboxo, la cual se une a
la falla de San Andrés y a la transísmica.
El terreno en particular en donde se pretende construir la planta ULSG-1, se encuentra
en una zona retirada de la falla antes mencionada, por lo cual solo se toman en cuenta
las consideraciones de diseño por sismo.
((NNoo)) ¿Corrimientos de tierra?
((SSíí)) ¿Derrumbes ó hundimientos?
La región conocida como el Bajío, en donde se encuentra el Municipio de Salamanca, es
un área que fue encerrada por el levantamiento de Sistemas Volcánicos y por montañas
de plegamiento, ambos tipos son el resultado de esfuerzos tectónicos que han
desarrollado el choque o expansión de placas tectónicas a lo largo de la historia
geológica y que actualmente se continúan expresando a manera de sismos y fallas.
Se han presentado hundimientos, agrietamientos y colapsos en las colonias: Obrera,
Álamos, Unidad Habitacional Fresnos, la zona centro y sobre las Calles de Faja de Oro y
Héroes de Cananea, al sur de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”.
Dentro de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”, en la esquina sureste, también se han
presentado daños graves causados por agrietamientos que han provocado una
paralización de las actividades y daños a las instalaciones, así como un rompimiento del
ducto Salamanca-Morelia.
La falla principal se ha detectado desde la Calle Padre Marocho en el Municipio de
Salamanca, hasta la carretera Federal Juventino Rosas a 5 km de Santa María
Guadalupe con una abertura de al menos 1 m. de distancia.
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((SSii)) ¿Inundaciones? (Historial de diez años).
1912: Catástrofe natural por inundación debido al desbordamiento del río Lerma.
1926: La ciudad de Salamanca registra un suceso significativo como fue la segunda
inundación en el siglo XX
1948: Catástrofe natural cuarta inundación debida al desbordamiento del río Lerma.
En el periodo comprendido entre 1950 y 1978 se suscitaron 7 inundaciones de
importancia en la ciudad de Salamanca.
2003: La ciudad de Salamanca registra un suceso significativo la primera inundación en
el siglo XXI.
((SSii)) ¿Perdida de suelo debido a la erosión? Erosión eólica.
El desgaste que sufre el suelo debido al viento (erosión eólica) alcanza niveles de
desgaste muy altos en diversas zonas ubicadas tanto al este, como al oeste del
municipio, de 100 a 200 toneladas por hectárea al año. Asimismo, en una gran parte del
territorio se sufre de un nivel de erosión alto que va desde las 50 hasta las 100 toneladas
por hectárea al año perdidas.
Erosión hídrica.
La erosión hídrica que sufre el municipio (los niveles de desgaste del suelo provocado
por agua) es variable, presentándose erosión hídrica muy alta (mayor a 200 ton/ha/año)
en algunos puntos localizados en la zona central, inclinándose al este del municipio.
Además de esto, se existen zonas de mayor diámetro que sufren un desgaste alto (50-
200 ton/ha/año), en la parte este y algunos puntos ubicados a lo largo de todo el
territorio municipal. Considerando también la zona que sufre una erosión moderada,
puede decirse que el mayor desgaste se encuentra concentrado al este del municipio.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
((SSii)) ¿Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos? Calidad del agua.
La calidad del agua se mide mediante la Red Nacional de Monitoreo que actualmente
cuenta con 11 estaciones para monitoreo de aguas superficiales en el estado. En
síntesis la calidad del agua superficial es la siguiente: para abasto público requiere de un
tratamiento terciario; para uso recreativo encontramos que presenta una calidad que
limita el contacto directo con cualquier ser vivo, en cuanto a la pesca y vida acuática
tenemos que solo los organismos altamente resistentes pueden sobrevivir; para uso
industrial tenemos que si requiere tratamiento y en transporte de desechos tratados se
tiene una calidad aceptable8.
Principales tipos de contaminantes.
Los principales contaminantes detectados en el municipio son residuos de plaguicidas
en los sedimentos, así como presencia de cromo trivalente y hexavalente, altos valores
de salinidad y de concentración de hierro y nitrógeno amoniacal.
Índice de contaminación del agua (ICA).
La metodología que se emplea es la determinación de los Índices de Calidad de Agua
(ICA). Los índices de la calidad del agua registrados por la estación Lerma, abajo del
Laja de la Red Nacional de Monitoreo Superficial Primaria de la Gerencia Estatal de la
Comisión Nacional del Agua, arrojan un promedio en el periodo marzo-diciembre del
2000 de 50.8 en una escala de 1 a 1009, el agua es aceptable para la industria, la
8 UNAM, Acuífero de la Independencia, Enero 2000.
9 Hoja Electrónica para el Cálculo del índice de Calidad del Agua, ICA. Comisión Nacional del Agua, Gerencia de
Saneamiento y Calidad del Agua, abril del 2001.
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
agricultura y no deseable para el recreo, únicamente puede ser utilizada para uso
doméstico si ha sido tratada con anterioridad, no directamente de su extracción.
Grados de contaminación.
La concentración de sólidos suspendidos totales (SST), grasas y aceites (GyA) y
fosfatos rebasan la Norma Oficial Mexicana. Los detergentes (SAAM) se encuentran en
altas concentraciones. La demanda bioquímica y química de oxigeno (DBO y DQO), los
sólidos sedimentados (SS) y el nitrógeno total (Ntot) se encuentran en altas
concentraciones. Finalmente en cuanto al contenido de cromo hexavalente un 50% se
encuentra de manera parcial o por debajo de la norma, el 33.3% la rebasa y solo el 17%
no se presenta en la cabecera municipal. ´
Existen pequeñas plantas de tratamiento en algunos fraccionamientos urbanos con una
capacidad mínima de entre 8 y 10 m3 por segundo siendo insuficientes para la descarga
total de aguas servidas.
La refinería “Ing. Antonio M. Amor”, cuenta con una planta que trata parte de las aguas
residuales de la ciudad, opera con una capacidad de 245 litros por segundo mediante un
tratamiento de lodos activados y una eficiencia global en un rango de 80 a 95%, aunque
estas acciones no son suficientes, pues únicamente con estas plantas se trata un
volumen aproximado de 13,117,922 metros cúbicos10.
((NNoo)) ¿Riesgos radiactivos?
((NNoo)) ¿Huracanes?
10 Fuente: Anuario Estadístico 2001, INFO.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
CONTENIDO
IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS
PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.................................................................. 2
IV.1 Programa de Desarrollo Municipal .................................................................................................... 3
IV.2 Plan de Desarrollo Urbano Estatal .................................................................................................... 4
IV.3 Plan Nacional de Desarrollo .............................................................................................................. 5
IV.4 Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas................................................... 9
ANEXOS
Anexo IV.1 Plan Municipal de Ordenamiento Territorial de Salamanca, Gto. Uso de Suelo
Anexo IV.2 Plan Municipal de Ordenamiento Territorial de Salamanca, Gto. Zonificación de
Uso de Suelo
Anexo IV.3 Cartas de autorización
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.
Con base en las características del proyecto, en este Capítulo se identifican y analizan los
diferentes instrumentos de planeación que ordenan la zona donde se ubicará, lo anterior a fin
de sujetarse a los lineamientos y disposiciones aplicables.
El proyecto se encuentra insertado en el marco jurídico de la Industria del Petróleo, es un
proyecto de inversión pública que contempla una Planta de Desulfurización de Gasolina
Catalítica para la producción de Gasolina Ultra Bajo Azufre (proyecto Planta USLG 1), sus
servicios auxiliares e integración a la Refinería en el municipio de Salamanca del estado de
Guanajuato. Las obras y actividades del proyecto se desarrollarán dentro de la Refinería “Ing.
Antonio M. Amor”, la cual está políticamente ubicada en el municipio de Salamanca, del estado
de Guanajuato.
De esta manera, por su ubicación el proyecto Planta ULSG-1 se vincula con Planes de
Ordenamiento Territorial, Programas de Desarrollo Nacional, así como Planes de Desarrollo del
Estado de Guanajuato, entre otros. Por su naturaleza industrial (industria del petróleo) el
proyecto se vincula con la legislación ambiental en materia de impacto y riesgo ambiental,
aprovechamiento de agua, generación y manejo de residuos (peligrosos y no peligrosos),
generación de ruido y emisiones a la atmósfera.
La vinculación del proyecto Planta ULSG-1 con los planes de desarrollo es totalmente aplicable
en materia de política económica y medio ambiente. Lo anterior se desprende de lo indicado en
el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 y el Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-
2009.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
IV.1 Programa de Desarrollo Municipal
Referido al: Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009
El Plan de Gobierno Municipal (PGM) constituye un documento de planeación estratégica para
el desarrollo del municipio de Salamanca, contienen los programas a implementar en la actual
administración, así como las metas, responsables e indicadores de seguimiento y evaluación.
Los ejes base del PGM son el desarrollo:
1. Ambiental
2. Económico
3. Social
4. Humano
Se destaca el desarrollo ambiental debido a que sus objetivos están encaminados a revertir el
daño de los recursos naturales y a cuidar que las actividades económicas tengan un impacto
nulo en éste.
En el ámbito económico, el municipio, en coordinación con el poder Ejecutivo Federal y Estatal,
está enfocado a generar riqueza para garantizar un ingreso a las familias que integran la
comunidad, desarrollando actividades económicas orientadas al mercado y con potencial de
desarrollo en la localidad de Salamanca.
El PGM se enmarca en el ámbito económico geofísico donde se pone particular atención a la
contaminación del aire, suelo y agua. Entre las áreas de oportunidad están los proyectos de
expansión de PEMEX y CFE, teniendo como objetivos la creación y difusión de programas
tripartitos (Municipio, organizaciones formales y ciudadanos) en la mejora de la imagen de la
ciudad.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
En el desarrollo municipal se plantea como estrategia, impulsar de manera integral la
sustentabilidad y el equilibrio en el desarrollo.
Lo anterior teniendo en cuenta que los programas son conducidos a la reducción de las
emisiones contaminantes, revertir las perdidas del suelo, aumentar la cobertura vegetal y
mejorar el manejo de desechos sólidos.
A continuación se mencionan los programas para el desarrollo geofísico contemplados para
alcanzar los objetivos del ámbito antes referido:
• Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental y Expedición de Licencias Ambientales de
Funcionamiento.
• Conciencia Ambiental.
• Regulación y Ordenamiento Ambiental de Giros Municipales.
IV.2 Plan de Desarrollo Urbano Estatal
Referido al: Plan Estatal de Ordenamiento Territorial
El Plan Estatal de Ordenamiento Territorial (PEOT) es un instrumento estratégico de planeación
intersectorial que promueve la adecuada distribución de la población y sus actividades en el
territorio, la distribución equilibrada de los proyectos de inversión, la organización funcional del
territorio y la promoción de actividades productivas, siempre respetando las condiciones
económicas, sociales y naturales del Estado de Guanajuato, coadyuvando así a mejorar la
calidad de vida de sus habitantes.
El PEOT ayuda a definir políticas públicas, claras y compartidas en materia de ordenamiento
territorial, apoyando con esto la gestión y coordinación de esfuerzos, con el gobierno federal,
otras entidades federativas y municipios.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
Este plan en sus políticas y directrices de ordenamiento territorial (Ver Anexo IV.1 y Anexo IV.2)
sitúa al Municipio de Salamanca en zonas destinadas a los aprovechamientos siguientes:
Aprovechamiento A.- áreas con limitaciones agrícolas debido al tipo de suelo y clima, pero
donde los forrajes tolerantes pueden sostener un número limitado de cabezas de ganado, por lo
que se debe de brindar apoyo a los pequeños productores, buscando su inclusión en la
sociedad con el fin de facilitar la transferencia de tecnología y obtención de financiamiento.
Aprovechamiento G.- zonas para agricultura de riego moderado, industria y uso urbano, la
cual caracteriza las áreas con agua suficiente para usos urbanos, industriales y agrícolas,
limitada por la poca profundidad del suelo, este es bajo en nutrimentos y captación de agua. Por
lo que al introducir programas de financiamiento se debe considerar que estos permitan un uso
más eficiente del agua.
IV.3 Plan Nacional de Desarrollo
Referido al: Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012
El Plan Nacional de Desarrollo (PND) tiene como finalidad establecer los objetivos nacionales,
las estrategias y las prioridades que durante la Administración 2007 a 2012 deberá regir la
acción del gobierno, de tal forma que ésta tenga un rumbo y una dirección clara. Representa el
compromiso que el Gobierno Federal establece con los ciudadanos y que permitirá, por lo tanto,
la rendición de cuentas, que es condición indispensable para un buen gobierno.
El PND está estructurado en cinco ejes rectores:
1. Estado de Derecho y seguridad.
2. Economía competitiva y generadora de empleos.
3. Igualdad de oportunidades.
4. Sustentabilidad ambiental.
5. Democracia efectiva y política exterior responsable.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
Cada uno de los ejes rectores se divide en diferentes temas y subtemas; también tienen
definidos sus objetivos y sus estrategias de acción. Debido a la relevancia de los ejes 2 y 4, a
continuación se transcribe su contenido vinculado con el proyecto.
Eje 2: Economía competitiva y generadora de empleos
Tema: Infraestructura para el desarrollo
Subtema: 2.11 Energía: electricidad e hidrocarburos
Objetivo 15.- Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios
competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores.
Sector de hidrocarburos
El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el
petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a
precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con
estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan
elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena
productiva. Por otro lado, la capacidad de refinación en México se ha mantenido
prácticamente constante en los últimos 15 años […] Las importaciones de
gasolina han crecido significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros
consumidos en el país fueron suministrados por el exterior […] También resulta
indispensable realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y
reducir el impacto ambiental de la actividad petrolera.
ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la
modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la
capacidad de almacenamiento, suministro, transporte y el desarrollo de plantas
procesadoras de productos derivados y gas.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
ESTRATEGIA 15.3 Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de
proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, así como promover
proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores
soluciones a los retos que enfrenta el sector.
ESTRATEGIA 15.4 Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento
de desarrollo del sector, fortaleciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo
mejores condiciones de competencia en aquellas áreas en las que, por sus
características, se incorpore inversión complementaria.
ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las
medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.
ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial
de crudos pesados.
En este sentido, con el proyecto de la Planta ULSG-1, PEMEX manifiesta su compromiso de
invertir en sus procesos productivos para aumentar su competitividad que permitan un mejor
manejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y responsabilidad ambiental.
Eje 4. Sustentabilidad ambiental
La sustentabilidad ambiental se refiere a la administración eficiente y racional de
los recursos naturales, de manera tal que sea posible mejorar el bienestar de la
población actual sin comprometer la calidad de vida de las generaciones futuras.
Tema: Protección del medio Ambiente
Subtema: Cambio Climático
El uso de combustibles fósiles y tecnologías industriales atrasadas, el cambio de
uso del suelo y la destrucción de millones de hectáreas forestales están
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provocando un aumento en la concentración de los Gases de Efecto Invernadero
(GEI) en la atmósfera.
Objetivo 10.- Reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Como signatario del Protocolo de Kioto, México ha aprovechado, aunque aún de
manera incipiente, el potencial para generar proyectos bajo el Mecanismo de
Desarrollo Limpio. Al respecto, se están desarrollando actividades estratégicas
para instrumentar este tipo de proyectos, tales como el aprovechamiento de
metano en rellenos sanitarios, plantas de tratamiento de aguas residuales,
granjas agropecuarias, minas de carbón y en instalaciones petroleras, o la
generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables (eólica, biomasa,
hidráulica, solar).
ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de
emisiones vehiculares.
Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer
incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la
renovación de la flota vehicular, así como utilizar las compras del gobierno para
impulsar ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen
a incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de
dióxido de Carbono (CO2). Se necesitan establecer en todo el país programas
periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así como
sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.
Es importante subrayar que la infraestructura energética permite la creación de oportunidades
de desarrollo sustentable de México, la productividad y la eficiencia. El proyecto de la Planta
ULSG-1, para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, es una respuesta operativa
nacional al compromiso de México por promover un crecimiento sustentable, con su
construcción se reducirá significativamente las emisiones de azufre a la atmósfera por
combustión.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
Considerando la importancia del sector petrolero en el desarrollo de la economía nacional, el
proyecto Planta ULSG-1 es consistente con la política económica marcada en el PND 2007-
2012, como una inversión emprendedora para la optimización de procesos productivos y
obtener gasolinas de Ultra Bajo Azufre.
IV.4 Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas
En Materia de Áreas Naturales Protegidas, de acuerdo con la Comisión Nacional de Áreas
Naturales Protegidas y al Plan de Ordenamiento Territorial de Salamanca, el sitio del proyecto
Planta ULSG-1 no se encuentra en predios colindantes o dentro de áreas naturales protegidas
por la Federación o el Estado de Guanajuato, por lo que no existe vinculación directa del
proyecto en esta materia.
Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos
Como objetivos comunes del Marco Jurídico, los Planes y los Programas ambientales en
México, se persigue asegurar la mejora y preservación de la calidad del aire que proporcione
bienestar a la población y la protección del equilibrio ecológico en las regiones donde se ubican
y operan instalaciones industriales; así como promover el desarrollo sustentable con
actividades productivas que permitan mejorar las condiciones de vida de la población, a través
de la generación de empleos, el desarrollo de infraestructura y servicios, y el uso de tecnologías
eficientes y limpias.
El proyecto de la Planta ULSG-1 es una extensión y mejora directa de las instalaciones
productivas de uno de los sectores productivos más importante del país. La Planta ULSG-1 es
una etapa adicional a los actuales procesos de refinación de PEMEX, mediante la cual eliminará
de forma sustancial la concentración de azufre en la gasolina catalítica actual de 200 ppm para
producir gasolina de Ultra Bajo Azufre a 10 ppm; se trata de un proceso de alta tecnología y
representa un importante monto de inversión. El beneficio de este proyecto es en su totalidad
ambiental, ya que financieramente el costo de la gasolina no aumentará en las cantidades
directas para la recuperación de la inversión.
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
La inversión es alta respecto a proyectos típicos, porque contará con tecnología en estado de
arte; es decir la más específica y eficiente desarrollada hasta el momento para este tipo de
procesos.
En materia de agua, el consumo previsto para el proyecto, representará menos del 1% adicional
del consumo actual de toda la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”. Aún con el consumo adicional
de agua requerido por el proyecto, el volumen total de agua que la Refinería consumirá, es
menor al volumen máximo autorizado por la CNA. Ver carta de autorización en Anexo IV.3.
La cantidad de aguas residuales adicionales que se generarán en la Refinería, por el proyecto
de la Planta ULSG-1, será en la misma proporción que incrementará el consumo de agua; es
decir, un 1 % más en volumen que la descarga total actual, ver la carta de autorización en el
Anexo IV.3
Dado que PEMEX es el responsable de la refinación de las gasolinas en México mediante su
subsidiaria PEMEX-Refinación, ha analizado diversas acciones para fomentar el desarrollo
sustentable de su actividad productiva, en conjunto con el Ejecutivo Federal, la Secretaría del
Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Secretaría de Energía, para lo cual ha incluido su
infraestructura y situación operacional actual de las Refinerías y los costos para su
instrumentación.
El proyecto de la Planta ULSG-1 es un compromiso de PEMEX-Refinación, para una
producción y operación sustentable de la Industria de Refinación de Hidrocarburos en México.
El proyecto es un importante cambio en sus esquemas de producción para producir gasolinas
de Ultra Bajo Azufre (≤10 ppm). Con lo anterior, incorporará un notable avance en la mejora de
la calidad de los combustibles desde el punto de vista ambiental, asimismo, al abastecer el
mercado contribuirá de forma sustantiva al cumplimiento de los límites máximos permisibles de
emisión de SO2, de los equipos y sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas y en
el transporte (fuentes móviles).
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
Puede afirmarse que el proyecto Planta ULSG-1 responde directamente a la necesidad de
mejorar la calidad del aire, al producir un combustible más limpio por medio de procesos de
producción sustentables.
Por lo anterior, se concluye que el proyecto Planta ULSG-1 es consistente con las disposiciones
y planteamientos de los Planes de Ordenamiento Territorial y Programas de Desarrollo Nacional
y Urbano Estatal, basado en dos premisas básicas generales:
a) El compromiso del promovente del proyecto Planta ULSG-1 del cumplimiento integral de la
regulación mexicana aplicable, de tal forma que dichos lineamientos serán vigilados como
componentes prioritarios de la política ambiental en el desarrollo de las actividades del
proyecto Planta ULSG-1.
b) La instalación de la tecnología moderna disponible de los procesos de desulfurización
(estado del arte), con el consecuente para beneficio local, regional y nacional que
representa la instalación y operación de procesos productivos sustentables y seguros, tales
como la preservación de la calidad del aire y agua, aprovechamiento optimizado de agua y
energía eléctrica, así como la minimización en la generación de ruido, aguas residuales y
residuos.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
CONTENIDO
V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO........................................................................... 4
V.1 Bases de diseño..................................................................................................................4 V.1.1 Proyecto civil............................................................................................................................ 11 V.1.2 Proyecto mecánico .................................................................................................................. 11 V.1.3 Proyecto eléctrico .................................................................................................................... 11 V.1.4 Proyecto sistema contra incendio............................................................................................ 11
V.2 Descripción detallada del proceso .................................................................................11 Sección CDHydro .................................................................................................................................... 11 Sección CDHDS ...................................................................................................................................... 11 Columna CDHDS .................................................................................................................................... 11 Circuito del calentador CDHDS............................................................................................................... 11 Circuito del domo de la columna CDHDS ............................................................................................... 11 Hidrógeno de reposición y de recirculación ............................................................................................ 11 Agotador de H2S...................................................................................................................................... 11 Circuito del reactor de pulido................................................................................................................... 11 Reactor de pulido. ................................................................................................................................... 11 Estabilizador de nafta. ............................................................................................................................. 11 Tanque acumulador de agua amarga. .................................................................................................... 11
V.3 Hojas de seguridad ...........................................................................................................11
V.4 Almacenamiento................................................................................................................11
V.5 Equipos de proceso y auxiliares.....................................................................................11
V.6 Condiciones de operación. ..............................................................................................11 V.6.1 Balance de materia y energía.................................................................................................. 11 V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación .................................................................. 11 V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso .............................................................. 11 V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación (continuo o por lotes)....................... 11
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.6.5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y con la
simbología correspondiente .................................................................................................................... 11
V.7 Cuarto de control ..............................................................................................................11 V.7.1 Especificación del cuarto de control ........................................................................................ 11 V.7.2 Sistemas de aislamiento.......................................................................................................... 11
TABLAS
Tabla V.1 Normatividad utilizada en el Proyecto civil .....................................................................7
Tabla V.2 Normatividad utilizada en el Proyecto Mecánico..........................................................11
Tabla V.3 Normatividad utilizada en el proyecto eléctrico ............................................................11
Tabla V.4 Normatividad utilizada en el sistema contra incendio...................................................11
Tabla V.5 Normatividad utilizada en la Instrumentación de la planta ...........................................11
Tabla V.6 Normatividad utilizada en el Sistema de desfogue........................................................11
Tabla V.7 Normatividad utilizada – Medio ambiente y seguridad industrial .................................11
Tabla V.8 Normatividad utilizada en la especialidad de Telecomunicaciones .............................11
Tabla V.9 Características de motores eléctricos...........................................................................11
Tabla V.10 Iluminación...................................................................................................................11
Tabla V.11 Características del accionamiento de alarmas ...........................................................11
Tabla V.12 Listado de Diagramas de Flujo de Proceso de la planta ULSG-1..............................11
Tabla V.13 Características principales de las sustancias peligrosas en la planta ULSG-1 .........11
Tabla V.14 Características de los tanques de almacenamiento existentes involucrados en el
proyecto..........................................................................................................................................11
Tabla V.15 Dimensiones estándar de tanques de almacenamiento vertical................................11
Tabla V.16 Equipo de proceso y auxiliares (TORRES) ................................................................11
Tabla V.17 Equipo de proceso y auxiliares (REACTOR)..............................................................11
Tabla V.18 Equipo de proceso y auxiliares (RECIPIENTES) .......................................................11
Tabla V.19 Equipo de proceso y auxiliares (INTERCAMBIADORES DE CALOR)......................11
Tabla V.20 Equipo de proceso y auxiliares (AEROENFRIADORES)...........................................11
Tabla V.21 Equipo de proceso y auxiliares (CALENTADOR A FUEGO DIRECTO)....................11
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.22 Equipo de proceso y auxiliares (COMPRESORES)...................................................11
Tabla V.23 Equipo de proceso y auxiliares (BOMBAS) ................................................................11
Tabla V.24 Equipo de proceso y auxiliares (FILTROS) ................................................................11
Tabla V.25 Equipo de proceso y auxiliares (DESOBRECALENTADOR).....................................11
Tabla V.26 Equipo de proceso y auxiliares (PAQUETES)............................................................11
Tabla V.27 Información complementaria sobre los recipientes de la planta ULSG-1. .................11
Tabla V.28 Lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación...............................................11
ANEXOS
Anexo V.1 Arreglo General de la Planta
Anexo V.2 Sistema contraincendio
Anexo V.3 Diagramas de Flujo de Proceso
Anexo V.4 Hojas de Seguridad
Anexo V.5 Diseño mecánico de los equipos
Anexo V.6 Sistemas de conducción
Anexo V.7 Diagramas de Tubería e Instrumentación
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.1 Bases de diseño
La planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas ULSG-1 ha sido diseñada de acuerdo con las
mejores prácticas de ingeniería expresadas en las normas y códigos aplicables de organismos
reconocidos a nivel nacional e internacional de cada rama de la ingeniería involucrada en el
proyecto. Entre los organismos nacionales considerados destacan las normas de referencia de
Pemex (NRF), normas especializadas en los diversos aspectos relacionados con la industria
petrolera, además de las normas oficiales mexicanas (NOM) y normas mexicanas (NMX)
aplicables. Por otra parte, a nivel internacional se han tomado en cuenta las normas y prácticas
recomendadas del American Petroleum Institute (API), la American Society of Mechanical
Engineers (ASME) y del Institute of Electrical Electronic Engineers (IEEE), entre otros, como se
detalla posteriormente.
En el diseño de ingeniería y construcción de la planta ULSG-1 se ha considerado determinante la
influencia de los fenómenos naturales, mismos que generan las condicionantes y quedan implícitos
en los procedimientos de cálculo generales y particulares. Se ha dado un particular énfasis en el
aspecto sísmico característico de la República Mexicana. Debe resaltarse que una gran mayoría
de códigos y normas aplicadas superan ampliamente las consideraciones que resultan de los
datos de fenómenos climáticos adversos, extremos y habituales.
De acuerdo al sitio seleccionado para el desarrollo del proyecto y sus condiciones particulares, en
el desarrollo de la Ingeniería básica y de detalle de la Planta ULSG-1, se tomarán en cuenta los
requerimientos de diseño siguientes:
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Condiciones climatológicas.
Temperatura.
Máxima Extrema: 36 ºC
Mínima Extrema: 3.5 ºC
Máxima promedio anual 29.1 ºC
Mínima promedio anual 13.0 ºC
De bulbo húmedo promedio: 20 ºC
De bulbo seco promedio 32.2
Temperatura de diseño de enfriadores de
aire:
40.0 ºC
Precipitación Pluvial.
Máxima en 24 Hrs. 80 mm
Promedio anual 711.1 mm
Mes de máxima Junio-Octubre
Vientos.
Dirección de los vientos dominantes: Noreste
Dirección de los vientos reinantes: Suroeste
Velocidad máxima: 100 km/h
Velocidad viento reinante 21 km/h
Velocidad viento dominante 17.9 km/h
Humedad Relativa.
Máxima: 100 % a 28 ºC
Mínima: 7 % a 12ºC
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Atmósfera.
Presión atmosférica: 630 mmHg
Altitud: 1720 m.s.n.m.
Atmósfera: Corrosiva (gases típicos de una Refinería).
Terremotos.
Clasificación: “B” para PEMEX
Suelo: Tipo II
Plano de arreglo general de la planta
En el Anexo V.1 se muestra la localización del arreglo general de la planta Desulfuradora de
Gasolinas Catalíticas ULSG-1 en el Anexo V.1
Normas utilizadas para el proyecto
Las normas y códigos utilizadas en el proyecto, clasificadas por especialidad y categoría,
referidos en la ingeniería básica de la planta ULSG-1, se listan en las tablas V.1, V.2, V.3 y V.4,
para el proyecto civil, mecánico, eléctrico y sistema contra-incendio, respectivamente. Además
se incluyen posteriormente un listado de las normas y códigos referidos también en la ingeniería
básica de la planta ULSG-1, en las especialidades de instrumentación, sistema de desfogue,
medio ambiente y seguridad industrial, así como telecomunicaciones (tablas V.5, V.6, V.7 y
V.8).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.1 Normatividad utilizada en el Proyecto civil
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Abastecimiento de agua y drenajes
Normas Oficiales
Mexicanas NOM-001-CNA-1995 Sistemas de alcantarillado sanitario.
Especificaciones de hermeticidad
2.143.01 (2.332.01) (1985) Drenajes en zonas Industriales.
3.143.01 (1991) Drenajes en plantas industriales. Especificaciones de PEMEX
3.143.02 (1988) Albañales. Normatividad
PEMEX DG-GPASI-SI-2703
(1999) Drenajes en las áreas industriales.
Línea de drenaje
NRF-015-PEMEX-2003 Protección de áreas y tanques de
almacenamiento de productos inflamables y combustibles.
Normas de Referencia
NRF-140-PEMEX-2005 Sistemas de drenajes. Materiales de concreto y construcción
NMX-B-099-1986 Acero estructural con limite de fluencia mínimo
de 290 MPa (29 kgf/mm2) y con espesor máximo de 12.7mm.
NMX-C-006-1976 Ladrillos y bloques cerámicos de barro, arcilla y/o similares.
NMX-C-009-1981 Tubos de concreto sin refuerzo - Especificaciones.
NMX-C-010-1986 Concreto - Bloques, ladrillos o tabiques y tabicones.
NMX-C-020-1981 Concreto reforzado Tubos - Especificaciones. NMX-C-083-ONNCCE-
2002 Concreto - Determinación de la resistencia a la
compresión de cilindros de concreto. NMX-C-109-1997-
ONNCCE Concreto - Cabeceo de especimenes cilíndricos
de concreto. NMX-C-111-1988 Concreto - Agregados - Especificaciones. NMX-C-117-1978 Aditivos estabilizadores de volumen del concreto.NMX-C-122-1982 Agua para concreto. NMX-C-140-1978 Aditivos expansores del concreto.
NMX-C-146-ONNCCE-2000
Aditivos para concreto - Puzolana natural cruda o calcinada y ceniza volante para usarse como
aditivo mineral en concreto de cemento Pórtland - Especificaciones.
NMX-C-155-1987 Concreto hidráulico - Especificaciones.
Normas Mexicanas
NMX-C-156-1997-ONNCCE
Concreto-Determinación del revenimiento en el concreto fresco.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
NMX-C-158-1987 Concreto - Determinación del contenido de aire del concreto fresco por el método volumétrico.
NMX-C-159-1985 Concreto - Elaboración y curado en el laboratorio de especimenes.
NMX-C-160-1987 Concreto - Elaboración y curado en obra de especimenes de concreto.
NMX-C-169-1996-ONNCCE
Concreto - Obtención y prueba de corazones y vigas extraídos de concreto endurecido.
NMX-C-174-1977 Placas de yeso para plafones.
NMX-C-198-1978 Materiales bituminosos-Asfaltos rebajados de fraguado rápido FR.
NMX-C-200-1978 Aditivos inclusores de aire para concreto.
NMX-C-241-1985 Sistemas de adhesivos a base de resinas epóxicas para concreto.
NMX-C-249-1986 Bandas de poli-cloruro de vinilo (PVC) para control hidráulico en juntas de concreto.
NMX-C-255-19R8 Aditivos químicos que reducen la cantidad de agua y/o modifican el tiempo de fraguado del
concreto.
NMX-C-299-1987 Concreto estructural- Agregados ligeros - Especificaciones.
NMX-C-327-1981 Azulejos y accesorios para revestimientos - Especificaciones.
NMX-C-401-1996- ONNCCE
Tubos - Tubos de concreto simple con junta hermética - Especificaciones.
NMX-C-402-1996- ONNCCE
Tubos - Tubos de concreto reforzado con junta hermética - Especificaciones.
NMX-C-403-0NNCCE-1999 Concreto hidráulico para uso estructural.
NMX-C-412-1998-ONNCCE
Anillos de hule empleados como empaque en las juntas de tuberías y elementos de concreto para
drenaje en los sistemas de alcantarillado hermético.
NMX-C-414-0NNCCE- 1999
Cementos hidráulicos - Especificaciones y métodos de prueba (sustituye a la NMX-C-001-1980, NMX-C-002-1986 y NMX-C-175-1969).
NMX-C-422-ONNCCE- 2002
Losetas cerámicas esmaltadas y sin esmaltar para piso y muro - Especificaciones y métodos
de prueba. A36/A36M Standard Specification for Structural Steel ASTM
American Society for A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel
Hardware
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Fecha: Diciembre De 2007
Proyecto:
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 3 DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength.
A82 Standard Specification for Cold-Drawn Steel Wire for Concrete Reinforcement
A185 Standard Specification for Welded Steel Wire Fabric, Plain for Concrete Reinforcement
A615(S1) Standard Specification for Deformed and Plain Billet –Steel Bars for Concrete Reinforcement
C31 Standard Method for Making and Curing Concrete Test Specimens in the Field
C33 Standard Specification for Concrete Aggregates
C39 Standard Test Method for Compressive Strength of Cylindrical Concrete Specimens
C42 Standard Test Method for Obtaining and Testing Drilled Cores and Sawed Beams of Concrete
C94 Standard Specification for Ready - Mixed Concrete
C138 Standard Test Method for Unit Weight, Yield and Air Content (Gravimetric) of Concrete
C143 Standard Test Method for Slump of Hydraulic Cement Concrete
C150 Specification for Portland Cement C156 Standard Specification for Portland Cement
C171 Standard Specification for Sheet Materials for Curing Concrete
C172 Standard Practice for Sampling Freshly Mixed Concrete
C173 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Volumetric Method
C231 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Pressure Method
C260 Standard Specification for Air-Entraining Admixtures for Concrete
C309 Standard Specification for Liquid Membrane – Forming Compounds for Curing Concrete
C494 Standard Specification for Chemical Admixtures for Concrete
C618 Standard Specification for Fly Ash and Raw or
Calcined Natural Pozzolan for Use as a Mineral Admixture in Portland Cement Concrete
Testing and Materials
C685 Standard Specification for Concrete Made by Volumetric Batching and Continuous Mixing
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
D226 Standard Specification for Asphalt-Saturated Organic Felt Used in Roofing and Waterproofing
D994 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete (Bituminous Type)
D1751
Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete Paving and Structural
Construction (Nonextruding and Resilient Bituminous Types)
E96 Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form
E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in
Construction
F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers
211.1 Standard Practice for Selecting Proportions for Normal, Heavyweight and Mass Concrete
301 Specifications for Structural Concrete 302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction
304R Guide for Measuring, Mixing, Transporting and Placing Concrete
305R Hot Weather Concreting 306R Cold Weather Concreting
307 Standard Practice for the Design and
Construction of Cast- In-Place Reinforced Concrete Chimneys
308 Standard Practice for Curing Concrete
313 Recommended Practice for Design and
Construction of Concrete Bins, Silos and Bunkers for Storing Granular Materials
315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement
318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and Commentary
347 Guide to Formwork for Concrete
ACI American Concrete Institute
350/350R Code Requirements for Environmental
Engineering Concrete Structures and Commentary
2.131.05 (1991) Deflexiones permisibles en estructuras de concreto.
3.115.06 (1991) Ademes y ataguías. 3. 135.1 O(1 990) Concreto colocado con bomba.
Especificaciones de PEMEX
4.111.02 (1979) Pruebas índice (mecánica de suelos). Concreto de bajo nivel de piso terminado. Diseño
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE NFPA
National Fire Protection
Association
30 Flammable and Combustible Liquids Code Handbook
AISC Institute for
Steel Construction
316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition
ASCE American
Society of Civil Engineering
Sections C.1.3 and C.1.4 Guidelines for Wind Loads and Anchor Bolt Design for Petroleum Facilities
315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement
318/318R Building Code Requirements for Structural
Concrete and Commentary
ACI American Concrete Institute 350/350R
Code Requirements for Environmental Engineering Concrete Structures and
Commentary Concreto de bajo nivel de piso terminado. Instalación
315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement ACI American Concrete Institute
318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and Commentary
Concreto premoldeado y pretensado
A416 Standard Specification for Steel Strand, Uncoated Seven- Wire for Prestressed Concrete
A421 Standard Specification for Uncoated Stress-Relieved Steel Wire for Prestressed Concrete
ASTM American Society for Testing and
Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in
Construction AWS
American Welding Society
D1.1 Structural Welding Code
ANSI American National
Standards Institute
A10.9-70 Safety Requirements for Concrete Construction and Masonry Work
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE PCI
Prestressed Concrete Institute
MNL-116 Manual for Quality Control for Plants and
Production of Precast Prestressed Concrete Products
Estructuras de concreto. Diseño ASCE
American Society of Civil
Engineering
ASCE 7 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures
315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement
318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and Commentary
ACI American Concrete Institute 350/350R
Code Requirements for Environmental Engineering Concrete Structures and
Commentary Estructuras (construcción de obras)
2.115-0 (2.214.01)-1974 Cimentación de tanques.
2.115.02 (1974) Diseño de cimentaciones para estructuras esbeltas.
2.115.03 (1974) Análisis y diseño de cimentaciones para maquinaria.
2.207.02 (1975) Principios generales de diseño estructural. 3.135.01 (3.112.04)-1985 Cimbras de concreto.
3.135.02 (1986) Elaboración y control de concreto. 3.135.06 (1990) Colocación de concreto bajo agua.
3.135.09 (3.112.02)-1989 Concretos y morteros especiales para cimentación.
3.137.13 (1987) El concreto en clima caliente.
3.151.02 (1991) Zapatas y cimientos de mampostería (Sustituye a 3.111.01 y 3.240.03).
3.243.01 1976) Escaleras marinas y rectas. 4.137.02 (1985) Agregados de concreto 4.137.04 (1985) Agua para elaborar concreto. 4.137.05 (1990) Aditivos para concreto. 4.137.06.(1986) Concreto fresco y concreto endurecido. 4.137.07 (1992) Especimenes extraídos de concreto endurecido.
4.137.09(1991 ) Contenido de aire, peso volumétrico y rendimiento del concreto.
4.137.10(1986) Concreto premezclado. ESP-G-5000 (2002) Disposiciones generales - Acero estructural. ESP-G-5001 (2002) Fabricación de acero estructural.
Especificaciones de PEMEX
ESP-G-5002 (2002) Montaje de acero estructural. Estructuras (proyectos y obras)
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE 3.135.03 (1991) Acero de refuerzo en estructuras de concreto.
3.135.04 (1991) Unión mecánica de varillas de refuerzo para concreto.
3.135.05 (1986) Soldadura de varillas de refuerzo para concreto. Especificaciones de PEMEX
4.137.03 (1985) (4.113.01 y 5.113.01)
Acero de refuerzo para concreto (Para las especificaciones de varillas corrugadas, alambre,
mallas y acero de pre-esfuerzo, ver las NMX's respectivas).
Estructuras de acero. Material, fabricación y construcción
NMX-B-028-1998-SCFI Lamina de acero al carbono laminada en frío para uso común - Especificaciones.
NMX-B-099-1986 Acero estructural con limite de fluencia mínimo
de 290 MPa (29 kgf/mm2) y con espesor máximo de 12.7mm.
NMX-B-177-1990 Tubos de acero con o sin costura, negros y galvanizados por inmersión. En caliente.
NMX--B-199-1986 Tubos sin costura o soldados de acero al
carbono, formados en frío, para usos estructurales.
NMX-B-200-1990 Tubos de acero al cabono, sin costura o
soldados, conformados en caliente para usos estructurales.
NMX-B-208-1984 Tubos de acero para la protección de
conductores eléctricos (tubos conduit), tipo pesado.
NMX-B-266-1989 Requisitos generales para lámina laminada en caliente y en frío, de acero al carbón y de acero
baja aleación y alta resistencia.
NMX-B-277-1989 Lámina de acero de baja aleación y alta
resistencia, laminada en caliente y laminada en frío, resistente a la corrosión.
NMX-B-290-1988 Malla soldada de alambre liso de acero para refuerzo- de concreto.
NMX-B-252-1988 Requisitos generales para planchas, perfiles,
tabla estacas y barras de acero laminado, para uso estructural.
NMX-B-254-1987 Acero estructural.
NMX-B-294-1998 Varillas corrugadas de acero torcidas en frío procedentes de lingote o palanquilla, para
refuerzo de concreto.
Normas Mexicanas
NMX-B-347-1989 Lámina de acero al carbono laminada en caliente para uso estructural.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
NMX-S-457-1988 Varillas corrugadas de acero de baja aleación
procedentes de lingote o palanquilla para refuerzo de concreto.
NMX-C-407-ONNCCE-2001
Varilla corrugada de acero proveniente de lingote y palanquilla para refuerzo de concreto -
Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-B-006-1988).
B18.2.1 Square and Hex Bolts and Screws (inch Series) B18.2.2 Square and Hex Nuts (inch Series) B18.22.1 Plain Washers
ASME American Society of
Mechanical Engineers B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness,
and Lay) A36/A36M Standard Specification for Structural Steel
A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel Hardware
A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength.
A325 Standard Specification for High-Strength Bolts for Structural Steel Joints
A500 Standard Specification for Cold-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing in
Rounds and Shapes
A501 Standard Specification for Hot-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing
A569 Standard Specification for Steel, Carbon (0.15 Maximum Percent), Hot-Rolled Sheet and Strip
Commercial Quality
A572 Standard Specification for High-Strength Low-
Alloy Columbium- Vanadium Steels of Structural Quality
A780 Standard Specification for Repair of and
Uncoated Areas of Damaged Hot-Dip Galvanized Coatings
B695 Specification for Coatings of Zinc Mechanically deposited on Iron and Steel
F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers
ASTM American Society for Testing and
Materials
F959 Standard Specification for Compressible-
Washer-Type Direct Tension Indicators for Use with Structural Fasteners
AWS American A5.1 Specification for Carbon Steel Electrodes for
Shielded Metal Arc Welding
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Welding Society D1.1 / D1.1M Structural Welding Code – Steel
303 Code of Standard Practice for Steel Buildings and Bridges
AISC Institute for
Steel Construction 348 Specification for Structural Joints Using ASTM
A325 or A490 Bolts ANSI
American National
Standards Institute
B18.23.1 Beveled Washer
American Hot-Dipped
Galvanizers Association
Recommendations for Preparation of Materials Prior to Hot-Dip Galvanizing
NAAMM National
Association of Architectural
Metal Manufacturers
MBG531 Metal Bar Grating Manual
3.133.01 (1976) Construcción de estructuras de acero.
4.311.00 (1978) Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura.
4.311.02 (1976) Varillas de hierro y acero para soldadura con gas-Recomendaciones de uso.
4.311.05 (1983) Electrodos de acero baja aleación con revestimiento - Recomendaciones de uso.
4.311 .12 (1978) Electrodos de tungsteno para soldadura de arco Recomendaciones de uso.
4.311.15 (1983) Varillas y electrodos revestidos para soldar hierro fundido-Recomendaciones de uso.
4.311.17 (1979) Electrodos desnudos de acero dulce y fundentes
para soldadura de arco sumergido - Recomendaciones de uso.
Especificaciones de PEMEX
4.311.18 (1979) Electrodos de acero dulce para soldadura de
arco de acero metálico protegido con gas- Recomendaciones de uso.
Normatividad PEMEX
DG-SASIPA-SI-8301 (2003)
Recubrimientos anticorrosivos para superficies metálicas.
AISC Institute for 316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable
Stress Design, 9th Edition
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Steel
Construction 335 Specification for Structural Steel Buildings Allowable Stress Design and Plastic Design
SP6 Commercial Blast Cleaning SSPC Steel
Structures Painting Council
SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal
Estructuras de acero. Diseño
316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition AISC
Institute for Steel
Construction 335 Specification for Structural Steel Buildings
Allowable Stress Design and Plastic Design
ASCE American
Society of Civil Engineering
ASCE 7 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures
Líneas Normas
Mexicanas NMX-B-253-1988 Alambre liso de acero estirado en frío para refuerzo de concreto.
Flexibilidad de tubería. Criterios de diseño ASCE
American Society of Civil
Engineering
ASCE 7 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures
Soporte de líneas Normas de Referencia NRF-134-PEMEX-2005 Soportes de concreto para tuberías.
Especificaciones de PEMEX 3.135.12 (1991) Soportes elevados de concreto para tuberías.
ASME American Society of
Mechanical Engineers
B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
MSS Manufacturers Standardizatio
n Society
SP-58 Pipe Hangers and Supports - Materials, Design and Manufacture
Geotecnia Especificaciones de PEMEX 3.120.00 (1985) Terracerías.
Limpieza el terreno y movimiento de tierras
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE 3.102.01 (1975) Trazo y niveles. Especificacion
es de PEMEX 3.121.08 (3.104.09)-1986 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones.
NMX-C-430-ONNCCE-2002
Geotecnia - Cimentaciones - Sondeos de pozo a cielo abierto.
NMX-C-431-ONNCCE- 2002
Geotecnia -Cimentaciones-Toma de muestra alterada e inalterada-Métodos de prueba.
Normas Mexicanas
NMX-C-432-ONNCCE-2002
Geotecnia - Cimentaciones - Ensaye de compresión triaxial - Método de prueba.
D422 Standard Test Method for Particle Size Analysis of Soils
D698 Test Method for Laboratory Compaction
Characteristics of Soil Using Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m])
ASTM American Society for Testing and
Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in
Construction AASHTO American
Association of State Highway
and Transportation
Officials
M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil-Aggregate Mixtures for Highway
Construction Purposes
Movimiento de tierras, excavación y relleno NMX-C-430-ONNCCE-
2002 Geotecnia - Cimentaciones - Sondeos de pozo a
cielo abierto. NMX-C-431-ONNCCE-
2002 Geotecnia -Cimentaciones-Toma de muestra
alterada e inalterada-Métodos de prueba. Normas
Mexicanas NMX-C-432-ONNCCE-
2002 Geotecnia - Cimentaciones - Ensaye de compresión triaxial - Método de prueba.
D422 Standard Test Method for Particle Size Analysis of Soils
D698 Test Method for Laboratory Compaction
Characteristics of Soil Using Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m])
E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in
Construction
ASTM American Society for Testing and
Materials
D1557 Test Method for Laboratory Compaction
Characteristics of Soil Using Modified Effort (56,000 ft lbf/ft [2,700 kN-m/m])
Especificación 3.115.04 (1990) Cimentaciones - Pilotes.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
3.121.08 (3.104.09)-1986 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones.
3.123.01 (3.220.01, 3.220.02) (1988) Bases, sub-bases y revestimientos.
3.151.01 (3.11 0.01, 3.242.01) (1985) Morteros y aplanados.
de PEMEX
5.214.02 (1976) Pruebas de compactación (mecánica de suelos). AASHTO American
Association of State Highway
and Transportation
Officials
M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil-Aggregate Mixtures for Highway
Construction Purposes
Lechado C33 Standard Specification for Concrete Aggregates
C109 Standard Test Method for Compressive Strength of Hydraulic Cement Mortars (using two-inch [50-
mm] Cube Specimens) C150 Specification for Portland Cement
C191 Standard Test Method for Time of Setting of Hydraulic Cement by Vicat Needle
C531
Standard Test Method for Linear Shrinkage and Coefficient of Thermal Expansion of Chemical
Resistant Mortars, Grouts and Monolithic Surfacings
C579 Standard Test Methods for Compressive
Strength of Chemical Resistant Mortars and Monolithic Surfacings and Polymer Concretes.
C827 Standard Test Method for Changes in Height at
Early Ages of Cylindrical Specimens from Cementitious Mixtures
C1107 Standard Specification for Packaged Dry, Hydraulic - Cement Grout (Nonshrink)
C1181 Standard Test Methods for Compressive Creep of Chemical Resistant Polymer Machinery Grouts
ASTM American Society for Testing and
Materials
E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of
Testing and Inspection Agencies as Used in Construction
CRD Corps of Engineers ACI American 305R Hot Weather Concreting
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
318/318R Building Code Requirements for Structural
Concrete and Commentary
Concrete Institute
C621 Specification for Nonshrink Grout Edificación y urbanismo
NOM-008-CNA-1998 Regaderas empleadas en el aseo corporal. Especificaciones y métodos de prueba
NOM-009-CNA-1995 Inodoros para uso sanitario. Especificaciones y métodos de prueba
Normas Oficiales
Mexicanas NOM-146-SCFI-2001 Productos de vidrio. Vidrio de seguridad usado
en la construcción Especificaciones y pruebas. 3.123.03 (1991) Pavimentos de concreto. 3.123.04 (1985) Pavimentos de asfalto. 3.123.05(1974) Banquetas y guarniciones de concreto. 3.151.03(1985) Muros dalas y castillos.
3.1 51 .04 11991 ) Sistemas de impermeabilización. 3.151.06 1976) Celosías y muros divisores. 3.151.07 (1984) Cercas y bardas.
3.153.01 (3.240.04, 3.242.03/04) (1987) Recubrimientos en pisos.
3.153.02 (3.242.05)-1987 Recubrimientos de muros. 3.153.03 (3.242.09)-1987 Aplicación de pintura en muros y plafones. 3.153.04 (3.242.02)-1973 Aplanados y plafones de yeso. 3.153.05 (3.242.06)-1990 Acabados de azoteas.
3.155.01 (1991) Instalaciones hidráulicas y sanitarias. 3.157.02A (1975) Carpintería, puertas, ventanas, pisos. 3.157.03 1991) Cerrajería. 3.157.04 (1991) Techados y cubiertas de lámina. 3.242.08 (1974) Herrería y aluminio de edificios. 3.242.11 (1984) Falsos plafones.
Especificaciones de PEMEX
3.242.13 (1984) Vidriería. Pavimento para patio y lozas de concreto para construcción
301 Specifications for Structural Concrete ACI American Concrete Institute
302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction
ICBO International
Conference of Building Officials
UBC Uniform Building Code
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE PCA
Portland Cement
Association
IS195.01D Slab Thickness Design for Industrial Concrete Floors on Grade
D422 Standard Test Method for Particle Size Analysis of Soils
ASTM American Society for Testing and
Materials D1557
Test Method for Laboratory Compaction Characteristics of Soil Using Modified Effort
(56,000 ft lbf/ft [2,700 kN-m/m]) AASHTO American
Association of State Highway
and Transportation
Officials
M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil-Aggregate Mixtures for Highway
Construction Purposes
Plano de arreglo general de equipos
Normas de Referencia NRF-010-PEMEX-2001
Espaciamientos mínimos y criterios parata distribución de instalaciones industriales en
centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
4.111.01 1p (1975) Exploración y muestreo de suelos para proyecto de cimentaciones (primera parte). Especificacion
es de PEMEX 4.111.01 2p (1976) Exploración y muestreo de suelos para proyecto de cimentaciones (segunda parte).
Temas generales Especificaciones de PEMEX 3.103.01 (1976) Demoliciones y desmantelamientos (Cancela y
sustituye a la Especificación 3.150.01). Otros
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida Normas Oficiales
Mexicanas NOM-018-ENER-1997 Aislantes térmicos para edificaciones. Características, límites y métodos de prueba.
NMX-C-250-1986 Bandas de poli-cloruro de vinilo (PVC) - Colocación. Normas
Mexicanas NMX-C-343-1988 Ventanas de aluminio - Clasificación. 3.125.02 (1977) Vías auxiliares de ferrocarril. Especificacion
es de PEMEX 3.225.01 (3.346.01)-1983 Construcción de canalizaciones eléctricas subterráneas.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.2 Normatividad utilizada en el Proyecto Mecánico
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Aeroenfriadores
Normas de Referencia NRF-139-PEMEX-2005 Air Cooled Heat Exchangers
ASME American Society of
Mechanical Engineers
B16.11 Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded
NACE National
Association of Corrosion Engineers
MR0175 Standard Material Requirements, Sulfide Stress
Cracking Resistant Metallic Materials for Oil Field Equipment
EJMA Expansion Joint Manufacturer’s
Association
Código EJMA
A123 Specification for Zinc Coating on Products
Fabricated from Rolled, Pressed and Forged Steel Shapes, Plates, Bars and Strips
A143
Recommended Practice for Safeguarding Against Embrittlement of Hot Galvanized Structural Steel
Products and Procedure for Detecting Embrittlement
A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel Hardware
A164 Specification for Electro-Deposited Coatings of Zinc or Steel
A385 Recommended Practice for Providing High Quality Zinc Coatings on Assembled Products
ASTM American Society for Testing and
Materials
A450 Nondestructive Electric Test NEMA
National Electrical
Manufacturers Association
MG-1 Motors and Generators
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
Proyecto:
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 3 DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS
CATALÍTICAS (ULSG), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE API
American Petroleum Institute
661 Air Cooled Heat Exchanger for General Refinery Service
Calentadores a fuego directo
Normas Oficiales
Mexicanas
NOM-085-SEMARNAT-1994
Contaminación atmosférica- Fuentes fijas- Para fuentes fijas que utilizan 1994 combustibles
fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera
de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de
calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de
bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión.
Normas Mexicanas NMX-AA-009-1993-SCFI
Contaminación atmosférica - Fuentes fijas - Determinación de flujo de gases en un conducto
por medio del tubo de Pitot. Normas de Referencia NRF-089-PEMEX-2004 Calentadores a fuego directo para plantas de
proceso
STD 530 Rev. 1 Recommended Practice for Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries
RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters
RP 532 Rev. 1 Measurement of Thermal Efficiency of Fired Process Heaters
RP 533 Rev. 1 Air Preheat Systems for Fired Process Heaters
RP 535 Rev. 1 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services
RP 550 Rev. 1 Manual on Installation of Refinery Instruments
and Control Systems, Part III “ Fired Heaters and Inert Gas Generators
STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service
API American Petroleum Institute
STD 630 Tube and Header Dimensions for Fired Heaters
for Refinery Services (Reaffirmed 1979)
86 Standard for Ovens and Furnaces NFPA National Fire
Protection 86C-ROP-2003 Standard for Industrial Furnaces Using a Special Processing Atmosphere,
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
86D-ROP-2003 Standard for Industrial Furnaces Using Vacuum as an Atmosphere
Association
8502 Standard for the Prevention of Furnace
Explosions/Implosions in Multiple Burner Boilers, 1999 Edition
AISC Institute for Steel
Construction Manual of Steel Construction
AMCA Air Moving and Conditioning Association
Publication 201
AWS American
Welding Society D1.1 Structural Welding Code
ASCE American
Society of Civil Engineering
7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures
SP2 Hand Cleaning
SP3 Power Tool Cleaning
SP5 Blast Cleaning to "White" Metal
SP6 Commercial Blast Cleaning
SSPC Steel Structures Painting Council
SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal
Section I Power Boilers ASME American Society of
Mechanical Engineers
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose
Bases para racks de acero. Equipo a fuego directo AWS
American Welding Society
D1.1 Structural Welding Code
B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings ANSI American National
Standards Institute
B16.11 Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE ASCE
American Society of Civil
Engineering
7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures
SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning
SSPC Steel Structures Painting Council
SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal ASME
American Society of
Mechanical Engineers
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose
Recipientes a presión Section I Power Boilers Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination
Section VIII Div. 1 Pressure Vessels Section IX Welding and Brazing Qualifications
ASME American Society of
Mechanical Engineers
B16.47 Large Diameter Steel Flanges Normas de Referencia NRF-028-PEMEX-2004 Design and construction of Pressure Recipients.
ASTM American Society for Testing and
Materials
E112 Methods for Determining Average Grain Size
Requerimientos para materiales de pintura y aplicación
A53 Specification for Pipe, Steel, Black and Hot Dipped, Zinc coated, welded and seamless
A123 Specification for Zinc Coating on Products
Fabricated from Rolled, Pressed and Forged Steel Shapes, Plates, Bars and Strips
A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel Hardware
D520 Standard Specification for Zinc Dust Pigment
D4285 Test Method for Indicating Oil or Water in Compressed Air
ASTM American Society for Testing and
Materials
D4417 Test Method for Field Measurement of Surface Profile of Blast Cleaned Steel
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
E337 Test for Relative Humidity by Wet-and-Dry-Bulb Psychrometer
AB1 Mineral and Slag Abrasive SP1 Solvent cleaning SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning SP7 Brush-off Blast Cleaning SP8 Pickling SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal SP11 Power Tool Cleaning to Bare Metal PA1 Shop, Field and Maintenance Painting of Steel
PA2 Measurement of Dry Paint Thickness with Magnetic Gages
PA3 A Guide to Safety and Painting Application
SSPC Steel Structures Painting Council
PAINT 20 Zinc Rich Primers Líneas
Section I Power Boilers ASME American Society of
Mechanical Engineers
B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
Normas Mexicanas NMX-J-010-1996-ANCE
Conductores con aislamiento termoplástico a base de policlorurode vinilo, para instalaciones
hasta 600 Volts - Especificaciones.
NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos.
NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos. Normas de
Referencia
NRF-012-PEMEX-2001 Tubería de resina reforzada con fibra de vidrio
para recolección y transporte de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.
B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings ANSI American National
Standards Institute
B16.11 Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded
B16-10 Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Ferrous Valves
ASME American Society of B31.1 Power Piping
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Mechanical Engineers B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum
Refinery Piping 2.401.01 (1987) Simbología de equipo de proceso. Especificaciones
de PEMEX 2.425.01 (1991) Sistemas de tuberías en plantas industriales. Sistema de protección anticorrosivo basada en recubrimientos
NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos (Revisión 1).
NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.
Normas de Referencia
NRF-053-PEMEX-2005 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales.
Flexibilidad de tuberías
661 Air Cooled Heat Exchanger for General Refinery Service
610 Centrifugal pumps for General Refinery Services Paragraph 2.0 (Addition)
611 General Purpose Steam Turbines for Refinery Services Appendix G (Addition)
API American Petroleum Institute
617 Centrifugal Compressors for General Refinery Services Chapter 1, Paragraph 1.6.4 Addition)
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
SM23 Steam Turbines for Mechanical Drive Service
ASCE American
Society of Civil Engineering
ASCE 7 Manual of Civil Work Design of the Federal Commission of Electricity, 1993 Edition
B31.1 Power Piping ASME American Society of
Mechanical Engineers
B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
Tubería subterránea para drenaje. Requerimientos de diseño NFPA
National Fire Protection
Association
24 Private Fire Service Mains and their Appurtenances
Requerimientos para equipos de medición de nivel de ruido
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISO
International Organization for Standardization
ISO 3740-(2000) Acoustics / Determination of sound power levels of noise sources / Guidelines for the use of basic
standards.
RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters
API American Petroleum Institute RP 631M Measurement of Noise from Air-cooled Heat
Exchangers S1.1 Acoustical Terminology
S1.2 Method for Physical Measurements of Sound, 1962 (reaffirmed 1976).
S1.4 Specification for Sound Level Meters, 1971 (reaffirmed1976).
S1.6 Preferred Frequencies and Band Numbers for Acoustical Measurement
S1.8 Preferred Reference Quantities for Acoustical Levels
S1.10 Calibration of Microphones, Method for the
S1.11 Specifications for Octave, Half-Octave, and Third Octave Band Filter Sets, 1966 (reaffirmed 1976)
S1.13 Methods for Measurement of Sound Pressure Levels, 1971 (reaffirmed 1976)
S1.21 Methods for the Determination of Sound Power
Levels of Small Sources in Reverberation Rooms, 1972
ANSI American National
Standards Institute
S6.1 Qualifying a Sound Data Acquisition System Aislamiento para control de ruido para tubería y equipo
C335 Test Method for Steady-State Heat Transfer Properties of Horizontal Pipe Insulation
C547 Specification for Mineral Fiber Preformed Pipe Insulation
C585 Practice for Inner and Outer Diameters of Rigid Thermal Insulation for Nominal Size of Pipe and
Tubing (NPS System)
C612 Specification for Mineral Fiber Block and Board Thermal Insulation
C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic Stainless Steel
ASTM American Society for Testing and
Materials
C871 Test Methods for Chemical Analysis of Thermal
Insulation Materials for Leachable Chloride, Fluoride, Silicate and Sodium Ions
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
E136 Test Method for Behavior of Materials in a Vertical Tube Furnace at 750°C
Bombas centrífugas Normas de Referencia NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas.
NRF-095-PEMEX-2005 Motores Eléctricos
B-73.1 Specification for Horizontal, End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process
B-73.2 Specification for Vertical In-line Centrifugal Pumps for Chemical Process
ASME American Society of
Mechanical Engineers E-101 Deep Well Vertical Turbine Pumps - Line Shaft
and Submersible Types API
American Petroleum Institute
610 Centrifugal pumps for General Refinery Services
Bombas de desplazamiento positivo API
American Petroleum Institute
676 Positive Displacement Pumps-Rotary Paragraph 1.5.4 (Revision)
Bombas reciprocantes Especificaciones
de PEMEX 2.331.02 (1970) Bombas reciprocantes.
Bombas rotatorias Especificaciones
de PEMEX 2.331.03 (1988) Bombas rotatorias.
Compresores axiales y centrífugos API
American Petroleum Institute
617 Centrifugal Compressors for General Refinery Services Chapter 1, Paragraph 1.6.4 Addition)
Compresores centrífugos ISO-10439-2002 Centrifugal compressors. ISO
International Organization for Standardization
ISO-10442-2002 Integrally geared centrifugal air compressors.
Compresores de desplazamiento positivo ISO
International Organization for Standardization
ISO-10440-2-2001 Positive displacement compressors.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Compresores reciprocantes
API American Petroleum Institute
618 Reciprocating Compressors for General Refinery Services Paragraph 1.5.2 (Revision)
Compresores rotatorios API
American Petroleum Institute
619 Rotary-Type Positive-Displacement Compressors
for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries, Paragraph 2.4 (Addition)
Engranajes con propósito especial API
American Petroleum Institute
613 Special Purpose Gear Units for Petroleum,
Chemical and Gas Industry Services, 5th Edition, February, 2003 Paragraph 1.6.6 (Addition)
Engranajes con propósito general API
American Petroleum Institute
677 General-purpose Gear Units for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services, Third
Edition Paragraph 1.5.3 (revision)
Turbinas de propósito especial ISO
International Organization for Standardization
ISO-10437-2003 Steam turbines-Special purpose applications.
Especificaciones de PEMEX 2.335.01 (1973) Turbinas de vapor para servicio especial.
Turbinas de propósito general ISO
International Organization for Standardization
ISO-10436-1993 General purpose steam turbines for refinery service.
ASME American Society of
Mechanical Engineers
B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay)
API American Petroleum Institute
611 General Purpose Steam Turbines for Refinery Services Appendix G (Addition)
Equipos rotatorios y reciprocantes (proyectos y obras)
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
2.333.04 (1991) Sistemas de aceite de lubricación, control y sello de flechas. Especificaciones
de PEMEX 2.335.02 (1991) Turbinas de vapor para servicio general. Intercambiadores de coraza y tubos TEMA Tubular
Exchanger Manufacturer's
Association
Código TEMA
ISO International
Organization for Standardization
ISO 16812-(2002) Petroleum and natural gas industries. Shell and Tube Heat Exchangers.
API American Petroleum Institute
660 Heat Exchangers for General Refining Services
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
B16.47 Large Diameter Steel Flanges Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination
Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels
ASME American Society of
Mechanical Engineers
Section IX Welding and Brazing Qualifications Soldadura de equipo
Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination
Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels
ASME American Society of
Mechanical Engineers Section IX Welding and Brazing Qualifications
NMX-H-077-1984 Soldadura - Electrodos de acero al carbono recubiertos, para soldadura por arco eléctrico. Normas
Mexicanas NMX-H-086-1984 Soldadura - Electrodos de acero de baja aleación,
recubiertos, para soldadura por arco eléctrico.
620 Design and Construction of Large, Welded, Low Pressure Storage Tanks,
API American Petroleum Institute 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage.
E10 Standard Test Method for Brinell Hardness Test of Metallic Materials
ASTM American Society for Testing and
Materials E23
Standard Test Methods for Notched Bar Impact Testing of Metallic
Materials
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE ASNT
American Society for
Nondestructive Testing
SNT-TC-1A Recommended Practice
Lubricantes y sistemas de control de aceite y auxiliares API
American Petroleum Institute
614
Lubrication, Shaft-Sealing, and Control-oil Systems and Auxiliaries for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services Chapter 1, Paragraph
4.2 (Revision) Materiales (proyectos y obras) Especificaciones
de PEMEX 2.317.02 (1985) Válvulas de compuerta de paso completo y tipo venturi.
Materiales de aislamiento y aplicación. Servicio frío
C168 Definitions of Terms Relating to Thermal Insulating Materials
C177
Test Method for Steady-State Heat Flux Measurements and Thermal Transmission
Properties by Means of the Guarded Hot Plate Apparatus
C335 Test Method for Steady-State Heat Transfer Properties of Horizontal Pipe Insulation
C450
Recommended Practice for Prefabrication and Field Fabrication of Thermal Insulating Fitting Covers for NPS Piping, Vessel Lagging and
Dished Head Segments. C552 Specification for Cellular Glass Thermal-Insulation
C585 Practice for Inner and Outer Diameters of Rigid Thermal Insulation for Nominal Size of Pipe and
Tubing (NPS System)
C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic Stainless Steel
B209 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic
E84 Surface Burning Characteristics of Building Materials
E96 Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form
ASTM American Society for Testing and
Materials
E398 Dynamic Rate Of Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form
Materiales de aislamiento y aplicación. Servicio caliente
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
C168 Definitions of Terms Relating to Thermal Insulating Materials
C177
Test Method for Steady-State Heat Flux Measurements and Thermal Transmission
Properties by Means of the Guarded Hot Plate Apparatus
C195 Mineral Fiber Insulating Cement
C335 Test Method for Steady-State Heat Transfer Properties of Horizontal Pipe Insulation
C449 Specification for Mineral Fiber Hydraulic-Setting Thermal Insulating and Finishing Cement
C450
Recommended Practice for Prefabrication and Field Fabrication of Thermal Insulating Fitting Covers for NPS Piping, Vessel Lagging and
Dished Head Segments.
C547 Specification for Mineral Fiber Preformed Pipe Insulation
C552 Specification for Cellular Glass Thermal-Insulation
C592 Specification for Mineral Fiber Blanket Insulation and Blanket-Type Pipe Insulation
C612 Specification for Mineral Fiber Block and Board Thermal Insulation
ASTM American Society for Testing and
Materials
C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation
for Use Over Austenitic Stainless Steel
Recipientes, válvulas de control y de seguridad Normatividad de
PEMEX DG-GPASI-SI-2740
(1998) Criterios para la instalación de válvulas de
aislamiento de activación remota. Normas de Referencia NFR-152-PEMEX-2006 Actuadores para válvulas
Válvulas de control Normas de Referencia NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales
diseño y especificaciones de materiales.
A105/A105M-05 Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications
ASTM American Society for Testing and
Materials A216/A216M-07
Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, for High-
Temperature Service Especificaciones
de PEMEX 2.317.01 (1983) Lista de equivalencias de válvulas.
Válvulas de aislamiento de grandes inventarios ANSI B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings
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Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
B16.47 Large Diameter Steel Flanges: NPS 26 through NPS 60
B31.1 Power Piping
American National
Standards Institute B31.3
Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping
ISO International
Organization for Standardization
ISO-5752 (1982) Metal valves for use in flanged pipe
systems -- Face-to-face and centre-to-face dimensions
6D, 23rd Edition Pipeline Valves
607 Testing of Valves—Fire Type-testing Requirements
API American Petroleum Institute 609 Butterfly Valves
Section III Rules for Construction of Nuclear Facility Components
ASME American Society of
Mechanical Engineers
Section VIII Pressure Vessels
Recubrimientos a prueba de fuego Normas de Referencia NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a base de cemento aprueba de
Fuego en estructuras y soportes de equipos. ASTM
American Society for Testing and
Materials
C150 Specification for Portland Cement
STD 318 Building Code Requirements for Reinforced Concrete
ACI American Concrete Institute STD 506 Guide to Shotcrete
UL Underwriters Laboratories
UL-1709 Units and Systems
Otros NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida Normas
Oficiales Mexicanas NOM-009-ENER-1995 Eficiencia energética en aislamientos térmicos
industriales
ISO-10628 (1997) Flow Diagrams for Process Plants / General Rules First Edition
ISO-7183-1 Compressed air dryers - Specification and testing.
ISO International
Organization for Standardization ISO-7183-2 Compressed airdryers - Performance ratings.
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
NRF-017-PEMEX-2001 Protección catódica de tanques de almacenamiento.
NRF-027-PEMEX-2001 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja
temperatura.
NRF-034-PEMEX-2003 Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y tubería superficial.
Normas de Referencia
NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.
2.445.02 (1990) Torres de enfriamiento. Especificaciones de PEMEX 3.313.01 (1990) Aplicación de aislamientos térmicos.
Rev. No. 1
Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.3 Normatividad utilizada en el proyecto eléctrico
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Alumbrado (proyectos y obras) Especificación
PEMEX 2.231.01 (2.346.06)-1987 Alumbrado en instalaciones industriales.
Centro de control de motores de menos de 600 V
ICS 1 Industrial Control and Systems General Requirements
ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,
Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems
ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for Programmable Controllers
ICS 4 Industrial Control and Systems Terminal Blocks
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
ISC 6 Enclosures for Industrial Controls & Systems UL
Underwriters Laboratories
UL-845 Motor Control Centres
NFPA National Fire
Protection Association
70 National Electrical Code
Caja metálica para interruptor abajo de 600 V IEEE
Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C37.20.1 Standard for Metal-Enclosed Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear
Caja metálica para interruptor de 2400 V y superior
IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C37.23 Metal-Enclosed Bus and Calculating Losses in Isolated Phase Bus
Centro de control de motores de voltaje medio
ICS 1 Industrial Control and Systems General Requirements
ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,
Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems
ICS 4 Industrial Control and Systems Terminal Blocks
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
ICS 5 Industrial Control and Systems Enclosures
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C57.13 Requirements for Industrial Transformers
Transformadores eléctricos Normas Oficiales
Mexicanas NOM-002-SEDE--1999 Requisitos de seguridad y eficiencia energética
para transformadores de distribución.
IEC-60076--1-(2000) Power Transformers 1 Part 1: General Edition
2.1; Edition 2:1993 Consolidated with Arnendment 1:1999.
IEC-60076-3-(2000-03) Power transformers - Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.
Second Edition.
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-60076-8-(1997) Power Transformers / Application Guide. First Edition.
ANSI American National
Standards Institute
C57.12.10
Safety Requirements 230 kV and Below, 833/958Through 8333/10417 kVA, Single-Phase, and 750/862 Through 60,000/80,000/100,000 kVA, Three-Phase Without Load Tap Changing; and
3750/4687 Through 60,000/80,000/100,000 kVA With Load Tap Changing
IEEE C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid-
Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers
IEEE C57.12.13 Liquid-Filled Transformers Used in Unit Installations Including Unit Substations,
Conformance Standard For
IEEE C57.12.90
Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers; and Guide for Short-Circuit Testing of Distribution
and Power Transformers IEEE C57.13 Requirements for Industrial Transformers
IEEE C57.104 Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C57.111 Guide for Acceptance of Silicone Insulating Fluid and Its Maintenance in Transformers
NMX-J-109-1977 Transformadores de corriente. NMX-J-168-1980 Transformadores de potencial.
NMX-J-169-1997-ANCE Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia - Métodos de prueba.
Normas Mexicanas
NMX-J-263-1977 Métodos de prueba para transformadores de corriente.
Rev. No. 1
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NMX-J-41 0-1982. Guía para, instalación y mantenimiento de transformadores sumergidos en aceite.
Especificación PEMEX 2.251.02 (1987)
Evaluación de características y valores de garantía de transformadores de distribución y
potencia. Criterios de diseño para trabajos eléctricos
NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones eléctricas (utilización).
NOM-003-SCFI-2000 Protocolos eléctricos. Especificaciones de seguridad
NOM-007-ENER-1995 Eficiencia energética para sistemas de alumbrado
en edificios no residenciales (Nota: aplicar solo para sistemas de control de alumbrado)
NOM-017-ENER-1997 Eficiencia energética de lámparas fluorescentes compactas. Límites y métodos de prueba.
NOM-063-SCFI-2001 Conductores. Requisitos de seguridad
Normas Oficiales
Mexicanas
NOM-064-SCFI-2000 Luminarias para uso en interiores y exteriores. Especificaciones de seguridad y métodos de
prueba
IEC-61800-4-(2002)
Adjustable speed electrical power drive systems/Part 4. General requirements/Rating
specifications for a.c. power drive systems above 1000 V a.c and not exceeding 35KV. First Edition.
IEC-62040-1-1 (2002) Uninterruptible Power Systems: General and safety requirements for UPS used in operator
access area.
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-62040-2-(1999) Uninterruptible Power Systems (UPS) / Part 2.
Electromagnetic compatibility (EMC) requirements. First Edition.
NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. Normas de
Referencia NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
RP 540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants
RP 500
Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum
Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2.
API American Petroleum Institute
RP 2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents
70 National Electrical Code NFPA National Fire
Protection Association
497 Classifications of Class I Hazardous Classified
Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas
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Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
VE1, VE2 Cable Tray Systems
FAA Federal Aviation
Administration
70/7460-1 Advisory Circular
Obstruction Marking and Lighting (of structures for aircraft avoidance)
NMX-J-010-1996-ANCE Conductores con aislamiento termoplástico a
base de policloruro de vinilo, para instalaciones hasta 600 Volts - Especificaciones.
NMX-J-019-1998-ANCE Lámparas incandescentes de filamento metálico para alumbrado general.
NMX-J-035-ANCE-2001 Conductores - Alambres de cobre semiduro para usos eléctricos Especificaciones.
NMX-J-061-1995-ANCE Cables multiconductores para distribución aérea en baja tensión Especificaciones.
NMX-J-098-ANCE-1999 Sistemas eléctricos de potencia - Suministro - Tensiones eléctricas normalizadas.
NMX-J-118/1-ANCE-2000 Tableros de alumbrado y distribución en baja tensión - Especificaciones·y métodos de prueba.
NMX-J-118/2-ANCE-2000 Tableros de distribución de fuerza en baja tensión - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-123-ANCE-2001 Aceites minerales aislantes para transformadores
- Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.
NMX-J-142-ANCE-2000
Cables de energía de pantalla metálica aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno, para tensiones de 5 a 115kV.
Especificaciones y métodos de prueba
NMX-J-148-ANCE-2001 Electroductos- especificaciones y método de prueba.
NMX-J-170-ANCE-2002 Conectadores de tipo compresión para líneas aéreas - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-199-ANCE-2002
Terminales para cable aislado con pantalla para uso interior y exterior, 2.5 kV a 230 kV en
corriente alterna - Especificaciones y métodos de prueba.
Normas Mexicanas
NMX-J-203-1996-ANCE Capacitores de potencia en conexión paralelo - Especificaciones y métodos de prueba.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NMX--J-234-ANCE-2001 Boquillas de porcelana de alta y baja tensión para equipo de distribución, servicio exterior e interior -
Especificaciones.
NMX-J-235/1-ANCE-2000Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico Parte 1. Requerimientos generales-
Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-235/2-ANCE-2000 Envolventes (gabinetes) para uso en equipo
eléctrico Parte 2. Requerimientos específicos-Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-265-1977 Determinación de capacidad interruptiva para interruptores termomagnéticos.
NMX-J-266-ANCE-1999 Interruptores automáticos en caja moldeada - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-284-1998-ANCE Transformadores de potencia- Especificaciones.
NMX-J-290-ANCE-1999 Arrancadores manuales, magnéticos y
contactores - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-294-ANCE-2002 Conductores - Resistencia de aislamiento - Método de prueba.
NMX-J-295-ANCE-1999 Iluminación. - Lámparas fluorescentes para
alumbrado general - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-359-1997-ANCE Luminarias para áreas clasificadas como peligrosas.
NMX-J-361-1979 Interruptores, selectores y lámparas indicadoras para aparatos de control industrial.
NMX-J-395-1998-ANCE Conectadores de cobre tipo mecánico - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-438-ANCE-2003 Conductores - Cables de aislamiento de
policloruro de vinilo 75 ºC para alambrado de tableros - Especificaciones.
NMX-J-451-1995-ANCE
Cables de energía de baja tensión con aislamiento de polietileno de cadena cruzada o a base de etileno -: propileno, para Instalaciones
hasta de 600 volts - Especificaciones.
NMX-J-503-1998-ANCE Balastros para lámparas de vapor de sodio en alta presión - Especificaciones y métodos de
prueba.
NMX-J-508-ANCE- 2003 Artefactos eléctricos - Requisitos de seguridad - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-511-ANCE-1999 Sistemas de soportes metálicos tipo charola para cables - Especificaciones y métodos de prueba.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NMX-J-515-ANCE-2001 Equipos de control y distribución - Requisitos generales de seguridad - Especificaciones y
métodos- de-prueba.
NMX-J-519-ANCE-1999 Empalmes para baja tensión-Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-534-ANCE-2001
Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios - Especificaciones y métodos de
prueba. 2.201.01 (1990) Símbolos eléctricos. 2.201.03 1990) Símbolos de comunicaciones eléctricas. 2.225.01 (1990) Canalizaciones eléctricas y telefónicas.
2.243.01 (2.346.17)-(1979)
Plantas turbogeneradoras de vapor de 25 MW a 125 MW.
Especificaciones de PEMEX
2.251.01 (1991) Transformadores de distribución y potencia. Motores eléctricos
NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones eléctricas (utilización). Normas Oficiales
Mexicanas NOM-016-ENER-2002
Eficiencia energética de motores de corriente alterna trifásicos de induccion tipo jaula de ardilla, de uso general, en potencia nominal de 0.746 a 343 kW. Límites, métodos de prueba y marcado
NMX-J-075/1-1994-ANCEMotores de inducción de corriente alterna del tipo
rotor en cortocircuito, en potencias de 0.062 a 373 kW. -Especificaciones.
NMX-J-075/2-1994-ANCEMotores de inducción de corriente alterna del tipo
rotor en cortocircuito, en potencias grandes - Especificaciones.
Normas Mexicanas
NMX-J-075/3-1994-ANCEMétodos de prueba para motores de inducción de corriente alterna de tipo de rotor en cortocircuito,
en potencias desde 0.062 kW.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales. Normas de
Referencia NRF-095-PEMEX-2005 Motores Eléctricos NFPA
National Fire Protection
Association
70 National Electrical Code
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-60034-12-(2002) Rotating Electrical Machines/Part 12: Starting
Performance of Single/Speed Three/Phase Cage Induction Motors Second Edition.
API 541 Form-wound Squirrel-cage Induction Motors 500 Horse Power and Larger
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
American
Petroleum
Institute 546 Brushless Synchronous Macines-500kVA and
Larger
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
MG-1 Motors and Generators
NMX-J-353-ANCE-1999 Centros de control de motores-Especificaciones y métodos de prueba.
Normas Mexicanas NMX-J-433-ANCE-2005
Productos Eléctricos – Motores de Inducción, Trifásicos de corriente alterna de tipo jaula que
ardilla en potencias mayores de 373 KW, especificaciones y métodos de prueba
Especificación PEMEX 2.245.01 (1990) Control y protección de motores de inducción
hasta 600 volts. Motores y generadores
2.241.01 (1985) Motores eléctricos hasta 200 HP (incluyendo fe de erratas 1986). Especificación
PEMEX 2.241.02 (1988) Motores de inducción y síncronos mayores de 200 C.P.
Interruptores SF6 IEC
International Electrotechnical Commission
IEC-60694 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear standards
IEEE C37.04 Standard Rating Structure for AC High-Voltage
Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis
IEEE C37.06-2000
Standard for Switchgear--AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis--
Preferred Ratings and Related Required Capabilities
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear
Otros Normas Oficiales
Mexicanas NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.4 Normatividad utilizada en el sistema contra incendio
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial
DG-GPASl-SI-3610 (1996)
Diseño y construcción de redes de agua contra incendio en centros de trabajo de PEMEX.
DN.01.0.02 (1989) Extinguidores portátiles contra incendio en diferentes tipos de fuego.
DN.01.0.03 (1990) Requisitos mínimos de protección contra incendio
a base de agua mediante CASETAS con mangueras de 38 mm.
NO.01.0.10 (1975) Extinguidores portátiles contra incendio.
NO.01.0.12 (1972) Mangueras para servicio contra incendio en instalaciones industriales.
NO.01.0.15 (1978) Sistemas de aspersores para protección contra incendio.
Normatividad de PEMEX
NO.01.0.16 (1972) Medidas de Seguridad para evitar riesgos de ignición de mezclas inflamables debidos a la
electricidad estática.
NOM-002-STPS-2000 Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo.
NOM-100-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de polvo químico seco con presión contenida-
Especificación.
NOM-102-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de bióxido de carbono. Parte 1. Recipientes.
NOM-104-STPS-2001 Agentes extinguidores - Polvo químico seco tipo ABC a base de fosfato mono amónico.
Normas Oficiales
Mexicanas
NOM-106-STPS-1994 Seguridad- Agentes extinguidores- Polvo químico seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.
Extinguidores contra incendio
NOM-002-STPS-2000 Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo.
NOM-100-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de polvo químico seco con presión contenida-
Especificación.
NOM-102-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de bióxido de carbono. Parte 1. Recipientes.
Normas Oficiales
Mexicanas
NOM-104-STPS-2001 Agentes extinguidores - Polvo químico seco tipo ABC a base de fosfato mono amónico.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
NOM-106-STPS-1994 Seguridad- Agentes extinguidores- Polvo químico seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.
DN.01.0.02 (1989) Extinguidores portátiles contra incendio en diferentes tipos de fuego. Normatividad de
PEMEX NO.01.0.10 (1975) Extinguidores portátiles contra incendio.
Red contra incendio Normatividad de
PEMEX DG-GPASl-SI-3610
(1996) Diseño y construcción de redes de agua contra
incendio en centros de trabajo de PEMEX.
NRF-015-PEMEX-2003Protección de áreas y tanques de
almacenamiento de productos inflamables y combustibles. Normas de
Referencia NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales
diseño y especificaciones de materiales. Especificaciones
de PEMEX 2.431.01 (1986) Sistemas para agua de servicio contra incendio.
Recubrimientos a prueba de fuego Normas de Referencia NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a base de cemento a prueba de
Fuego en estructuras y soportes de equipos. ASTM
American Society for Testing and
Materials
C150 Specification for Portland Cement
STD 318 Building Code Requirements for Reinforced Concrete
ACI American Concrete Institute STD 506 Guide to Shotcrete
UL Underwriters Laboratories
UL-1709 Units and Systems
Requerimientos y especificaciones para protección contra incendio
NRF-019-PEMEX-2001 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico. Normas de
Referencia NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.
DG-GPASI-SI-3600 (1998)
Norma de Seguridad y contra incendio para tanques de almacenamiento de productos
inflamables y combustibles de PEMEX Refinación.
Normatividad de PEMEX
DG-GPASI-SI-2720 (1997)
Sistemas automáticos para la detección y alarma por fuego o por atmósferas riesgosas.
NFPA 10 Portable Fire Extinguishers
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE 15 Water Spray Fixed Systems for Fire Protection National Fire
Protection Association 24 Private Fire Service Mains and their
Appurtenances Sistema de detección de fuego y gas
Normas de Referencia NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de
fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR NFPA
National Fire Protection
Association
72 National Fire Alarm Code
ISA 84.00.01 – 2004, Part 1
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1:
Framework, Definitions, System, Hardware and Software Requirements
ISA Instrumentation,
Systems and Automation
Society ISA-84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries
Otros Normas Oficiales
Mexicanas NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.5 Normatividad utilizada en la Instrumentación de la planta
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Casetas para paquetes de analizadores
IEC-60079-0 (2000) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 0. General requirements. Edition 3.1
IEC-60079-1 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 1. Flameproof enclosures "D". Fourth Edition.
IEC-60079-2 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 2. Pressurized enclosures "p". Fourth Edition.
IEC-60079-5 (1997) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 5. Power filling "Q". Second Edition.
IEC-60079-6 (1995) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 6. Oil immersed. Second Edition.
IEC-60079-7 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 7. Increased safety "E". Third Edition.
IEC-60079-10 (2002) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 10. Classification of hazardous areas. Fourth Edition.
IEC-60079-11 (1999) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 11. Intrinsic safety '"i". Fourth Edition.
IEC-60079-15 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 15. Type of protection "N". Second Edition.
IEC-60079-16 (1990) Electrical apparatus for explosive Gas
Atmospheres, Part .16: Artificial Ventilation for the Protection of Analyzer(s) Houses First Edition.
IEC-60079-18 (1992) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 18. Encapsulation "m". First Edition.
IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation IEC-61000 Equipment Safe Separation
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-61179 Flammable Gas Detectors
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE API
American Petroleum Institute
RP 555 Process Analyzers
DOT U.S. Department of Transportation
49 CFR Part 178 Shipping Container Specifications, Subpart C – Specifications for Cylinders
EEMUA Engineering
Equipment and Material Users
Association
138 Analyzer Systems
STD 2177 Analysis of Demethanized Hydrocarbon Liquid
Mixtures Containing Nitrogen and Carbon Dioxide by Gas Chromatography
GPA Gas Processors
Association STD 2261 Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatoraphy
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
ASME American Society of
Mechanical Engineers
B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay)
Controladores lógicos programables C83.9 Racks, Panels and Associated Equipment ANSI
American National
Standards Institute
EIA RS-422 Electrical Characteristics of Balanced Voltage Digital Interface Circuits
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE C37.90a IEEE 472 and IEC 65A Part 5, Section 2.6.2.5 (Surge Withstand Capability)
ISA Instrumentation,
Systems and Automation
Society
ISA-S50.1 Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments
UL Underwriters Laboratories
UL-478 Standards for Electronic Data Processing
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE NEMA
National Electrical
Manufacturers Association
ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,
Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems
Especificaciones de los controladores lógicos programables para sistemas instrumentados de seguridad
IEC-60079-0 (2000) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 0. General requirements. Edition 3.1
IEC-60079-1 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 1. Flameproof enclosures "D". Fourth Edition.
IEC-60079-2 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 2. Pressurized enclosures "p". Fourth Edition.
IEC-60079-5 (1997) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 5. Power filling "Q". Second Edition.
IEC-60079-6 (1995) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 6. Oil immersed. Second Edition.
IEC-60079-7 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 7. Increased safety "E". Third Edition.
IEC-60079-10 (2002) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 10. Classification of hazardous areas. Fourth Edition.
IEC-60079-11 (1999) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 11. Intrinsic safety '"i". Fourth Edition.
IEC-60079-15 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 15. Type of protection "N". Second Edition.
IEC-60079-16 (1990) Electrical apparatus for explosive Gas
Atmospheres, Part .16: Artificial Ventilation for the Protection of Analyzer(s) Houses First Edition.
IEC-60079-18 (1992) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 18. Encapsulation "m". First Edition.
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
IEC-60423 Conduits for Electrical Purposes – Outside
Diameters of Conduits for Electrical Installations and Threads for Conduits and Fittings
IEC-60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)
IEC-60801 Electromagnetic Compatibility for Industrial Process Measurement and Control Equipment
IEC-61131/1 (1992) Programmable Controllers / Part 1: General Information First Edition.
IEC-61131/2 (1992) Programmable Controllers / Part 2: Equipment Requirements and Tests First Edition.
IEC-61131/3 (1993) Programmable Controllers / Part 3: Programming Languages First Edition.
IEC-61131/4 (1995) Programmable Controllers / Part 4: User Guidelines First Edition.
IEC-61131/5. (2000) Programmable Controllers/Part 5: Communications First Edition.
IEC-61131/7 (2000) Programmable Controllers/Part 7: Fuzzy Control Programming First Edition.
IEC-61131/8 (2000) Programmable Controllers/Part 8: Guidelines for
the Application and Implementation of Programming Languages First Edition.
IEC-61508/1 (1998)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/Related Systems I Part 1: General Requirements First Edition.
IEC-61508/2 (2000)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/Related Systems 1 Part 2: Requirements for Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/ReIated Systems First Edition.
IEC-61508/3 (1998)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/Related Systems/Part 3: Software Requirements First Edition.
IEC-61508/4 (1998)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/Related Systems 1 Part 4: Definitions and Abbreviations First Edition.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
IEC-61508/5 (1998)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety/Related Systems/Part 5: Examples of
Methods for the Determination of Safety Integrity- Levels. First Edition.
IEC-61508/6 (2000)
Functional Safety -of Electrical/Electronic/Programmable Electronic
Safety/Related Systems / Part 6: Guidelines on the Application of IEC 61508/2 and lEC 61508/3
First Edition,
IEC-61508/7 (2000)
Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety/Related Systems 1 Part 7: Overview of
Techniques and Measures First Edition.
NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de
seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad.
NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
Normas de Referencia
NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems
C37.90A Guide for Surge Withstand Capability (SWC) Tests
C3.9.5 Safety Requirements for Electrical and Measuring Control Instrumentation
EIA RS-232C Communication Equipment Employing Serial Binary Data Interchange
EIA RS-422 Electrical Characteristics of Balanced Voltage Digital Interface Circuits
EIA RS-485 Electrical Characteristics of Generators and
Receivers for Use in Balanced Digital Multipoint Systems
ASQC Q91 Quality Systems - Model for Quality Assurance in Design/Development, Production, Installation &
Servicing
ANSI American National
Standards Institute
ASZC Q94 Quality Management & Quality System Elements-Guidelines
ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,
Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems
NEMA National Electrical
Manufacturers Association ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for
Programmable Controllers
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISO
International Organization for Standardization
ISO 9000 Quality Management Systems / Fundamentals and Vocabulary Second Edition.
IEEE 472 Electrical Transient Protection
IEEE 488.2 Standard Codes, Formats, Protocols, and
Common Commands for Use With IEEE Standard 488.1
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers IEEE 730.1 Guide for Software Quality Assurance Planning
Especificaciones de los requerimientos de seguridad para los sistemas instrumentados de seguridad
ISA 84.00.01 – 2004, Part 1
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1:
Framework, Definitions, System, Hardware and Software Requirements
ISA 84.00.01 – 2004, Part 2
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 2: Guidelines for the Application of Part 1 -
Informative
ISA Instrumentation,
Systems and Automation
Society
ISA 84.00.01 – 2004, Part 3
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 3:
Guidance for the Determination of the Required Safety Integrity Levels -Informative
NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR
NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de
seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad.
NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
Normas de Referencia
NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems Especificaciones para el sistema de control distribuido
ISO International
Organization for Standardization
ISO 9000 Quality Management Systems / Fundamentals and Vocabulary Second Edition.
IEC International
Electrotechnical IEC-60079-0 (2000)
Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Part 0. General requirements.
Edition 3.1
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Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
IEC-60079-1 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 1. Flameproof enclosures "D". Fourth Edition.
IEC-60079-2 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 2. Pressurized enclosures "p". Fourth Edition.
IEC-60079-5 (1997) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 5. Power filling "Q". Second Edition.
IEC-60079-6 (1995) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 6. Oil immersed. Second Edition.
IEC-60079-7 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 7. Increased safety "E". Third Edition.
IEC-60079-10 (2002) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 10. Classification of hazardous areas. Fourth Edition.
IEC-60079-11 (1999) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 11. Intrinsic safety '"i". Fourth Edition.
IEC-60079-15 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 15. Type of protection "N". Second Edition.
IEC-60079-16 (1990) Electrical apparatus for explosive Gas
Atmospheres, Part .16: Artificial Ventilation for the Protection of Analyzer(s) Houses First Edition.
IEC-60079-18 (1992) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 18. Encapsulation "m". First Edition.
IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation
IEC-60423 Conduits for Electrical Purposes – Outside
Diameters of Conduits for Electrical Installations and Threads for Conduits and Fittings
IEC-60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)
Commission
IEC-60801 Electromagnetic Compatibility for Industrial Process Measurementand Control Equipment
C37.90A Guide for Surge Withstand Capability (SWC) Tests
ANSI American National
Standards C3.9.5 Safety Requirements for Electrical and Measuring Control Instrumentation
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
EIA RS-232C Communication Equipment Employing Serial Binary Data Interchange
EIA RS-422 Electrical Characteristics of Balanced Voltage Digital Interface Circuits
EIA RS-485 Electrical Characteristics of Generators and
Receivers for Use in Balanced Digital Multipoint Systems
ASQC Q91 Quality Systems - Model for Quality Assurance in Design/Development, Production, Installation &
Servicing
Institute
ASZC Q94 Quality Management & Quality System Elements-Guidelines
IEEE 472 Electrical Transient Protection
IEEE 488.1 Standard Digital Interface for Programmable Instrumentation
IEEE 488.2 Standard Codes, Formats, Protocols, and
Common Commands for Use With IEEE Standard 488.1
IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers
IEEE 730.1 Guide for Software Quality Assurance Planning
ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,
Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems
NEMA National Electrical
Manufacturers Association ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for
Programmable Controllers ISA
Instrumentation, Systems and Automation
Society
ISA RP S5.3 Graphics Symbols for Distributed Control / Shared Display, Instrumentation and Computer System.
NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
Normas de Referencia
NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems Especificaciones de seguridad industrial
Normatividad PEMEX
DG-GPASI-SI-6910 (1995)
Diseño de la instrumentación y protecciones en los recipientes a presión para almacenamiento de
gas licuado del petróleo. Instalación de instrumentos
ISO International
Organization for Standardization
ISO-5167-1
Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Part 1: Orifice Plates, Nozzles
and Venturi Tubes inserted in circular cross-section conduits running full
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
ISO-15156 Parts 1, 2 and 3
Petroleum and Natural Gas Industries Materials for use in H2S containing Environments in Oil and
Gas Production, Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels,
and the use of cast irons, Part 3: Cracking-resistant CRA’s (corrosion-resistant alloys and
other alloys) Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
B16.47 Large Diameter Steel Flanges
B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay)
PTC 19.3 Performance Test Code: Temperature Measurement, Instruments and Apparatus
ASME American Society of
Mechanical Engineers
PTC 25.3 Performance Test Code: Terminology for Pressure Relief Devices
RP 520 Sizing Selection Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries Part I, Sizing and Selection
- Fifth edition.
RP 520 Sizing Selection and installation of Pressure
Relieving Devices in Refineries, Part II Installation Third Edition.
RP 521 Guides for Pressure Relief and Depressuring Systems - Third Edition
MPMS 5.3
Manual of Petroleum Measurement Standard Chapter 5 – Liquid Metering Section 3 –
Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters
MPMS 5.2 Manual of Petroleum Measurement Chapter 5 -
Liquid Metering Section 2 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters
API American Petroleum Institute
MPMS 14.3
Manual of Petroleum Measurement standards Chapter 14 Natural Gas Fluid Measurements
Section 3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids
NFPA National Fire
Protection Association
85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code
ISA-5.1 Instrumentation Symbols and Identification ISA Instrumentation, ISA-5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
ISA-5.3 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer
Systems ISA-5.4 Instrument Loop Diagrams ISA-5.5 Graphic Symbols for Process Display
ISA-7.0.01 Quality Standard for Instrument Air
ISA-12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Apparatus in Hazardous (Classified) Locations
ISA-RP12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content
and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings
ISA-RP12.4 Pressurized Enclosures
ISA-RP12.06.01 Recommended Practices for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instrumentation
Part 1: Intrinsic Safety
ISA-12.1 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations
ISA-12.12.01 Nonincendive Electrical Equipment for Use in
Class I & II, Division 2 and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations
ISA-S12.13.01 Performance Requirement for Combustible Gas Detectors
ISA-RP16.1,2,3
Terminology, Dimensions and Safety Practices for Indicating Variable Meters (Rotameters) RP16.1
Glass Tube, RP16.2 Metal Tube, RP16.3 Extension Type Glass Tube Recommended
Practice
ISA-RP16.4 Recommended Practice Nomenclature and
Terminology for Extension Type Variable Area (Rotameters)
ISA RP16.5 Recommended Practice Installation, Operation,
Maintenance Instructions for Glass Tube Variable Area Meters (Rotameters)
ISA-RP16.6 Recommended Practice Methods and Equipment
for Calibration of Variable Area Meter (Rotameters)
ISA-18.1 Annunciator Sequences and Specifications
ISA-20 Specification Forms for Process Measurement
and Control Instruments, Primary Elements and Control Valves
ISA-RP31.1 Specification, Installation and Calibration of Turbine Flowmeters
Systems and Automation
Society
ISA-RP42.00.01 Nomenclature for Instrument Tube Fittings
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISA-51 Process Instrumentation Terminology
ISA-RP60.1 Control Center Facilities ISA-RP60.2 Control Center Design Guide and Terminology ISA-RP60.3 Human Engineering for Control Centers ISA-RP60.6 Nameplates, Labels and Tags for Control CentersISA-RP60.8 Electrical Guide for Control Centers ISA-RP60.9 Piping Guide for Control Centers
ISA-71.01 Environmental Conditions for Process
Measurement and Control Systems: Temperature and Humidity
ISA-71.02 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Power
ISA-71.03 Environmental Conditions for Process
Measurement and Control Systems: Mechanical Influences
ISA-71.04 Environmental Conditions for Process
Measurement and Control Systems: Airborne Contaminants
ISA-RP74.01 Application and Installation of Continuous-Belt Weighbridge Scales
ISA RP75.06 Recommended Practice Control Valve Manifold Designs
NOM-005-CNA-1996 Fluxómetros Especificaciones y métodos de prueba
NOM-013-SCFI-1993 Instrumentos de medición. Manómetros con elemento elástico. Especificaciones Normas
Oficiales Mexicanas
NOM-027-SEDG-1996
Controles primarios y controles programadores de seguridad contra falla de flama para quemadores de gas natural, gas L.P., diesel o combustóleo, con detección de flama por medios electrónicos
(fotoceldas, fototubos o por detección de la ionización de la flama).
NMX-CH-001-2-1993-SCFI
Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos - Medidores para agua potable fría - parte 2: Requisitos de instalación.
NMX-CH-001-3-1993-SCFI
Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos - Medidores para agua
potable fría - parte 3: Equipo y métodos de prueba.
Normas Mexicanas
NMX-CH-001-4-1993-SCFI
Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos Medidores para agua potable fría- parte 4: Pruebas de influencia del
campo magnético
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
NMX-CH-003-1993SCFI
Instrumentos de medición - Manómetros de presión, vacuómetros y monovacuómetros indicadores y registradores con elementos
elásticos (instrumentos ordinarios).
NMX-CH-007-1972 Sistemas terminales aplicados como elementos primarios de medición.
NMX-CH-026-1967 Calidad y funcionamiento de manómetros NMX-CH-036-1994-
SCFI Instrumentos-de medición -Indicadores de
carátula.
NMX-CH-058-1994-SCFI
Instrumentos de medición - Manómetros con elemento elástico - Método de calibración con
balanza de pesos muertos. NMX-CH-060-1996-
IMNC Mediciones de presión -Terminología.
NMX-CH-064-1996-IMNC Mediciones de temperatura - Definiciones.
NMX-CH-070-1993- SCFI
Instrumentos de medición Termómetros bimetálicos de carátula
Especificaciones de PEMEX 3.451.03 (1975) Instalación de medidores de flujo de presión
diferencial. Normatividad
PEMEX DG-GPASI-SI-2720
(1997) Sistemas automáticos para la detección y alarma
por fuego o por atmósferas riesgosas.
IEC-60079-0 (2000) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 0. General requirements. Edition 3.1
IEC-60079-1 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 1. Flameproof enclosures "D". Fourth Edition.
IEC-60079-2 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 2. Pressurized enclosures "p". Fourth Edition.
IEC-60079-5 (1997) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 5. Power filling "Q". Second Edition.
IEC-60079-6 (1995) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 6. Oil immersed. Second Edition.
IEC-60079-7 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 7. Increased safety "E". Third Edition.
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-60079-10 (2002) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 10. Classification of hazardous areas. Fourth Edition.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE
IEC-60079-11 (1999) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 11. Intrinsic safety '"i". Fourth Edition.
IEC-60079-15 (2001) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 15. Type of protection "N". Second Edition.
IEC-60079-16 (1990) Electrical apparatus for explosive Gas
Atmospheres, Part .16: Artificial Ventilation for the Protection of Analyzer(s) Houses First Edition.
IEC-60079-18 (1992) Electrical apparatus for explosive gas
atmospheres, Part 18. Encapsulation "m". First Edition.
Instrumentos y mecanismos de protección. Diseño ASME
American Society of
Mechanical Engineers
B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-61158 Digital data communications for measurement
and control - Fieldbus for use in industrial control syslems.
Paneles de control local, consolas y componentes 70 National Electrical Code NFPA
National Fire Protection
Association 496 Purged Enclosures for Electrical Equipment
NEMA National Electrical
Manufacturers Association
ISC 6 Enclosures for Industrial Controls & Systems
Otros
IEC-61784-1
Digital data communication for measurement and control- Part 1. Profile sets for continuous and
discrete manufacturing relative too fieldbus use in industrial control systems.
IEC International
Electrotechnical Commission IEC-61800-4-(2002)
Adjustable speed electrical power drive systems/Part 4. General requirements/Rating
specifications for a.c. power drive systems above 1000 V a.c and not exceeding 35KV. First Edition.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Normas Oficiales
Mexicanas NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida
Especificaciones de PEMEX 2.453.01 (1970) Sistemas de aire para instrumentos (Cancela y
sustituye a la Especificación 2.607.11).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.6 Normatividad utilizada en el Sistema de desfogue
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial
Normas Oficiales
Mexicanas NOM-093-SCFI-1994
Válvulas de relevo de presión (seguridad, seguridad-alivio y alivio) operadas por resorte y
piloto, fabricadas de acero y bronce.
DN.09.0.09 (1990) Dictamen normativo para el uso de venteos y atajallamas en tanques de almacenamiento
atmosféricos.
GPEI-IT-0203 (1989) Especificaciones mínimas de seguridad para sistemas de desfogue.
DG-GPASI-SI-2720 (1997)
Sistemas automáticos para la detección y alarma por fuego o por atmósferas riesgosas.
DG-GPASI-SI-6910 (1995)
Diseño de la instrumentación y protecciones en los recipientes a presión para almacenamiento de
gas licuado del petróleo.
Normatividad PEMEX
DN.07.0.04 (1990) Selección del sellado óptimo perimetral para
techos externos flotantes en tanque de almacenamiento.
Safety Integrity Level (SIL)
IEC-61511 Part 1 Safety instrumented systems for the process
industry sector - Part 1: Framework, definitions, system, hardware and software requirements
IEC-61511 Part 2 Safety instrumented systems for the process
industry sector - Part 2: Guidelines for the application of IEC 61511-1
IEC International
Electrotechnical Commission
IEC-61511 Part 3
Safety instrumented systems for the process industry sector - Part 3: Guidance for the
determination of the required safety integrity levels
ISA-84.00.01 Part 1
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 1:
Framework, Definitions, System, Hardware and Software Requirements
ISA-84.00.01 Part 2
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 2:
Guidelines for the Application of ANSI/ISA-84.00.01-2004 Part 1 (IEC 61511-1 Mod) -
Informative
ISA Instrumentation,
Systems and Automation
Society
ISA-84.00.01 Part 3
Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 3: Guidance
for the Determiniation of the Required Safety Integrity Levels - Informative
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.7 Normatividad utilizada – Medio ambiente y seguridad industrial
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial, salud ocupacional y protección ambiental
CNA NOM-006-CNA-1997 Fosas sépticas prefabricadas-Especificaciones y métodos de prueba
NOM-003-SCT2-2000
Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de
sustancias, materiales y residuos peligrosos.
NOM-004-SCT2-2000Sistema de identificación de unidades destinadas al transporte terrestre de
materiales y residuos peligrosos.
NOM-005-SCT2-2000Información de emergencia para el transporte terrestre de substancias,
materiales y residuos peligrosos.
NOM-006-SCT2-2000
Aspectos básicos para la revisión ocular diaria de la unidad destinada al
autotransporte de materiales y residuos peligrosos.
NOM-007-SCT2-2002Marcado de envases y embalajes
destinados al transporte de substancias y residuos peligrosos.
NOM-010-SCT2-1994
Disposiciones de compatibilidad y segregación, para el almacenamiento y transporte de substancias, materiales y
residuos peligrosos.
NOM-011-SCT2-1994Condiciones para el transporte de las
substancias, materiales y residuos peligrosos en cantidades limitadas.
NOM-019-SCT2-1994
Disposiciones generales para la limpieza y control de remanentes de substancias y residuos peligrosos en las unidades que
transportan materiales y residuos peligrosos.
Normas Oficiales
Mexicanas SCT
NOM-023-SCT2-1994
Información técnica que debe contener la placa que portarán los autotanques,
recipientes metálicos intermedios para granel (RIG) y envases de capacidad mayor
a 450 litros que transportan materiales y residuos peligrosos.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NRF-009-PEMEX-2004
Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de
almacenamiento. Normas de Referencia
NRF-023-PEMEX-2001
Medidas de seguridad, higiene y protección ambiental para Contratistas que desarrollen
trabajos en edificios administrativos de PEMEX y tipos Subsidiarios.
Especificaciones de seguridad industrial
NOM-001-STPS-1999Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de trabajo. –Condiciones de
seguridad e higiene.
NOM-002-STPS-2000Condiciones de seguridad, prevención,
protección y combate de incendios en los centros de trabajo.
NOM-004-STPS-1999
Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria y equipo que se
utilice en los centros de trabajo. (Con la entrada en vigor de la presente Norma se cancelan las siguientes Normas Oficiales Mexicanas: NOM-107-STPS-1994, NOM-108-STPS-1994, NOM-109-STPS-1994, NOM-110-STPS-1994, NOM-111-STPS-
1994, NOM-112-STPS-1994}.
NOM-005-STPS-1998
Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de
sustancias químicas peligrosas.
NOM-006-STPS-2000Manejo y almacenamiento de materiales. -
Condiciones y Procedimientos de seguridad (cancela a la NOM-006-STPS-1993).
NOM-009-STPS-19'99Equipo suspendido de acceso - Instalación, operación y mantenimiento Condiciones de
seguridad.
NOM-010-STPS-1999
Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen, transporten, procesen o almacenen
sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente
laboral.
NOM-011-STPS-2P01 Condiciones de seguridad e higiene en los centro de trabajo donde se genere ruido.
Normas Oficiales
Mexicanas STPS
NOM-012-STPS"1999 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se produzcan,
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Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
usen, manejen, almacenen o transporten fuentes de radiaciones ionizantes.
NOM-013-STPS-1993
Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se generen radiaciones electromagnéticas no
ionizantes.
NOM-015-STPS-2001 Condiciones térmicas elevadas o abatidas - Condiciones de seguridad e higiene.
NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal Selección, uso y manejo en los centros de trabajo.
NOM-018-STPS-2000
Sistema para la identificación y comunicación de. Peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los
centros de trabajo.
NOM-021-STPS-1993
Relativa a los requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para
integrar las estadísticas.
NOM-022-STPS-1999Electricidad estática en los centros de trabajo - Condiciones de seguridad e
higiene.
NOM-024-STPS-2001 Vibraciones - Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.
NOM-025-STPS-1999 Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.
NOM-026-STPS-1998Colores y señales de seguridad e higiene, e
identificación, de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.
NOM-027-STPS-2000 Soldadura y corte- Condiciones de seguridad e higiene.
NOM-113-STPS-1994 Calzado de protección.
NOM-115-STPS-1994 Cascos de protección- Especificaciones métodos de prueba y clasificación.
NOM-116-STPS-1.994 Seguridad- Respiradores purificadores de aire contra partículas nocivas.
NUCL NOM-025/2-NUCL-1996
Requisitos para equipos de radiografía industrial. Parte 2: Operación.
NRF-006-PEMEX-2002
Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios. NRF-007-PEMEX-
2000 Lentes y goggles de seguridad. Protección
primaria de los ojos.
Normas de Referencia
NRF-024-PEMEX-2001
Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y
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Fecha: Diciembre De 2007
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
líneas de vida.
NRF-029-PEMEX-2002
Señales de seguridad e higiene para los edificios administrativos de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
NMX-W-144-1996 Escaleras metálicas portátiles-
recomendaciones para selección, uso y cuidado. Normas Mexicanas
NMX-W-147-1996 Escaleras metálicas portátiles - información de seguridad.
DN.09.0.09 (1990) Dictamen normativo para el uso de venteos
y atajallamas en tanques de almacenamiento atmosféricos.
GPEI GPEI-IT-0203 (1989) Especificaciones mínimas de seguridad para sistemas de desfogue.
SASIPA DG-SASIPA-SI-08301
800-18540-DE-SISOPA-001
Disposiciones específicas de SISOPA para el uso de equipos de izaje (Grúas y torres).
SISOPA 800-18540-DE-SISOPA-002
Disposiciones específicas de SISOPA para trabajos en altura.
800-80000-DCSIPA-L-001 Rev. 0
Lineamientos para la realización de operaciones peligrosas.
DCSIPA 800-80000-DCSIPA-L-002 Rev.0
Lineamientos para el control de acceso y circulación de acceso de vehículos
automotores y vehículos pesados en los centros de trabajo.
DG-GPASI-IT-3620 (1994)
Medidas adicionales de seguridad (MAS) en tanques atmosféricos.
DG-GPASI-SI-02020(1997)
Norma de seguridad para equipo de protección facial.
DG-GPASI-SI-2510 (1998)
Reglas de seguridad para efectuar trabajos en espacios confinados.
DG-GPASI-SI-8200 (1998)
Reglamento de seguridad para Contratistas.
DG-GPASI-SI-08400 (1998)
Reglamento de seguridad física para las instalaciones industriales de PEMEX-
Refinación.
DG-GPASI-SI-08401 (1998)
Reglamento de seguridad para visitantes a las instalaciones industriales de PEMEX
Refinación.
Normatividad PEMEX
GPASI
SP-GPASI-SI-2300 (1998)
Reglas básicas para la prevención de riesgos en las torres de enfriamiento para
las plantas de proceso. Protección ambiental
Normas SEMARNAT NOM-001- Límites máximos permisibles de
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
SEMARNAT-1996 contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales
NOM-003-SEMARNAT-1997
Establece los límites máximos permisibles de contaminantes para las aguas residuales
tratadas que se rehúsen en servicios al público.
NOM-041-SEMARNAT-1999
Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes
provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan
gasolina como combustible.
NOM-043-SEMARNAT-1993
Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.
NOM-050-SEMARNAT-1993
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-1993
Que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al
ambiente.
NOM-053-SEMARNAT-1993
Establece el Procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para
determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al
ambiente.
NOM-054-SEMARNAT-1993
Establece el Procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más
residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-
ECOL-1993.
NOM-075-SEMARNAT-1993
Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera decompuestos
orgánicos volátiles provenientes del proceso de separadores agua-aceite de las
refinerías de petróleo.
Oficiales Mexicanas
NOM-080-SEMARNAT-1994
Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados en circulación, y su
método de medición.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NOM-081-SEMARNAT-1994
Límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su 1994 método
de medición.
NOM-137-SEMARNAT1-2003
Contaminación atmosférica.- Plantas desulfuradoras de gas y condensados
amargos.- Control de emisiones de compuestos de azufre.
NOM-087-SEMARNAT-SSA-
2002
Protección ambiental- Salud ambiental- Residuos peligrosos biológico-infecciosos- Clasificación y especificaciones de manejo.
NOM-028-SCT2-1998
Disposiciones especiales para los materiales y residuos peligrosos de la clase
3 líquidos inflamables transportados. SCT NOM-043-SCT2-
1994 Documento de embarque de substancias,
materiales y residuos peligrosos. NOM-003-NUCL-
1994 Clasificación de instalaciones o laboratorios
que utilizan fuentes abiertas. NOM-008-NUCL-
1994 Límites de contaminación superficial con
material radiactivo. NUCL
NOM-025/1-NUCL-2000
Requisitos para equipos de radiografía industrial. Parte 1: Requisitos generales.
ISO International Organization
for Standardization ISO-14000 Environmental--Management.
Normatividad PEMEX GPASI DG-GPASI-SO-
11401 (1996) Reglamento para la utilización del asbesto.
Salud ocupacional
NOM-0012-SSA1-1993
Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de agua para uso
y consumo humano públicos y privados.
NOM-0014-SSA1-1993
Procedimientos sanitarios para el muestreo de agua para uso y consumo humano en
sistemas de abastecimiento de agua públicos y privados.
NOM-017-SSA2-1994 Para la vigilancia epidemiológica.
NOM-020-SSA2-1994 Para la prestación de servicios de atención médica en unidades móviles tipo ambulancia.
NOM-0041-SSA1-1993
Bienes y servicios. Agua purificada envasada. Especificaciones sanitarias.
NOM-0042-SSA1-1993
Bienes y servicios. Hielo potable y hielo purificado. Especificaciones sanitarias.
Normas Oficiales
Mexicanas SSA
NOM-047-SSA1-1993Que establece los límites biológicos máximos
permisibles de disolventes orgánicos en el personal ocupacionalmente expuesto.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NOM-048-SSA1-1993Que establece el método Normalizado para la
evaluación de riesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales.
NOM-093-SSA1-1994Bienes y servicios Prácticas de higiene y
sanidad en la preparación de alimentos que se ofrecen en establecimientos fijos.
NOM-120-SSA1-1994Bienes y servicios. Prácticas de higiene y
sanidad para el proceso de alimentos, bebidas no alcohólicas y alcohólicas.
NOM-127-SSA1-1994
Salud ambiental, agua para uso y consumo humano. - Límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe someterse el agua
para su potabilización. NOM-168-SSA1-1998 Del expediente clínico.
NOM-178-SSA1-1998
Que establece los requisitos mínimos de infraestructura y equipamiento de
establecimientos para la atención médica de pacientes ambulatorios.
NOM-201-SSA1-2002
Productos y servicios. Agua y hielo para consumo humano, envasados y a granel.
Especificaciones sanitarias. (El apartado de etiquetado entrará en vigor a los 120 días después de la publicación en eI D.O. F.).
NUCL NOM-026-NUCL-1999Vigilancia médica del personal
ocupacionalmente expuesto a radiaciones ionizantes.
Normatividad PEMEX GPASI DG-GPA81-SO-
11402(1998) Norma para el monitoreo biológico de los
trabajadores
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.8 Normatividad utilizada en la especialidad de Telecomunicaciones
ORGANISMO CLAVE NOMBRE Sistemas de telecomunicaciones
NMX-I-248-1998-NYCE. 1998
Cableado de Telecomunicaciones para Edificios Comerciales Especificaciones y Métodos efe
Prueba
NMX-J-032/1-1997-ANCEProductos Eléctricos, Cajas Registro Metálicas de
Salida, parte 1: Especificaciones y Métodos de Prueba
Normas Mexicanas
NMX-J-511-ANCE4.1999 Sistema de Soportes Metálicos Tipo Charola para Cables: Especificaciones y Métodos de Prueba.
NRF-022-PEMEX-2004
Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos
y áreas indústriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
NRF-023-PEMEX-2001
Medidas de Seguridad, Higiene y Protección Ambiental para Contratistas que Desarrollen
Trabajos en Edificios Administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Normas de Referencia
NRF-036-PEMEX-2002 Diseño de Instalaciones Eléctricas en Plantas Industriales
NORMA No. 2.280.01 Diseño de los Sistemas de Intercomunicación y
Voceo Tipo Industrial en Instalaciones Marítimas y Terrestres.
NORMA No. 3.280.01 Instalación de los Sistemas de Intercomunicación
y Voceo Tipo Industrial en Instalaciones Marítimas y Terrestres.
NORMA No. 5.280.01
Selección de Materiales, Inspección y Prueba de los Sistemas de Intercomunicación y Voceo en
Instalaciones Marítimas y Terrestres.
ANSI / EIA / TIA
American National Of Standards lnstitute/Electronic Industries
Association/Telecommunications Industries Association.
ANSI American National
Standards Institute ANSI/TIA/EIA-568B.2. Especificaciones para cables de par trenzado y
su hardware asociado.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
ANSI/EIA/TIA-569A. FEBRERO, 1997.
Norma para Espacios y Canalizaciones de Cableados de Telecomunicaciones en Edificios
Comerciales.
EIA Electronic Industries
Association ANSI/EIA/TIA-598 Código de colores para fibra óptica. ANSI/EIA/TIA-606. FEBRERO, 1993.
Norma para la Administración de Infraestructura de Telecomunicaciones en Edificios Comerciales.
TIA Telecommunications Industry
Association ANSI/EIA/TIA-607.
AGOSTO. 1994 Requerimientos de Tierra y Conexión a Tierra en Edificios Comerciales para Telecomunicaciones.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.1.1 Proyecto civil
Las normas utilizadas para el proyecto civil se han enlistado previamente en la tabla V.1.
Trabajos previos
Para el diseño de cimentaciones y estructuras de acero de las diversas instalaciones que
componen la planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG-1, se cuenta con un estudio de
Mecánica de Suelos y un levantamiento topográfico, que incluye la localización de instalaciones
subterráneas existentes; del área en donde se construirá ésta planta.
Criterios globales para diseño por sismo.
El diseño por sismo debe efectuarse conforme a los procedimientos establecidos Sección C.1.3
“Diseño por Sismo”, del Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad,
Ed. 1993, zona B, para estructuras del grupo A. El tipo de terreno según su estrategia será
definido por la mecánica de suelos de conformidad a los criterios de CFE.
El espectro de diseño sísmico para la zona de las plantas tiene las siguientes características:
ordenada espectral para un período nulo de 0.03; coeficiente sísmico de 0.16 periodos naturales
asociados con el coeficiente sísmico de 0.30 y 0.80 segundos.
Criterios globales para diseño por viento.
El diseño por viento, a nivel de ingeniería básica extendida, se realizó con base a los
parámetros, criterios y procedimientos indicados en la sección C.1.4 “Diseño por Viento”, del
Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad, edición 1993,
considerando las estructuras como grupo A.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Pueden citarse las siguientes características de diseño de equipo, en las que se considera la
influencia del viento: para tanques de almacenamiento cilíndricos, de 5 a 50 m de diámetro y de 5
a 14 m de altura; las torres de enfriamiento de sección sensiblemente rectangular, con un ancho
cercano a los 20 m y una altura de 25 m; columnas de destilación de forma cilíndrica, de 5 a 8 m
de diámetro y altura total de 10 a 15 m.
Arreglo General de Equipos.
El arreglo general de equipos ha tomado en cuenta las condiciones atmosféricas y las del sitio,
así como las distancias mínimas en cumplimiento con la norma de referencia NRF-010-PEMEX-
2004, las áreas de acceso para mantenimiento y rutas de escape.
Drenaje (pluvial, aceitoso, químico y sanitario)
Se realizaron los levantamientos respectivos, para el desarrollo de la ingeniería de integración y
drenajes, el diseño de drenajes requeridos para calles principales y calles de servicio. Estos
diseños se efectuarán conforme a los lineamientos establecidos en la norma NRF-140-PEMEX-
2005 (ver tabla V.1), efectuando su conexión a colectores y cabezales respectivos. Los drenajes
serán independientes.
• Drenaje pluvial:: La captación superficial se efectuará por medio de coladeras
distribuidas preferentemente de manera regular, suministrando a los pisos una
pendiente superficial adecuada y suficiente para el desalojo de los escurrimientos. En el
diseño se considera una velocidad mínima de 0.6 m/seg. y máxima de 3.5 m/seg. de
conducción de líquido en los conductos.
El material a especificar en el diseño en los conductos, es tubería de concreto armado.
La tubería será enterrada en todo su recorrido.
El colchón mínimo sobre la tubería es de 60.0 cm. en zonas donde no circulen vehículos
y 90 cm. en áreas de circulación de vehículos.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Para los cambios de dirección, conexión de varias tuberías o por requerimiento del
proyecto, se colocarán registros de concreto armado.
• Drenaje aceitoso:: La integración al sistema de drenajes de la refinería, tanto los aceites
como el agua aceitosa recuperados para las áreas definidas en el alcance.
• Drenaje químico: De acuerdo a los requerimientos del Sistema de Regeneración de
Amina, el sistema de drenaje químico será del tipo cerrado, para confinar las purgas de
los recipientes y equipos que manejen químicos
El material para los drenajes químicos de tipo cáustico (sosa) será acero al carbón
cédula 40.
• Drenaje sanitario: Para la determinación del gasto a desalojar, se tomará el valor que
resulte de acuerdo a la cantidad de personas que laborarán en la instalación. Se
considerarán en su diseño las salidas de drenaje sanitario de la edificación
correspondiente y su integración. De acuerdo a las normas NRF-140-PEMEX-2005 y
DG-GPASI-SI-2703 (Ver Tabla V.1)
Análisis sísmico de estructuras y cimentaciones.
El diseño por sismo en todas las estructuras y cimentaciones incluyendo las de maquinaria
toma en cuenta la combinación de cargas de operación más el 100 % de sismo en un sentido y
el 30% de sismo en sentido transversal, en forma simultánea y reversible.
Estructuras de concreto. El diseño de las estructuras de concreto, a nivel de ingeniería básica extendida, está conforme
a las recomendaciones del ACI 318-2005, Reglamento para las construcciones de concreto
estructural (Ver Materiales de acero y construcción de Tabla V.1).
Las estructuras industriales estarán cimentadas con zapatas de concreto reforzado y
ocasionalmente con losas del mismo material. Los recipientes, las chimeneas y los reactores se
desplantan sobre una retícula octagonal de trabes, en planta. Estas trabes se apoyan a su vez
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
sobre zapatas o sobre losas. La torre de enfriamiento se cimentará con losas de concreto
armado. Las columnas de los racks se apoyarán sobre zapatas aisladas de concreto reforzado.
Estructuras Estructuras De acuerdo al manual de Diseño de CFE esta localidad se ubica
en la zona B y estructura del Grupo "A", Diseño Civil.
Edificios IDEM anterior.
Cimentaciones IDEM anterior
Estructuras de acero. El diseño de las estructuras de acero, a nivel de ingeniería básica extendida, está conforme a
las recomendaciones del AISC 9ª Edición, Manual of Steel Construction ASD, con el criterio de
diseño por esfuerzos de trabajo (Ver Estructuras de acero de Tabla V.1).
Edificios y Construcciones. La planta debe disponer de la siguiente infraestructura:
• Cuarto Satélite de instrumentos.
• Oficina, baños y vestidores.
• Cobertizo para paquetes de aire de planta y de instrumentos.
• Cuarto de control centralizado.
El concreto de la estructura que soporta equipos como aeroenfriadores tanques de carga,
etcétera, se contempla que será a prueba de fuego, al menos 30 minutos de integridad en
contacto con el fuego.
Levantamiento de campo.
Se consideran los espacios adecuados para permitir el mantenimiento de los equipos así como
el libre acceso de equipo pesado para proporcionar este servicio así como para las rutas de
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
escape, también los puntos de interconexión con las demás plantas de proceso. Lo anterior,
bajo la norma de PEMEX NRF-010-PEMEX, última edición.
V.1.2 Proyecto mecánico
Se desarrolló de acuerdo a normas y estándares del apartado de correspondiente de la tabla
V.2.
Para mayor detalle de los equipos de proceso ver Anexo V.3.
La ingeniería mecánica cubre los requisitos mínimos para el diseño, materiales, fabricación
prueba e inspección de los equipos. Los equipos de proceso principales han sido especificados
de manera detallada y cuentan con su hoja de datos (APD) nivel ingeniería básica extendida.
Todos los equipos y recipientes a presión tendrán estampado ASME.
Criterios globales para diseño mecánico.
Las tuberías se rigen por los siguientes criterios genéricos:
• La presión de diseño no es menor que la presente por condiciones severas de presión
(interna o externa) y temperatura resultante de la operación normal.
• Las condiciones más severas, de presión y temperatura coincidentes, son
combinaciones de mayor espesor y rangos de trabajo.
• Cualquier sistema de tuberías que pueda bloquearse al aislarlo de su válvula de alivio,
está diseñada para la máxima presión que desarrolle para esta condición.
• La temperatura de diseño es tal que representa la condición más severa.
• El diseño de las tuberías contempla los efectos de proceso y ambientales por
enfriamiento, expansión de los fluidos y congelamiento, así como efectos dinámicos
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
tales como impacto, viento, sismos, vibración, reacciones por descarga, efectos de
cargas, cargas vivas y cargas muertas. Se incluyen también los efectos de contracción y
expansión térmica (restricción de movimiento, gradientes de temperatura, expansión,
soportes, anclajes y movimientos en los extremos).
• La variación de la presión en ningún caso excederá la presión de prueba del sistema de
tubería. Para la condición de operación más crítica, es permitido exceder el límite de la
presión o el esfuerzo permisible a su temperatura existente hasta 33% como máximo.
• Para servicios genéricos como vapor, agua de enfriamiento, aire y condensado, se
utilizó la norma PEMEX K-101 última revisión.
• Se ha prohibido el uso de válvulas de hierro gris o dúctil marcadas comúnmente con
WOG (water, oil and gas). La calidad mínima requerida por la NRF-032-PEMEX-2006 es
ASTM A216 Gr, WCB y/o ASTM A105, o equivalente (Ver Tabla V.2).
• La consideración de esfuerzos aditivos para variaciones ocasionales está de acuerdo a
lo que se permite en la sección aplicable del código ASME B31.3 (Ver Tabla V.2).
• Se han especificado figuras ocho o placas ciegas y espaciadores en las tuberías de
succión y descarga de las bombas de proceso y en todos equipos que por
mantenimiento y/o inspección interna requieran ser aislados para seguridad personal.
• Los análisis de esfuerzos para las tuberías que entran y/o salen de la Planta, se
efectúan hasta el límite de baterías de la misma, considerando un anclaje o una
combinación de paro direccional y guía en el marco más cercano (último) al límite de
batería, con el fin de independizar el comportamiento de las tuberías dentro de la
unidad, de los cabezales de integración.
• Se han considerado derivaciones "by-pass" y los bloqueos necesarios para aislar los
equipos y válvulas de control, que permita darle mantenimiento con el sistema de
regeneración de amina en operación de acuerdo al API-553. Las válvulas para bloqueo
tendrán características de sello ANSI clase VI.
• En las tomas de muestra se han considerado sistemas de muestreo cerrado para evitar
derrames al drenaje, también se contará con los sistemas requeridos para vaciado de
equipos en paros y/o arranque de la unidad, es decir, los equipos de confinamiento de
materiales y circuitos cerrados necesarios, para evitar envíos al drenaje.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Los recipientes a presión de la planta ULSG-1 cumplen con lo indicado por ASME y API-650, entre
otros conceptos se tiene:
• El espesor de toda placa sujeta a presión, después de conformada, no es menor que el
espesor mínimo indicado por los planos de fabricación.
• Los recipientes a presión nuevos están diseñados a vacío total.
• Están diseñados de acuerdo con el código ASME Sección VIII Div. I.
• Se tramitará la autorización de operación de la Secretaría del Trabajo y Previsión Social
(STPS) NOM-020, (Ver Tabla V.2 Recipientes a presión).
• Las cabezas conformadas para recipientes a presión son de una sola pieza.
• La temperatura usada en el diseño, es como mínimo, la temperatura media del metal a
través del espesor, a las condiciones de operación esperadas del proceso.
• En ningún caso se excederán las temperaturas máximas de la superficie del metal
(tablas de esfuerzos de materiales).
• Cuando puedan ocurrir cambios cíclicos de temperatura, con cambios menores en la
presión, el diseño se basa en la más alta temperatura probable.
• Los recipientes están diseñados como mínimo, para la condición coincidente más severa
de presión y temperatura esperada en operación normal.
• Las cargas en el diseño de un recipiente son: la presión de diseño, cargas de impacto,
peso del recipiente y su contenido, cargas sobrepuestas, cargas por viento y sismo, etc.
Reactores
• Estos equipos están diseñados para operar en forma continua por lo menos durante 3
años sin reemplazo del catalizador.
• La configuración del sistema de reacción y sus dimensiones consideran una mínima
caída de presión.
• La regeneración del catalizador será fuera de la planta por otros.
• La Planta contará con un Sistema de Sulfhidrado.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• Se ha incluido un sistema de monitoreo de temperatura a diferentes profundidades de
los lechos catalíticos en los reactores.
• Se considera la posibilidad de utilizar una trampa de metales antes del reactor que
garantice la vida útil del catalizador y que cumpla con la especificación requerida del
producto.
• Se instalan los internos necesarios para garantizar la adecuada distribución y mejorar de
la eficiencia de contacto del fluido con el catalizador.
• Los catalizadores se suministran en tambores metálicos herméticamente cerrados.
• Se consideran plataformas de acceso a todos los registros hombre y espacio suficiente
para efectuar las maniobras de cargado de catalizador.
• El o los reactores se especifican con estampado ASME y especificación interna de
PEMEX 512-ET-05, última revisión.
Recipientes, válvulas de control y válvulas de seguridad
• Todos los equipos cuentarán con sus respectivas válvulas de seguridad a fin de evitar
sobrepresionamientos.
• Se especifican con estampado ASME y especificación 512-ET-05 última revisión.
• Se consideran plataformas para bloquear válvulas de seguridad y pescante para
desmontar dichas válvulas. Las válvulas de seguridad deben contar con válvulas de
bloqueo en entrada y salida para poder dar mantenimiento con dispositivo de seguridad
para evitar la manipulación de las mismas en condiciones de operación y de
mantenimiento, considerar la utilización de figuras "8". Se instalará una válvula de
bloqueo general de la planta al sistema de desfogue con figura "8" lado planta.
• Las válvulas de alivio de presión cuentan con plataformas para maniobras de inspección
y mantenimiento.
• Las válvulas de control cuentan con by-pass y con válvulas de bloqueo en las entradas y
salidas para facilidades de mantenimiento.
• Todas las válvulas de bloqueo (globo y compuerta) cuentan con nomenclatura y estarán
localizadas en los planos de circuitos de tubería.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• Las válvulas de control son tipo globo, con materiales de acuerdo con el fluido y
condiciones de operación a que estarán sometidas, y contarán con bloqueos, laterales y
directo para dar mantenimiento en forma segura. Los actuadores para las válvulas de
control son tipo neumático (NFR-152-PEMEX-2006, Ver Tabla V.2), la simbología
utilizada para la elaboración de planos, e índices de e instrumentos, diagramas, etc. es
de acuerdo a lo indicado en la normatividad de la ISA correspondiente.
• Se considera la instalación de válvulas de corte rápido para aislamiento de grandes
inventarios (interlock), equipadas con activación de una señal remota del ESD,
incluyendo las válvulas en la succión de las bombas de fondo de las torres
fraccionadoras, de acuerdo a la especificación DG-GPASI-SI-2740 (Ver Tabla V.2).
Compresores y bombas
• Se especifican figuras ocho o placas ciegas y espaciadores en las tuberías de succión y
descarga de las bombas de proceso y en todos los equipos que por mantenimiento y/o
inspección interna que requieran ser aislados para seguridad del personal; se elaboraron
especificaciones para las dimensiones de placas reversibles (figuras ocho), placas
ciegas y espaciadores para bridas de todos los diámetros de tubería de acuerdo a las
condiciones de operación.
• Se incluyen para los equipos críticos, accionadores de motor eléctrico y turbina de
vapor, para los no críticos únicamente accionadores de motor eléctrico. Para el caso de
los requerimientos de servicios auxiliares se toma como caso normal la operación de
motor eléctrico. Se incluyen para la bomba de fondos de las torres desulfuradoras
CDHydro/CDHDS accionadores de motor eléctrico y turbina de vapor.
• El tipo de accionador del compresor de hidrógeno de recirculación se ha definido en
base a su capacidad y justificación económica.
• En el diseño del sistema de control del Compresor de Hidrógeno de Recirculación, se
aplica nueva tecnología que contempla un sistema automático de control "antisurge",
con facilidades para ver en pantalla la curva de operación en estas máquinas. Asimismo,
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
se considera la automatización para el manejo del hidrógeno de carga. Incluido en el
sistema de control distribuido (SCD).
• Las bombas se especificaran de acuerdo con la última revisión del estándar API que le
corresponda y que se requiera según el servicio (centrífugas, reciprocantes, de tornillo,
etc.) (Ver Tabla V.2).
• Se incluye un sistema de enfriamiento en un circuito cerrado de condensado para
compresores y bombas.
• El tipo de sello es el requerido por estos equipos de acuerdo al servicio (sello mecánico
o doble sello).
• Se incluye un sistema de monitoreo de vibraciones de última generación compatible con
el sistema de control distribuido e interconectado al sistema de interlock de la planta, con
panel de monitoreo en cuarto de satélite y panel de monitoreo y control en bunker
centralizado
• La lubricación de los equipos dinámicos será mediante lubricación por niebla.
• Se incluirá la evaluación de los equipos existentes fuera de límites de batería y que
suministrarán cargas ó servicios desde otras áreas para determinar su aceptación ó
sustitución en caso de no cumplir con las especificaciones requeridas por el proceso
ULSG-1.
Calentadores a fuego directo
• Para los calentadores a fuego directo, se consideran siguientes criterios: Se diseñan con
sistemas de precalentamiento de aire cuando se amerite y quemadores de alta
eficiencia, de tal manera que generen bajas cantidades de SOx y NOx. Se incluyen
tomas de muestra isocinéticas en la chimenea que cumplan con la norma NOM-085,
(Ver Tabla V.2), última edición y anexos, y los analizadores de gases de combustión
necesarios para cumplir con las normas ecológicas. Además, se tiene una toma de
muestra en zona de cross-over.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• Las chimeneas se diseñan a una altura que resulte mayor entre la requerida por el
proceso y la mínima necesaria para lograr una dispersión adecuada de contaminantes a
la atmósfera.
• Se incluye control en cascada del flujo de combustible contra flujo de la carga y la
temperatura de salida de proceso de calentador, considerando la eliminación de flujos
preferenciales en la alimentación del horno.
• Para los sistemas de alimentación de gas a los quemadores principales y pilotos de
calentadores a fuego directo y/o dispositivos de ignición, se instalan dos válvulas de
corte de seguridad automáticas herméticas en serie con una válvula de venteo
automática intermedia (doble bloqueo y purga). El venteo para gases más ligeros que el
aire descarga a un punto alto y seguro o bien al desfogue para gases más pesados que
el aire. Se instala además una toma (dren) con válvula y tapón como medio permanente
para verificar la hermeticidad de cada una de las válvulas de corte de seguridad. Todos
los requerimientos anteriores de acuerdo a lo señalado en las normas NFPA 86, NFPA
86C, 86D y NFPA 85.
• Los calentadores a fuego directo consideran una capacidad de 10% adicional a la carga
de diseño tanto hidráulico como térmico.
• Cumplen con la NFPA-85 y 86 en cuanto a salvaguardas se refiere.
• Los calentadores a fuego directo cuentan con control independiente de flujo por cada
serpentín y su control de temperatura por cada uno de ellos en cascada. Asimismo, se
ha establecido en el diseño que los arreglos de tubería de las líneas de proceso tanto de
carga a los calentadores como a los precalentadores de carga, mantendrán la simetría
necesaria a efecto de evitar flujos preferenciales.
Intercambiadores de Calor.
• Se ha maximizado la recuperación de energía y calor donde se justifica
económicamente. La optimización de redes consideran los criterios de la tecnología
“Pinch”. Así mismo se ha maximizado el uso de enfriadores con aire.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• Para el diseño de los enfriadores con aire se considera una temperatura mínima de 40
ºC y los abanicos se especifican con aspas de ángulo de ataque variable controlable
desde el sistema de control distribuido (SCD); o como accionados con motores
eléctricos de corriente alterna con arrancadores variadores de frecuencia que hacen la
velocidad variable dando el enfriamiento requerido de acuerdo con las necesidades del
proceso.
• Se han considerado las facilidades para retrolavar los equipos que utilizan agua de
enfriamiento, la instalación de testigos de corrosión y el sistema de recuperación del
agua de retrolavado.
• Estos equipos nuevos se diseñan con placas de choque cuando se requiera, en la
corriente de entrada, con un 100% de sobrediseño en flujo para su diseño hidráulico y
un 100% de sobrediseño en carga térmica para el diseño térmico.
• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento, será
controlada mediante el flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con
control de nivel en la corriente de salida de condensado.
• Se incluirá la instrumentación necesaria para la medición de temperatura y presión de
entrada y salida de las diferentes corrientes conectadas al control distribuido, en los
equipos críticos.
• Los intercambiadores de calor (incluyendo condensadores de las turbinas), cuentan con
anillos de prueba marcados con la identificación correspondiente.
• Los intercambiadores de calor tendrán espacio suficiente por ambos lados para poder
efectuar las maniobras de mantenimiento con seguridad.
• Se ha considerado incluir tres juegos de empaques de repuesto.
• En los cambiadores de calor de alta temperatura y presión, se usan componentes de
sujeción mediante uso de espárragos y tuercas tensionadores mecánicos aplicando
llaves hidráulicas de torque tensión simultánea para evitar fugas en paros imprevistos.
• A los cambiadores de calor que manejan agua de enfriamiento se les colocan ánodos de
sacrificio y de acuerdo con el estudio de corrosión se instalarán ánodos de sacrificio a
los intercambiadores que manejen hidrocarburos.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• De acuerdo con los estudios de corrosión, se instalan, en donde se requieran, Probetas
de Corrosión con señalización al Sistema de Control Distribuido (SCD).
• En el diseño se han colocado válvulas de bloqueo en las entradas y salidas de los
intercambiadores, para facilidad de mantenimiento.
Analizadores
Se utilizarán analizadores en el proceso para el adecuado control y funcionamiento de la Planta
ULSG 1 y del sistema de regeneración de amina. Estos analizadores tienen señal al SCD en el
Bunker Centralizado.
V.1.3 Proyecto eléctrico
Se desarrollo de acuerdo a normas y estándares de la tabla V.3
Código para Clasificación de Áreas.
La clasificación de áreas será de acuerdo a API-RP-500-A, NRF-048-PEMEX-2007, NOM-001-
SEDE-2003, por lo que se tienen identificas las zonas de alto riesgo, para que en caso de algún
incidente éstas no actúen como fuente de ignición y evitando incendios.
Resistividad Eléctrica del Terreno.
El diseño cumple con los requisitos señalados en la norma NRF-048-PEMEX-2007 (Ver Tabla
V.3).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El arreglo del sistema eléctrico tendrá línea acometida redundante en 13 800 V, los tableros de
distribución y centros de control que se requieran en 4160V, 480V y 220-127V tendrán doble
acometida e interruptor de enlace.
La distribución eléctrica en la planta será subterránea por ducto eléctrico; no se acepta
distribución por charolas en la planta, se acepta la instalación de charolas dentro del cuarto de
cables en la subestación.
Tipo de conductores: para circuitos de fuerza, alumbrado y contactos en tensiones hasta de 600
V, instalados en tubería conduit o en charolas, se debe usar cable monoconductor, conductor
de cobre, aislamiento EP, tipo RHH/RHW, 90/75°C, o multiconductor tipo TC, RHH/RHW, 90°C.
Para media tensión 4160 V cable monopolar, conductor de cobre, aislamiento de XLP,
temperatura de operación 90°C, nivel de aislamiento 133%.
El proyecto eléctrico final será revisado y certificado por una unidad de verificación de
instalaciones eléctricas (UVIE).
Energía eléctrica. Como se mencionó en el capítulo 2, se requiere una subestación eléctrica nueva principal
(SUB-58), con transformadores reductores de 13 800/4160 volts; 4160/480 volts; 480/220-127
volts, con capacidad para alimentar la planta ULSG-1 y sus unidades regeneradoras de amina;
de esta misma subestación eléctrica se debe alimentar en el nivel 4160 volts una nueva
subestación eléctrica derivada(SUB-59) con transformadores reductores a 4160/480 volts;
480/220-127 volts que suministrara energía a una nueva torre de enfriamiento necesaria para el
proceso. Esto incluye, la construcción de los edificios, cables de 15 KV, cables de 5 KV, duetos
subterráneos, registros eléctricos, todo esto de acuerdo con la Norma NRF-048-PEMEX-2003.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La alimentación a la nueva subestación principal será desde los tableros Bus1 y Bus 3 en 13
800Volts de la planta Termoeléctrica "HW", los interruptores que se integraran a estos tableros
tienen las mismas características técnicas de los existentes.
La subestación eléctrica SUB-58, tendrá transformadores de 10MVA de 13800/4160volts, para
suministrar la energía suficiente para la nueva torre de enfriamiento (SUB-59) y ampliaciones
futuras.
•• MMoottoorreess
Tabla V.9 Características de motores eléctricos
Potencia del motor Tensión diseño motor (Volts)
Tensión del sistema (Volts)
Frecuencia
(hertz) Fases
Menor de 0.746 KW (1 HP) 115, 220 120, 220 60 1 ó 3
Actuadores de Válvulas
(todas las potencias) 220, 460 220, 480 60 3
De 0.746 KW (1 HP) hasta 130.5 KW
(175 HP) 460 480 60 3
De 149.2 KW (200 HP) hasta 1,492 KW
(2,000 HP) 4000 4160 60 3
Mayores de 1,492 KW (2,000 HP) 13200 13800 60 3
NOTA: En áreas de proceso o en otras instalaciones pueden requerirse motores a un nivel de
460 Volts.
Todos los motores serán de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores será clase F, los
ventiladores serán metálicos, los motores serán lubricados de acuerdo a NEMA MG-1 y tendrán
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
tratamiento anticorrosivo, todos los motores de 55.95 kW (75 CP) y mayores, tendrán
calentadores de espacio.
Todos los motores de inducción jaula de ardilla y síncronos, cumplen con las normas NRF-048-
PEMEX-2003, NRF-095-PEMEX-2004 y las normas y estándares NEMA MG-1, API-RP-540,
API-541, API-546, ó equivalentes (Ver Tabla V.3).
Para el caso de los equipos accionados con motores eléctricos de corriente alterna, cuyo
arrancador sea con variador de frecuencia; los motores eléctricos serán solicitados al proveedor
haciendo el señalamiento que su operación será con variador de frecuencia, ya que estos
motores son sometidos a sobrevoltaje y por tanto su aislamiento debe ser reforzado.
•• IIlluummiinnaacciióónn ee iinnssttrruummeennttooss
Tabla V.10 Iluminación
Servicio Tipo de luminaria Tensión
127 Volts, 1 fase, 60 Hz.
220 Volts, 3 fases, 60 Hz.
Iluminación en interiores:
Fluorescente, lámparas ahorradoras de energía, con balastro electrónico
120 Volts, 1 fase y 60 Hz.
Iluminación en exteriores de las plantas de proceso:
Vapor de sodio alta presión, 24 Volts Corriente Directa.
En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto rendimiento,
alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia; con el propósito-de ahorro de-energía.
El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción deben ser alimentados por medio de un
sistema de energía ininterrumpible (UPS).
Los sistemas de alumbrado están diseñados conforme a la norma NRF-048-PEMEX-2003.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
En caso de incendio el equipo está protegido, todo está a prueba de explosión, la
instrumentación está protegida para que no actúe como fuente de chispa; como se muestra en
los diagramas eléctricos del Anexo V.7.
Alimentación de energía eléctrica de emergencia.
Para la alimentación de instrumentos, cargas criticas, sistemas de "shut down", "fire and gas
system", en general todos los sistemas de seguridad de planta, SCD, alumbrado de
emergencia, luces de navegación; se contará con un Sistema de Energía Ininterrumpible (UPS)
con capacidad suficiente para mantener energizado el sistema durante 30 minutos a falla total
de energía.
V.1.4 Proyecto sistema contra incendio.
El sistema de contra incendio contará con botoneras electro-mecánicas de actuación tanto en
campo como en el bunker. En el bunker se colocará un tablero con un mínimo de áreas
cubiertas con el sistema contra incendio, así mismo en este tablero se ubicaran las botoneras
tipo electro-mecánicas de actuación de las válvulas.
La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en cantidad suficiente,
localizadas estratégicamente para aislar tramos de tubería para mantenimiento y/o flexibilidad
operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o equipos que la requieran.
El número de hidrantes y monitores instalados en cada uno de los anillos de la red
contraincendio tanto del sistema de regeneración de amina como en la integración, será
revisado de acuerdo al cálculo de riesgo y la especificación DG-GPASI-SI-3610 (Ver Tabla V.4).
Se cumplirá con la normatividad de PEMEX, incluyendo lo indicado en las normas de referencia
NRF-015-PEMEX-2003, NRF-032-PEMEX-2005 y la especificación de PEMEX DG-GPASI-SI-
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
3610 (Ver Tabla V.1.d). Así mismo, los dispositivos de protección contra incendio para la
protección del equipo estarán diseñados de acuerdo con el Código de National Fire Protection
Association (NFPA).
Red de agua contra incendio.
La red para el sistema de agua contraincendio para la planta, tendrá alimentación de agua
simultáneamente por dos puntos.
La localización de las válvulas de seccionamiento de la red debe estar de tal forma que permita
aislar las secciones de la red con el menor impacto en el sistema, por lo que estará dividido en
pequeños anillos con doble alimentación y válvulas de seccionamiento para cada ramal.
Se ha prohibido el uso de válvulas de globo o mariposa en la red de agua contraincendio.
El diseño del sistema de agua contra incendio será de acuerdo con las especificaciones de
PEMEX Refinación inciso 12.1.3 de la especificación No. DG-GPASI-SI-3610, última revisión y
NRF-015-2003, última revisión, ya que éstas especificaciones establecen los requisitos mínimos
de seguridad que se deben cumplir en el diseño y construcción de redes de agua contra
incendio, así como las especificaciones de materiales, accesorios y equipos fundamentales que
deben ser utilizados en cada una de las partes de dicho sistema.
Por cuestiones de seguridad y mantenimiento, se ha prohibido el uso de tubería subterránea
(enterrada), por lo que la tubería de contra incendio será instalada en trinchera sobre mocheta y
elevada donde corresponda. El diseño y el dimensionamiento final de la capacidad de la red de
agua contra incendio, se fundamentará en los análisis y calculo de riesgo que se llevarán a
cabo, para determinar el riesgo mayor que pudiera originar una contingencia mayor en el área
de la plantas ULSG 1, Sistema de Regeneración de Amina y las integraciones de las
instalaciones de la refinería.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en cantidad suficiente,
localizadas estratégicamente para aislar tramos de tuberías para mantenimiento y/o flexibilidad
operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o equipos que lo requieran.
El número de hidrantes y monitores instalados en cada uno de los anillos de la red contra
incendio tanto del sistema de regeneración de amina como en la integración, será de acuerdo al
cálculo de riesgo y la especificación DG-GPASI-SI-3610.
El sistema de agua contra incendio debe tener dos alimentaciones por dos puntos distintos en
cada área de Proceso, de manera que al bloquearse o sacar de servicio una de éstas, las
plantas no queden sin protección.
La válvula manual de acción rápida, será a prueba de fugas y se encontrará retirada de los
equipos o área a proteger, a una distancia segura a ser definida por el contratista de ingeniería
de detalle, procura y construcción (IPC), tal que el acceso del personal hacia dicha válvula no le
represente riesgos o exposiciones adicionales innecesarias.
Sistemas de aspersores de agua contra incendio.
Los sistemas de protección contra incendio de los equipos serán de acuerdo al Código de
National Fire Protection Association (NFPA).
Se instalarán sistemas de aspersión para el enfriamiento de recipientes que almacenan gases o
líquidos inflamables y combustibles y demás equipos que procesan o manejan materiales con
propiedades inflamables o combustibles, para protegerlos de la radiación de un incendio
adyacente que pudiera incrementar la presión y temperatura de los gases y líquidos que se
almacenan y/o manejan.
Los sistemas de aspersores contarán con dos alimentaciones de agua por ramales de agua
diferentes, una alimentación será regulada a través de una válvula de diluvio con aprobación de
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
UL (Underwriters Laboratories Inc.), con válvula de bloqueo anterior y posterior a ésta y con
filtro y purga. La otra alimentación contará con válvula manual de acción rápida o mariposa. La
válvula manual de acción rápida, debe ser a prueba de fugas y encontrarse retirada de los
equipos o área a proteger, a una distancia segura definida por la ingeniería de detalle, tal que el
acceso del personal hacia dicha válvula no le represente riesgos o exposiciones adicionales
innecesarias.
Al activarse un sistema de aspersión se activarán al mismo tiempo, alarmas audibles y visibles
en el sitio. El sistema de gas y fuego tendrá a su vez su señalización correspondiente.
Los sistemas de aspersores se operarán en forma automática por acción de detectores de
fuego, desde una botonera local y desde el sistema de control distribuido.
Los detectores de fuego son del tipo UV/IR para áreas abiertas y tipo fusible para activar
sistemas de aspersión.
El tipo y cantidad de detectores de fuego UV/IR serán determinados durante la ingeniería de
detalle basándose en las características tecnológicas del detector y en un análisis del área a
cubrir, que incluya las características particulares del material fugado, características de
crecimiento del fuego, condiciones climatológicas, además contarán con la tecnología que
garantice minimizar el disparo de falsas alarmas por defectos de la luz solar, reflejos solares o
por cercanía de arcos de soldadura y arcos eléctricos.
En el diseño de esta planta está contemplado que se cuente con la cantidad de agua necesaria
para extinguir el incendio o diluir la sustancia tóxica derramada en caso de incendio o fuga, por
lo que se cuenta con sistemas de aspersores capaces de formar barreras y cortinas de agua
para inundar el área y así controlar el incidente.
Extinguidores contra incendio.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Los extinguidores contra incendio cumplen con los siguientes requisitos específicos:
El cálculo de las unidades de riesgo para la instalación de extinguidores portátiles debe estar
basado en la norma NOM-002-STPS, última edición, incluyendo la instalación de los mismos en
áreas de plataformas. La protección contra incendio por medio de extinguidores es
independiente del diseño que se efectúe del sistema de protección con agua contra incendio.
Con el objeto de uniformizar el equipo de extinguidores, así como para facilitar su
mantenimiento, estos serán similares a los existentes en la refinería y que cumplan con las
normas NOM-002-STPS, NOM-100-STPS, NOM-104-STPS, ver Tabla V.4.
Los extinguidores portátiles serán de polvo químico seco y/o bicarbonato de sodio de 20 libras
con cartucho de CO2 exterior y con percutor.
Los extinguidores sobre ruedas serán de 150 libras y 350 libras de polvo químico seco a base
de bicarbonato de sodio con cilindro exterior de nitrógeno. Se ha considerado el uso de
gabinete para los extinguidores de 20 libras y cobertizo para los de 150 y 350 libras.
Sistema de detección de Alarma.
El PLC de este sistema será de acuerdo a la norma ISA 84.01. El sistema de detección de
fuego y gas será independiente del sistema de control distribuido y del sistema de paro de
emergencia de acuerdo a un estudio de determinación del SIL.
El sistema contará con una estación de operación ubicada en el bunker donde se desplegarán
los estados de los sistemas de protección así como su tendencia y registros históricos de
alarmas, en la estación de ingeniería deberá residir el sistema de configuración y monitoreo en
línea del PLC. La estación de control será independiente de las estaciones del sistema de
control distribuido y sistema de paro de emergencia y contará con su sistema de alarmas
audible y visual.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El sistema de detección y alarma, contará con los siguientes elementos:
• Detectores de fuego.
• Detectores de gas tóxico.
• Detectores de mezclas explosivas.
• Estaciones manuales de emergencia.
• Alarmas audibles y visibles.
• Canales de comunicación para la notificación de alarmas y estado del sistema.
El sistema de detección y alarma será parte integral del sistema de gas y fuego de la planta.
Los detectores de fuego serán del tipo UV/IR para áreas abiertas y tipo fusible para activar los
sistemas de aspersión.
Los detectores de fuego UV/IR se ubicarán en sitios que permitan la mejor cobertura de las
áreas. El espaciamiento y ubicación de estos detectores, se obtendrá de la evaluación de los
siguientes puntos:
• El tamaño del fuego.
• Las propiedades del combustible o material que se esté quemando.
• La sensibilidad del detector.
• El campo o ángulo de visión del detector.
• La distancia entre el foco del fuego y el ojo del detector.
• La absorción de la radiación de la atmósfera.
• Presencia de fuentes externas emisoras de radiación térmica.
El tipo y cantidad de los detectores de fuego tipo tapón fusible se determinará de acuerdo a las
características del sistema a proteger (punto de fusión) y deben colocarse lo más cercano a la
posible fuente de fuego.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Los detectores de mezclas explosivas que se encuentren en campo se calibrarán para activarse
por baja y alta concentración (prealarma y alarma) de mezcla explosiva. La concentración de
prealarma será entre el 20 % y el 40 % del límite inferior de explosividad (LEL).
Los detectores de gas tóxico que se encuentren en las áreas de la planta se calibrarán para
activarse por baja y alta concentración de gas tóxico (prealarma y alarma). Los detectores de
gas tóxico, se instalarán lo más cerca posible de los puntos que se hayan identificado como
aquellos que potencialmente pueden fugar, acorde a los resultados de los estudios de riesgos
que para tal efecto se desarrollen.
En la instalación y ubicación de los detectores de gas tóxico y de mezclas explosivas, serán
consideradas las características físicas y termodinámica de dispersión y flotabilidad del gas y/o
mezcla de gases a detectar.
Las estaciones manuales, serán de doble acción del tipo "jale y empuje", con anuncios en
español y apropiadas para exteriores en los que exista presencia de gases, vapores y/o líquidos
inflamables, acordes con la clasificación de áreas eléctricas correspondientes y con cubierta
protectora para evitar que cualquier persona las accione. La ubicación de las estaciones
manuales de emergencia, estará en lugares de fácil acceso, libres de obstrucciones y
fácilmente identificables por el personal. La configuración de su activación será automática a
partir de la señal de alarma de alguno de los detectores ubicados en campo, también contará
con la función de activarse localmente desde una estación manual. Las condiciones bajo las
que se accionarán las alarmas sonoras son:
Tabla V.11 Características del accionamiento de alarmas
Avisos Tono/sonido Frecuencia
Fuego Sirena rápida 560-1055 Hz
Mezcla explosiva Corneta continua 470 Hz
Gas tóxico Sirena Lenta 77 Hz
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
En la planta se colocarán alarmas visibles tipo semáforo con luces continuas y estroboscópicas.
Las luces continuas, de al menos de 100 candelas para exteriores, indicarán el estado del
sistema, siendo el color verde permanente el que indique condición normal de operación. Las
condiciones de alarma que requieren de luces estroboscópicas de 90 centelleos por minuto,
serán a prueba de explosión con una potencia de 700,000 a 1,000,000 de candelas. Las
condiciones bajo las que deben accionarse las luces son: Normal-verde, fuego-rojo, mezcla
explosiva-ámbar, gas tóxico-azul.
Planos del sistema contraincendio
En el anexo V.2 se han incluido los planos conceptuales del sistema contraincendio de la planta
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.2 Descripción detallada del proceso
La función de diseño de la planta es reducir el contenido global de azufre de las naftas (ligera y
pesada) de la planta de Desintegración Catalítica (FCC). La corriente de nafta catalítica ligera
es alimentada a la columna CDHydro (DA-3101) en donde se remueven los mercaptanos del
producto destilado ligero. El producto del fondo de la columna CDHydro y la nafta catalítica
pesada son alimentados a la columna CDHDS (DA-3201) donde el azufre en la alimentación se
convierte a ácido sulfhídrico (H2S). El ácido sulfhídrico en el gas amargo es removido por
contacto con una solución de metildietanolamina (MDEA) pobre en la absorbedora de amina del
gas de recirculación (DE-3202) de la CDHDS (DA-3201). Los productos de la cabeza y el fondo
de la columna CDHDS son alimentados a la columna agotadora de H2S (DA-3203) para
remover el ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros. Los productos del fondo de la columna
agotadora de H2S son pasados a través de un tren de precalentamiento (EA-3301 A/B y EA-
3302) y luego alimentado al reactor de pulido (DC-3301). El reactor de pulido trata la corriente
líquida de la agotadora de H2S, haciendo reaccionar los mercaptanos recombinantes y otros
compuestos de azufre residuales. El efluente del reactor de pulido es alimentado a la
estabilizadora de nafta (DA-3301) para remover el ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros
del producto final de nafta, la cual contiene 10 ppm o menos en peso de azufre. El producto
ligero destilado de la columna CDHydro y el producto del fondo de la estabilizadora de naftas
son combinados antes de enviarse a almacenamiento fuera del límite de batería.
La unidad de proceso CDHydro/CDHDS+ consiste en columnas de destilación catalítica y
columnas de destilación convencionales completas con acumuladores de reflujo, bombas,
rehervidor a fuego directo, compresor booster de hidrógeno fresco, compresor de gas de
recirculación, absorbedoras de amina, un reactor de lecho fijo y equipos asociados con los
trenes de integración de calor.
Unidad CDHydro/CDHDS+
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar naftas catalíticas minimizando la
saturación de olefinas, preservando el octanaje, por medio de:
• Optimización de la máxima remoción de azufre con la mínima exposición de los
altos valores de olefinas de la nafta catalítica media a condiciones severas.
• Baja pérdida de octano para una reducción dada de azufre.
• Baja pérdida de octano para una reducción de olefinas dada.
Sección CDHydro
La función de la columna CDHydro es remover los mercaptanos ligeros, isomerizar las α-
olefinas ligeras a β-olefinas, y maximizar la recuperación de olefinas en el producto destilado.
La columna CDHydro (DA-3101) consiste en 33 platos tipo válvula, cuatro platos de chimenea y
2 sistemas “CDModule”. El sistema “CDModule” contiene catalizador dentro de un empaque
estructurado propiedad de CDTECH, el licenciador del proceso. Estos sistemas facilitan la
destilación y reacción simultáneas, lo que trae beneficios como:
• Una exposición selectiva de los reactantes al catalizador en condiciones óptimas.
• Operar en el punto de burbuja, lo que elimina los puntos calientes.
• Seguridad inherente, ya que el calor de reacción es removido por medio de la
vaporización.
• Lavado continuo que previene el envenenamiento del catalizador.
• Una vida del catalizador extremadamente larga, aproximadamente seis años.
El sistema “CDModule” inferior lleva a cabo reacciones de tio-eterificación, como la que se
ejemplifica a continuación.
CmH2m+CnH2n+1SH CnH2n+1SHCmH2m
mercaptano dieno sulfuro
Catalizador de níquel
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
La conversión de los mercaptanos ligeros de la nafta catalítica ligera en sulfuros con un punto
de ebullición más alto, hace que éstos salgan con el producto de fondo de la columna; así, el
producto destilado del domo es gasolina con muy bajo contenido de azufre.
El sistema “CDModule” superior lleva a cabo reacciones de hidro-isomerización. Además, en
ambos sistemas “CDModule” se lleva a cabo la hidrogenación selectiva de diolefinas.
Una reacción típica de Hidro-isomerización con catalizador de paladio es la siguiente:
CH2 CH3 CH3 CH3
1-penteno 2-penteno
El producto de la reacción mejora el octanaje.
Para el caso de las diolefinas, la hidrogenación en ambos catalizadores reduce ensuciamiento
del catalizador y formación de gomas en la gasolina.
Por arriba de cada CDModule hay un plato de chimeneas y un distribuidor de líquido de alta
eficiencia. Debajo del sistema CDModule inferior hay un plato colector de líquido para guiar el
flujo de líquido al plato inferior.
La nafta catalítica ligera de fuera de límite de batería es filtrada a través de los filtros de carga
de nafta (FD-3103/S) y luego alimentada al acumulador de carga de la CDHydro (FA-3101), el
cual es mantenido bajo presión con hidrógeno. La nafta del acumulador de carga se bombea
por las bombas de carga de la CDHydro (GA-3101/S) al plato 13 de la columna CDHydro. Al
mismo tiempo se alimenta hidrógeno fresco y de recirculación a través de un aspersor por
encima del plato 21 de la columna CDHydro.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El flujo de carga de la CDHydro está controlado y ajustado en cascada por el controlador de
nivel del DA-3101. La carga es calentada al punto de burbuja mediante los precalentadores de
carga a la CDHydro (EA-3101A/B) contra el producto del fondo de la estabilizadora de nafta.
La columna CDHydro tiene cinco platos de válvulas arriba de los sistemas CDModule que
proveen una sección de purificación para separar el hidrógeno y otros componentes
incondensables del producto destilado. El producto destilado de la CDHydro se retira como
nafta catalítica ligera del plato de chimeneas arriba de los sistemas CDModule y es enfriado
hasta la temperatura de límite de batería a través del aeroenfriador de nafta ligera (EC-3102) y
el enfriador de nafta ligera con agua de enfriamiento (EA-3105). El flujo de producto destilado
de la CDHydro está en controlado y ajustado en cascada por el “Controlador de reflujo interno”
para asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas CDModule. El controlador interno de
reflujo calcula el flujo de la extracción lateral de producto a partir del flujo de reflujo externo, las
temperaturas y el calor latente de vaporización. El producto de nafta ligera se combina con el
producto del fondo de la estabilizadora de nafta y se envía al límite de batería.
La columna CDHydro tiene dos rehervidores. El fondo de la columna CDHDS provee el calor
para el rehervidor (EA-3103) del fondo de la CDHydro. El flujo del fondo de la CDHDS es
ajustado por un controlador de temperatura en el plato 26 de la columna CDHydro. La CDHydro
tiene un rehervidor lateral (EA-3104) que utiliza un flujo controlado de vapor sobrecalentado de
la columna CDHDS. El fondo de la columna CDHydro se bombea a través de las bombas del
fondo (GA-3103/S) de la CDHydro a la columna CDHDS (DA-3201). El flujo del fondo de la
columna CDHydro es ajustado en cascada por el controlador de nivel flujo del fondo de la
columna CDHydro.
El vapor de domo de la columna CDHydro es condensado parcialmente y enfriado en el
condensador (EC-3101) de la CDHydro. El líquido condensado es separado del vapor en el
acumulador de reflujo (FA-3102) de la CDHydro. El vapor del acumulador de reflujo es enfriado
posteriormente en el enfriador (EA-3102) contra agua de enfriamiento, cualquier líquido que se
condense fluye por gravedad regresando al acumulador de reflujo y el vapor remanente es
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
enviado al separador (FA-3104) previo al compresor de gas de recirculación de la CDHydro. El
tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el vapor al compresor de gas de
recirculación (GB-3101) de CDHydro. La mayor parte del vapor comprimido es recirculado de
nuevamente a la columna CDHydro. La parte remanente de esta corriente es enviada hacia la
columna estabilizadora de nafta (DA-3301). La presión del sistema de domo es controlada por
la cantidad de gas enviada a la DA-3301. Las bombas de reflujo (GA-3102/S) de la CDHydro
bombean el reflujo a la parte superior de la columna a través de los filtros de reflujo (FD-
3101/S). El control de flujo es ajustado en cascada por el controlador de nivel del acumulador
de reflujo.
Sección CDHDS
El propósito del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en ácido sulfhídrico en
presencia de hidrógeno, minimizando la saturación de olefinas.
Tiofeno + H2
Benzotiofenos + H2
Olefina + H2S RSH
Recombinación de mercaptanos
Hidrodesulfuración
RSR’ + H2 RH + R’H + H2S
HC + H2S
HC + H2S
Saturación de olefinas
Olefina + H2 Parafina
Pérdida de octanaje
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Columna CDHDS
La columna CDHDS (DA-3201) contiene ocho sistemas CDModule soportados individualmente.
Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración dentro de un empaque estructurado
propiedad de CDTECH. Los sistemas CDModule están diseñados para realizar
simultáneamente la destilación e hidrodesulfuración, minimizando la saturación de olefinas. La
sección superior de la columna tiene una temperatura de reacción más baja, para promover la
retención de olefinas. En la parte superior del primer CDModule hay una sección de empaque
estructurado de alto rendimiento para que la transferencia de calor eleve la temperatura del
líquido relativamente frío de reflujo hasta la temperatura de reacción.
Un distribuidor de líquido de alta eficiencia se localiza arriba del CDModule superior. Sobre
cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de chimeneas y un distribuidor
de líquido de alta eficiencia para recolectar y redistribuir el líquido del CDModule situado arriba.
También se instala un plato de chimeneas de recolección de líquido abajo del CDModule inferior
para guiar el flujo de líquido al fondo de la columna CDHDS.
El producto del fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de carga (FD-3102/S) de la
columna CDHDS antes de combinarlos con hidrógeno fresco y/o de recirculación. La corriente
combinada se precalienta en los calentadores de carga (EA-3201A/B/C) de CDHDS contra el
producto del domo de la CDHDS antes de ser alimentado a la columna CDHDS (DA-3201).
La alimentación parcialmente evaporada entra a la columna CDHDS entre los CDModules
tercero y cuarto. Se proveen ubicaciones alternas de alimentación sobre los CDModules
tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una sección de empaque estructurado de alto
rendimiento abajo de la alimentación primaria para que por medio de la transferencia de calor
se evaporen los hidrocarburos ligeros de la alimentación.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El calentador (BA-3201) de la CDHDS proporciona el calor requerido para esta columna. La
entrada de calor total a la columna se controla de manera tal que aproximadamente 20% (en
peso) de la alimentación salga de la columna como producto de fondo y el 80% (en peso)
restante de la alimentación salga como producto de domo. El controlador de flujo de producto
del fondo ajusta el flujo como una relación del flujo de alimentación para mantener la división
80:20. El nivel en el fondo de la columna controla la entrada de calor a la columna
reposicionando el flujo de gas combustible al calentador.
Circuito del calentador CDHDS
La bomba de circulación del calentador de CDHDS (GA-3202/S) mantiene la circulación del
calentador. Los productos del fondo de CDHDS obtenidos corriente abajo de la bomba se
utilizan para proporcionar calor al calentador de productos del fondo de la CDHydro (EA-3103),
al calentador del agotador de H2S (EA-3205), al calentador del estabilizador de nafta (EA-3304)
y al calentador de la carga del reactor de pulido (EA-3302). Se utiliza una corriente de desvío
para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y ajustar fluctuaciones en el
proceso. Las corrientes que retornan desde los intercambiadores de calor y el calentador de
carga del reactor de pulido se recombinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas
de manera uniforme a través de los controladores de flujo de los pasos individuales de los
serpentines del calentador (BA-3201).
Se inyecta una mezcla de hidrógeno fresco e hidrógeno de recirculación en cada uno de los
pasos de los serpentines del calentador. La mezcla de hidrógeno al calentador se distribuye de
manera uniforme a cada uno de sus pasos mediante controladores de flujo. Al mezclar el gas
con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de hidrocarburos corriente
arriba del calentador de CDHDS, reduciendo el potencial de ensuciamiento.
El caudal de circulación de líquido a través del calentador se ajusta para proporcionar
aproximadamente 50% (en peso) de evaporación (a la salida del calentador). Luego, el efluente
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
del calentador se envía de regreso al fondo de la columna CDHDS. El producto neto del fondo
de la columna CDHDS se envía al fondo del agotador de H2S (DA-3203).
Circuito del domo de la columna CDHDS
El vapor del domo de la columna CDHDS, que contiene el ácido sulfhídrico formado por la
reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es condensado parcialmente y enfriado
mediante intercambio del calor del proceso, generación de vapor y finalmente mediante
enfriamiento con aire. Parte de este vapor del domo, mediante flujo controlado, se utiliza para
calentar la corriente de alimentación de la CDHDS en los intercambiadores de carga (EA-
3201A/B/C) de CDHDS contra producto del domo de CDHDS. Otra parte del vapor del domo,
también con flujo controlado, proporciona calor para la columna CDHydro en el rehervidor
lateral de CDHydro (EA-3104). La parte restante del vapor del domo, mediante un controlador
de presión diferencial, proporciona calor para generar vapor de media presión en el generador
de vapor MP (EA-3202). El vapor generado es sobrecalentado en la sección de convección del
calentador BA-3201 antes de ser enviado a límites de batería. El vapor del domo parcialmente
condensado, proveniente de los tres intercambiadores antes mencionados se mezcla y se
somete a condensación adicional en el aeroenfriador del producto del domo de la CDHDS (EC-
3203). Luego, el vapor del domo parcialmente condensado es enviado al tanque acumulador de
reflujo de CDHDS (FA- 3201).
El vapor se separa del líquido en el tanque acumulador de reflujo de CDHDS (FA-3201). La
bomba de reflujo de CDHDS (GA-3201/S) bombea el reflujo a la columna CDHDS a través del
filtro de reflujo de CDHDS (FD 3201/S). Una corriente lateral de flujo controlado es retirada,
ajustada por el controlador de nivel del FA-3201, desde la línea de succión de la bomba de
reflujo y alimentada al agotador de H2S (DA-3203) como alimentación "caliente" en el plato 12.
El agua amarga de FA-3201 se recolecta y es inyectada antes del condensador del agotador de
H2S (EC-3202) para luego enviarse al tanque acumulador de agua amarga (FA-3305).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de vapor del domo de
CDHDS (EC-3201) y es enviado al tanque acumulador frío de CDHDS (FA-3202). Se
proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones o bahías del EC-3201
según sea necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es
separada en FA-3202 y enviada al acumulador de agua amarga (FA-3305). El efluente líquido
del FA-3202 es enviado al agotador de H2S (DA-3203) como alimentación fría en el plato 1. El
vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional en el enfriador de venteo
del separador frío de CDHDS (EA-3203). El efluente de EA-3203 se mezcla con el hidrógeno de
recirculación desde la sección del reactor de pulido y se envía al tanque separador frío de
CDHDS (FA-3203) para separar el vapor de cualquier líquido que pueda condensar. El líquido
separado de FA-3203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de la CDHDS antes de
servir de alimentación en el plato 12 para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es
enviado al absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS (DA-3202).
Se debe reducir el ácido sulfhídrico en el gas del tanque separador frío de la CDHDS para
controlar la cantidad de H2S en el gas de recirculación y cumplir con las normas de emisiones
de refinerías en el gas de purga. El ácido sulfhídrico se reduce a 20 ppm en volumen, o menos
lavando el gas en contra corriente con una solución de amina pobre en el absorbedor de amina
del gas de recirculación de CDHDS (DA-3202). La columna del absorbedor tiene dos lechos de
empaque al azar para promover el contacto gas-liquido y un distribuidor de líquido en la parte
superior de cada lecho para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el
empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de batería
para su regeneración.
El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador de exhaustos del
absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS (FA-3204). Cualquier amina atrapada
en el gas de recirculación es separada y luego enviada fuera de los límites de batería junto con
la corriente de amina rica del absorbedor de amina. Una parte del gas lavado de FA-3204 se
purga fuera de los límites de batería a través del enfriador de gas de purga (EA-3303). El resto
es enviado al tanque separador del compresor de gas de recirculación de la CDHDS (FA-3206).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Al flujo del gas de purga lo fija un controlador de presión corriente abajo de FA-7204. Un
controlador de presión en el tanque frío de la CDHDS (FA-3202) regula la presión del sistema
de la columna de CDHDS.
Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-3203) no entra al
absorbedor de amina, ésta es desviada para mezclarse con el gas de recirculación en el tanque
separador del compresor del gas de recirculación de la CDHDS (FA-3206). La corriente de
desvío se suministra para mantener aproximadamente a 300 ppm en volumen el H2S en el gas
total (gas de hidrógeno de recirculación/fresco) al calentador de la CDHDS. La baja
concentración de H2S es necesaria para prevenir la desulfuración del catalizador de la CDHDS.
Se proporciona un analizador en línea, en el flujo combinado de gas de recirculación/fresco para
vigilar la concentración de H2S.
Hidrógeno de reposición y de recirculación
El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de batería pasa a través del tanque
separador del compresor booster de hidrógeno fresco (FA-3105) y es comprimido en los
compresores booster de hidrógeno fresco (GB-3102/S) para satisfacer los requerimientos de
presión del proceso. El hidrógeno fresco comprimido, se distribuye en control de flujo a la
alimentación de la columna CDHDS, al calentador de la CDHDS y al reactor de pulido. El
compresor booster tiene un control de recirculación (de protección) para mantener el
funcionamiento apropiado. El hidrógeno de reposición sin comprimir de FA-3105 también es
enviado a la columna CDHydro.
El vapor efluente del tanque separador del compresor de recirculación de CDHDS (FA-3206) se
recircula nuevamente a la columna CDHDS mediante el compresor de gas de recirculación de
CDHDS (GB-3201). El flujo de gas de recirculación se distribuye, en control de flujo, a la
alimentación de la columna CDHDS y calentador de la CDHDS. El compresor de recirculación
tiene un control anti-oscilante (anti-surge) repentinas para mantener el funcionamiento correcto.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción, se proporcionan
controladores de flujo en el hidrógeno fresco y el hidrógeno de recirculación a la columna
CDHDS para distribuir el hidrógeno entre el domo y el fondo de la columna.
Agotador de H2S
La función del agotador de H2S (DA-3203) es extraer el hidrógeno disuelto, hidrocarburos
ligeros y ácido sulfhídrico del producto desulfurado del domo de la columna CDHDS. El
agotador contiene 34 platos tipo válvula. Los líquidos del tanque de reflujo de la CDHDS (FA-
3201) y del tanque frío de la CDHDS (FA-3202) son alimentados al agotador de H2S en los
platos No. 12 y No. 1, respectivamente. El producto del fondo de la CDHDS es alimentado al
fondo del agotador de H2S para la recuperación de calor.
El calor para el calentador del agotador de H2S es proporcionado por los productos del fondo de
la CDHDS a través del calentador del agotador de H2S (EA-3205). El vapor del domo del
agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el condensador del agotador de H2S
(EC-3202) y se envía al tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S (FA-3205). El líquido
separado retorna como reflujo al agotador de H2S por medio de las bombas de reflujo del
agotador de H2S (GA-3203/S). El reflujo está en control de flujo, el cual se reposiciona mediante
el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al controlador de flujo que
regula la razón de circulación de productos del fondo de la CDHDS que van al calentador del
agotador de H2S (EA-3205).
El gas amargo de venteo del tanque de reflujo del agotador de H2S (FA-3205) se combina con
el gas amargo de venteo del tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-3303). La corriente
combinada de gas se enfría a través del condensador de gas amargo (EA-3204). El líquido
condensado retorna al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante se envía al
absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302). El ácido sulfhídrico en el vapor se reduce a
20 ppm en volumen o menos, lavando el gas en contra corriente con una solución de amina
pobre. La columna de absorción tiene dos lechos de empaque al azar para promover el
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
contacto gas-liquido y un distribuidor de líquido en la parte superior de cada lecho para distribuir
de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el empaque. La amina rica del fondo del
absorbedor es enviada fuera de los límites de batería para su regeneración. El gas lavado del
absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302), se envía al tanque separador (FA-3304),
donde cualquier líquido es separado. Este gas dulce se mezcla con el gas de purgado del FA-
3204, se enfrían en el enfriador de gas de purga (EA-3303) para cumplir con los requerimientos
de especificación fuera de los límites de batería, y entonces poder ser enviada al sistema de
gas combustible fuera de los límites de batería.
La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas amargo de venteo desde
el absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302). El producto de fondo del agotador de
H2S (DA-3205) se bombea al reactor de pulido a través de la bomba de alimentación del reactor
de pulido (GA-3204/S).
Circuito del reactor de pulido.
La función del reactor de pulido (DC-3301) es reducir el azufre en la gasolina hasta el nivel
exigido para el producto.
Reactor de pulido.
La corriente de productos del fondo de la columna agotadora de H2S (DA-3203) se mezcla con
el hidrógeno fresco comprimido y se calienta en los intercambiadores de carga contra efluente
del reactor de pulido (EA-3301 A/B) y en el calentador de carga del reactor de pulido (EA-3302).
Se proporciona una recirculación de los productos del fondo del estabilizador (DA-3301) para
diluir la alimentación del reactor de pulido cuando la concentración de azufre en los productos
del fondo del agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del
reactor de pulido reposiciona el flujo de circulación de los productos del fondo de la CDHDS al
calentador de alimentación del reactor de pulido EA-3302. El reactor de pulido reduce el
contenido de azufre a 10 ppm o menos en el efluente.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El efluente del reactor de pulido se enfría contra los productos del fondo del agotador de H2S
mediante el intercambiador de carga contra efluente. La corriente bifásica resultante se alimenta
al tanque caliente de efluente del reactor de pulido (FA-3301). El líquido del tanque se alimenta
a la columna estabilizadora de nafta (DA-3301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente es
enfriado y condensado parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor de pulido
(EC-3301) y se envía al tanque frío del efluente del reactor de pulido (FA-3302). Se proporciona
un mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones/bahías del EC-3301 según sea
necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en el
tanque de reactor de pulido FA-3302 y enviada al tanque acumulador de agua amarga. El
efluente líquido del FA-3302 se envía como alimentación al plato uno de la columna
estabilizadora de nafta, y el efluente de vapor del FA-3302 se enfría adicionalmente en el
enfriador de vapor del separador del reactor de pulido (EA-3306). El líquido condensado de EA-
3306 regresa al tanque frío por gravedad, y el vapor restante que contiene en su mayor parte
hidrógeno, es enviado al tanque separador frío de CDHDS (FA-3203) con la presión controlada.
Estabilizador de nafta.
La columna estabilizadora de nafta (DA-3301) consiste en 34 platos tipo válvula. Los líquidos de
los tanques caliente y frío del reactor de pulido se alimentan a los platos No.12 y No.1,
respectivamente. Estas corrientes contienen hidrocarburos ligeros, hidrógeno y ácido sulfhídrico
que serán removidos en estabilizador. El gas de venteo desde el compresor de gas de
recirculación de CDHydro (GB-3101) se envía como alimentación al plato No. 30 a fin de
recuperar el hidrocarburo antes de ser purgado junto con el gas amargo desde la parte superior
del estabilizador. Los productos del fondo de la CDHDS proporcionan calor del fondo al circular
en el rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304). El vapor del domo del estabilizador de
nafta se condensa parcialmente mediante el condensador de la estabilizadora de nafta (EC-
3302) y se envía al tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta (FA-3303). El gas
amargo de venteo del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de gas
amargo (EA-3204). El líquido del tanque de reflujo se envía de regreso al estabilizador como
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
reflujo mediante la bomba de reflujo del estabilizador (GA-3301/S). El reflujo está en control de
flujo y se reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en
cascada al controlador de flujo que regula la el flujo de circulación de productos del fondo de
CDHDS a través del rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304).
El producto del fondo del estabilizador es bombeado por la bomba de productos del fondo del
estabilizador (GA-3302/S) y enfriado mediante los precalentadores de alimentación de CDHydro
(EA-3101 A/B), el enfriador de nafta catalítica pesada estabilizado producto (HCN “High
Catalytic Naphtha”) (EC-3303) y el enfriador de producto estabilizado de nafta catalítica pesada
(EA-3305). El producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los
límites de batería. La bomba de recirculación de productos del fondo del estabilizador (GA-
3303/S) bombea los productos del fondo del estabilizador recirculados a la alimentación del
reactor de pulido. La columna estabilizadora de nafta comparte el mismo control de presión con
la columna agotadora de H2S.
Tanque acumulador de agua amarga.
El agua amarga de las piernas de todos los tanques horizontales, a excepción de FA-3201, se
recolecta en el tanque acumulador de agua amarga (FA-3305). El tanque acumulador se vacía
en forma intermitente a fuera de los límites de batería mediante la bomba de agua amarga (GA-
3304/S).
Diagramas de flujo de proceso.
En el anexo V.3 se incluyen los Diagramas de Flujo de Proceso (DFP’s) de la planta ULSG-1 de
acuerdo a la tabla V.12, como una representación gráfica de la descripción anterior.
Tabla V.12 Listado de Diagramas de Flujo de Proceso de la planta ULSG-1
Número de plano Sección de proceso
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
D-20072-05-01001A Columna CDHydro
D-20072-05-02001B Columna CDHDS
D-20072-05-02001C Domo de la CDHDS
D-20072-05-03001D Reactor de pulido
D-20072-05-03001E Estabilizadora
Unidad regeneradora de amina (URA-1), servicios auxiliares e integración
No se tiene disponible aún la ingeniería básica o de detalle de la unidad regeneradora de amina
(URA-1), de los servicios auxiliares, incluyendo la torre de enfriamiento y el quemador elevado,
o de las integraciones necesarias. Estas obras utilizan tecnologías convencionales, utilizando
controles y protecciones de acuerdo a la normatividad vigente y serán definidos con precisión
en la etapa de ingeniería de detalle, procura y construcción del proyecto.
El proceso básico, a nivel conceptual, de la unidad regeneradora de amina (URA-1) consiste en
el calentamiento de la corriente de amina rica a baja presión para lograr la desorción del ácido
sulfhídrico de la metildietanolamina. El proceso normalmente se lleva a cabo en una torre
desorbedora con 20 a 24 platos tipo válvulas o su equivalente en empaque a presiones
ligeramente mayores a la atmosférica y temperaturas del orden de 115ºC, equipado con
condensador y acumulador de recirculación de domo y rehervidor de fondos calentado con
vapor. La amina regenerada o amina pobre recuperada en el fondo de la torre, es enfriada y
enviada a las torres absorbedoras de amina, mientras que el ácido sulfhídrico desorbido del
domo de la torre es enviado al cabezal de desfogue ácido de la refinería para su posterior
tratamiento en las plantas recuperadoras de azufre, o bien en caso de alguna falla en dichas
plantas o por alguna emergencia es enviado a los quemadores elevados de gas ácido
existentes en la refinería.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.3 Hojas de seguridad
Se incluyen en el Anexo V.4 las hojas de datos de seguridad de las sustancias o materiales
considerados peligrosos que presentan alguna característica CRETIB en la planta ULSG, estas
sustancias son:
Tabla V.13 Características principales de las sustancias peligrosas en la planta ULSG-1
Sustancia Estado IDLH TLV
(ppm) Tebullición
(ºC) Tinflamacion
(ºC) Tautoignición
(ºC) Pvapor
(psia)
Acido sulfhídrico Gas 100 10
-60 ND 260-270 261
a 21.1 ºC
Gasolina catalítica Líquido - - 38-204 -43 250 6.5-11.5
Metildietanolamina Líquido - - 244-246 127 410 0.00019
a 20 ºC
Dimetil disulfuro Líquido 0.5 - 107-110 16 300 0.42
Hidrógeno Gas - - -252.80 Gas inflamable
500-571 -
El ácido sulfhídrico, un gas tóxico, se encuentra siempre diluido a bajas concentraciones (12.5%
en peso como máximo) en las corrientes de hidrógeno, gasolina catalítica y amina
(metildietanolamina) rica, dentro de los límites de batería de la planta ULSG. Sin embargo, a la
salida de la unidad regeneradora de amina, cuya ingeniería básica y de detalle no ha sido
desarrollada aún, se tendrá una corriente con alta concentración de ácido sulfhídrico.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.4 Almacenamiento
No se tiene contemplada la construcción de tanques de almacenamiento adicionales en el
proyecto. La gasolina desulfurada producto de la planta ULSG-1, se enviará al pool de
gasolinas y a tanques de almacenamiento existentes (TV-207, TV-208, TV-209, TV-210, TV-204
A, TV-205, TV-230, TV-231, otros), que actualmente son utilizados para el mismo fin en la
refinería “Ing. Antonio M. Amor” de Salamanca, Guanajuato. Las características técnicas de los
tanques involucrados en el proyecto así como sus dimensiones se detallan en las siguientes
dos tablas.
Tabla V.14 Características de los tanques de almacenamiento existentes involucrados en el proyecto
TAG Capacidad (barriles)
Servicio Tipo Sistemas de protección instalados
TV-204 A 100,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotante
Dique de contención, Cámaras de
espuma, Inyección de espuma
superficial y subsuperficial
TV-205 A 100,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotanteDique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial.
TV-207 30,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotanteDique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial.
TV-208 100,000
Gasolina
PEMEX
Premium
Cúpula flotante
Anillos de enfriamiento, dique de
contención, inyección de espuma
superficial y subsuperficial, alarmas
por alto y bajo nivel
TV-209 55,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotante
Dique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial,
alarmas por alto y bajo nivel
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
TV-210 55,000
Gasolina
PEMEX
Premium
Cúpula flotanteDique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial.
TV-210 A 55,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotante
Cámaras de espuma, dique de
contención, inyección de espuma
superficial y subsuperficial.
TV-230 55,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotanteDique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial.
TV-231 55,000
Gasolina
PEMEX
Magna
Cúpula flotanteDique de contención, inyección de
espuma superficial y subsuperficial.
TV-54 30,000 Nafta
catalítica
Cúpula fija con
membrana
interna flotante
Anillos de enfriamiento, cámaras de
espuma, dique de contención,
inyección de espuma superficial y
subsuperficial, alarmas por alto y
bajo nivel
TV-55 30,000 Nafta
catalítica
Cúpula fija con
membrana
interna flotante
Anillos de enfriamiento, cámaras de
espuma, dique de contención,
inyección de espuma superficial y
subsuperficial, alarmas por alto y
bajo nivel
Tabla V.15 Dimensiones estándar de tanques de almacenamiento vertical
Capacidad (barriles) Diámetro (m) Altura (m)
100,000 40.843 12.192
55,000 30.480 12.192
30,000 22.352 12.192
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.5 Equipos de proceso y auxiliares
En la planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica (ULSG-1), se tiene considerada la instalación
de los siguientes equipos: 6 torres (incluyendo 2 torres de destilación reactiva), 1 reactor, 17
recipientes, 18 intercambiadores de calor, 8 aeroenfriadores, 1 calentador a fuego directo, 3
compresores, 13 bombas, 4 filtros, 1 desobrecalentador, y 4 paquetes de compresores; dando
un total de 76 equipos.
La columna CDHDS DA-3201 está diseñada para operar con una temperatura de 400 ºC y una
presión de 24.6 kg/cm2g, en el fondo de esta columna se recirculan 361,783 kg/hr de nafta a
329 ºC, por lo que se considera uno de los equipos más críticos, al igual que el compresor del
Booster de Hidrógeno Fresco GB-3102/S que descarga con una presión de 28.1 kg/cm2g y el
compresor de gas de recirculación de CDHDS GB-3201 a una temperatura de 143.2 ºC y una
presión de 23.0 kg/cm2g; el reactor de pulido DC-3301 por la presión a la que va a operar 15.1
kg/cm2g; el sobrecalentador a Vapor de Media M-3201 a una temperatura de 456 ºC y una
presión 24.0 kg/cm2g.
En el Anexo V.1 Arreglo general de la planta se puede realizar la ubicación de los equipos de
proceso y auxiliares. Los planos de detalle del diseño mecánico de los principales equipos de
proceso se han incluido en el Anexo V.5 y los sistemas de conducción se encuentran en el
Anexo V.6. Las normas y códigos que se aplicaron para el diseño mecánico de los equipos se
mencionaron previamente en la Tabla V.2
A continuación se mencionan los equipos con sus respectivas características:
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.16 Equipo de proceso y auxiliares (TORRES)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo D.I. (mm)
L-T (mm)
Nivel
(mm) Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
DA-3101 Columna CDHYDRO 3700 50700
Max: 4860
Nor: 2580
Min: 300
245 10.5/FV
DA-3201 Columna CDHDS 3700 71100
Max: 4800
Nor: 2550
Min: 300
400 24.6/FV
DA-3202 Absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS 1000 19900
Max: 2000
Nor: 1150
Min: 300
150 24.6/FV
DA-3203 Agotador de H2S 2100 28200
Max: 4950
Nor: 2625
Min: 300
330 9.0/FV
DA-3301 Columna estabilizadora de nafta 3100 27900
Max: 4550
Nor: 2425
Min: 300
330 9.0/FV
DA-3302 Absorbedor de gas de venteo con amina 700 20800
Max: 2000
Nor: 1150
Min: 300
150 9.0/FV
FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum).
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.17 Equipo de proceso y auxiliares (REACTOR)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo D.I. (mm)
L-T (mm) Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
DC-3301 Reactor de pulido 2600 8000 343 24.6/FV
FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum).
Tabla V.18 Equipo de proceso y auxiliares (RECIPIENTES)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo D.I. (mm)
L-T (mm)
Nivel
(mm) Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
FA-3101 Tanque acumulador de carga de CDHYDRO 2700 8900
Max: 2250
Nor: 1275
Min: 300
210 6.0/FV
FA-3102 Tanque acumulador de reflujo de CDHYDRO 2100 7200
Max: 1750
Nor: 1025
Min: 300
210 10.5/FV
FA-3103 Tanque acumulador de carga de CDHDS 1400 4400
Max: 1100
Nor: 700
Min: 300
210 6.0/FV
FA-3104 Tanque separador del compresor del gas de recirculación de CDHYDRO 600 2700
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
210 10.5/FV
FA-3105 Tanque separador del compresor Booster de Hidrógeno fresco. 800 2800
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
150 20.0/FV
FA-3201 Tanque acumulador de reflujo de CDHDS 2800 9500
Max: 1500
Nor: 900
Min: 300
235 24.6/FV
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo D.I. (mm)
L-T (mm)
Nivel
(mm) Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
FA-3202 Tanque acumulador frío de CDHDS 1700 5400
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
235 24.6/FV
FA-3203 Tanque separador frío de CDHDS 700 2800
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
150 24.6/FV
FA-3204 Tanque separador de exhaustos del absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS
700 2800
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
150 24.6/FV
FA-3205 Tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S 1500 3800
Max: 900
Nor: 600
Min: 300
200 9.0/FV
FA-3206 Tanque separador del compresor de gas recirculado de CDHDS 700 2800
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
150 24.6/FV
FA-3301 Tanque acumulador caliente del rector de pulido 2700 8000
Max: 1250
Nor: 775
Min: 300
343 24.6/FV
FA-3302 Tanque acumulador frío del reactor de pulido 1500 5300
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
270 24.6/FV
FA-3303 Tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta. 1500 3100
Max: 900
Nor: 600
Min: 300
200 9.0/FV
FA-3304 Tanque separador del absorbedor con amina de gas de venteo. 600 2800
Max: 1200
Nor: 750
Min: 300
150 9.0/FV
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo D.I. (mm)
L-T (mm)
Nivel
(mm) Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
FA-3305 Acumulador de aguas amargas 1500 3100
Max: 1000
Nor: 650
Min: 300
150 6.0/FV
FA-3701 Tanque de desfogue 4700 12000 - 325 5/150 mmHg
FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum). Tabla V.19 Equipo de proceso y auxiliares (INTERCAMBIADORES DE CALOR)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción del equipo
Carga térmica (kcal/hr) Temp.
(ºC)
Temp.
(ºC)
EA-3101 A/B Precalentadores de carga de CDHYDRO 6.82 x 106 210 25.4
EA-3102 Enfriador de vapor de CDHYDRO 0.46 x 106 210 10.5/FV
EA-3103 Rehervidor de fondos de CDHYDRO 8.03 x 106 245 28.5/FV
EA-3104 Rehervidor lateral de CDHYDRO 4.73 x 106 245 19.0/FV
EA-3105 Enfriador del producto de Nafta Catalítica
Ligera 0.51 x 106 150 12.5/FV
EA-3107 Precalentador de carga de Nafta Catalítica
Pesada 0.33 x 106 210 39.0
EA-3108 Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno - Por IPC -
EA-3201
A/B/C
Intercambiadores de carga/domos de
CDHDS 4.69 x 106 280 39.0
EA-3202 Generador de vapor de Media 1.51 x 106 375 24.0/FV
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción del equipo
Carga térmica (kcal/hr) Temp.
(ºC)
Temp.
(ºC)
EA-3203 Enfriador del venteo del separador frío de
CDHDS 0.11 x 106 235 24.6/FV
EA-3204 Condensador de Gas Amargo 0.07 x 106 200 9.0/FV
EA-3205 Calentador del agotador de H2S 2.59 x 106 330 28.5/FV
EA-3301 A/B Intercambiadores de carga/ efluente del
Reactor de Pulido 8.63 x 106 343 33.0/FV
EA-3302 Calentador de la carga al Reactor de Pulido 4.78 x 106 343 33.0/FV
EA-3303 Enfriador de gas de purga 0.01 x 106 150 9.0/FV
EA-3304 Calentador de la estabilizadora de Nafta 5.33 x 106 330 28.5/FV
EA-3305 Enfriador de producto estabilizado de Nafta
Catalítica Pesada 1.33 x 106 220 33.0/FV
EA-3306 Enfriador de vapor del separador frío del
Reactor de Pulido 0.06 x 106 270 24.6/FV
FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum).
Tabla V.20 Equipo de proceso y auxiliares (AEROENFRIADORES)
Características
Temperatura (ºC) Clave Descripción del equipo Carga térmica
(kcal/hr) Entrada Salida
EC-3101 Condensador de CDHYDRO 0.47 x 106 90 60
EC-3102 Enfriador Solo-aire de Naftas Catalíticas Ligeras producto 0.77 x 106 105 66
EC-3201 Enfriador de vapor de domos de CDHDS 4.83 x 106 204 66
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Características
Temperatura (ºC) Clave Descripción del equipo Carga térmica
(kcal/hr) Entrada Salida
EC-3202 Condensador del agotador de H2S 1.10 x 106 153 67
EC-3203 Enfriador de domos de CDHDS 0.39 x 106 209 204
EC-3301 Condensador de vapor caliente del Reactor de Pulido 9.43 x 106 233 66
EC-3302 Condensador de la estabilizadora de Nafta 2.36 x 106 158 66
EC-3303 Enfriador de Nafta Catalítica Pesada Estabilizada producto 0.76 x 106 69 66
Tabla V.21 Equipo de proceso y auxiliares (CALENTADOR A FUEGO DIRECTO)
Cond. de entrada Cond. de entrada
Clave Descripción del equipo
Carga térmica
(kcal/hr) Temp.
(ºC) Presión
(kgf/cm2g)
Temp. (ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
BA-3201 Calentador de CDHDS 28.10 x 106 219 21.7 320 20.6
Tabla V.22 Equipo de proceso y auxiliares (COMPRESORES)
Características
Cond. de entrada Cond. de descarga Clave
Descripción del equipo Temp.
(ºC) Presión
(kgf/cm2g)
Temp. (ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
GB-3101 Compresor de gas de recirculación de
CDHYDRO 38 6.7 69 9.5
GB-3102/S Compresor del Booster de Hidrógeno
Fresco 38 18.8 106 29.0
GB-3201 Compresor de gas de recirculación de
CDHDS 46 12.5 143.2 23.1
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.23 Equipo de proceso y auxiliares (BOMBAS)
Características
Clave Descripción
del equipo Capacidad
(GPM)
∆P
(kgf/cm2g)
GA-3101/S Bombas de carga hacia CDHYDRO 748 9.7
GA-3102/S Bombas de reflujo de CDHYDRO 847 5.5
GA-3103/S Bombas de fondos de CDHYDRO 677 20.3
GA-3104/S Bombas de carga de CDHDS 83 25.9
GA-3201/S Bombas de reflujo de CDHDS 564 8.7
GA-3202/S Bombas de circulación del calentador de CDHDS 2958 8.7
GA-3203/S Bombas de reflujo del agotador de H2S 66 3.9
GA-3204/S Bombas de carga del reactor de pulido 684 18.4
GA-3301/S Bombas de reflujo de la estabilizadora 129 4.1
GA-3302/S Bombas de fondos de la estabilizadora 680 6.2
GA-3303/S Bombas de recirculación de fondos de la Estabilizadora 683 18.4
GA-3304/S Bombas de aguas amargas 40 4.9
GA-3701/S Bombas de quemadores - -
Tabla V.24 Equipo de proceso y auxiliares (FILTROS)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
FD-3101/S Filtros de reflujo de la columna CDHYDRO 210 19.0
FD-3102/S Filtros de carga de la columna CDHDS 245 39.0
FD-3103/S Filtros de carga de Nafta 210 6.0
FD-3201/S Filtros de reflujo de CDHDS 343 37.0
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.25 Equipo de proceso y auxiliares (DESOBRECALENTADOR)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
M-3201 Desobrecalentador a Vapor de Media 456 24.0/FV
FV: La presión está diseñada para condiciones de vacío completo.
Tabla V.26 Equipo de proceso y auxiliares (PAQUETES)
Características
Cond. de diseño Clave
Descripción
del equipo Temp.
(ºC)
Presión
(kgf/cm2g)
PA-3101 Sistema de aceite de lubricación para GB-3101 Por IPC Por IPC
PA-3102/S Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3102/S Por IPC Por IPC
PA-3201/S Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3201/S Por IPC Por IPC
PA-3202 Sistema de inyección de Disulfuro de Dimetilo (DMDS) Por IPC Por IPC
IPC: Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción.
Tabla V.27 Información complementaria sobre los recipientes de la planta ULSG-1.
Numero Distancia (m) Altura (m) Clave
Platos Empacados Platos Empacados Platos Empacados
DA-3101 37 2 0.75 4.88 0.15 2.44
DA-3201 0 8 0 4.575 0 2.2875
DA-3202 0 2 0 6.1 0 3.05
DA-3203 34 0 0.6 0 0.12 0
DA-3301 34 0 0.6 0 0.12 0
DA-3302 0 2 0 6.1 0 3.05
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.6 Condiciones de operación.
En el balance de materia y energía (V.6.1) se describen las condiciones de operación de la
planta USLG (flujo, temperaturas y presiones de operación), así como el estado físico de las
diferentes corrientes señaladas en los diagramas de flujo de proceso (DFP’s) (ver Anexo V.3).
Como puntos más críticos se destacan los siguientes:
1) Nafta: con flujos de hasta de 365 ton/hr, en condiciones de líquido presurizado, a una
presión de 27 kgf/cm2 y una temperatura de 330 ºC. Estas condiciones ocurren en el
circuito del rehervido de la columna CDHDS (corrientes 1144 y 1147) y cabe mencionar
que a estas condiciones en caso de una fuga el material se vaporizaría rápidamente
formando una nube inflamable y explosiva.
2) Hidrógeno de reformadora (hidrógeno con pequeñas cantidades de metano, etano,
propano y butano): con flujos de hasta de 3.6 ton/hr, a una presión de 22 kgf/cm2 y una
temperatura de 146 ºC. Las condiciones más críticas para estas corrientes son a la
descarga de los compresores de hidrógeno fresco (corriente 1111) y de recirculación
(corriente 1197). 3) Corrientes ricas en ácido sulfhídrico (H2S): corrientes de hasta 3.3 ton/hr de hidrógeno
de reformadora con hasta 12.5% en peso de ácido sulfhídrico, a 15 kgf/cm2 de presión y
66 ºC de temperatura. En este caso las corrientes críticas representativas son la 1167,
1155, 1169 y 1191.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.6.1 Balance de materia y energía
Corriente 1111 1144 1147 1155
Flujo másico (kg/hr) 1,916 361,783 365,069 3,378
Fase Vapor Liquido Mezcla Vapor
Temperatura (ºC) 106 329 331 65
Presión kg/cm2 28.1 17.9 18.2 14.8
Composición (% en peso)
Hidrógeno 24.62 0.02 0.19 11.48
Metano 12.01 0.05 0.37 35.85
C2´s* 20.42 0.04 0.21 15.51
C3´s* 28.03 0.03 0.1 5.32
C4´s* 8.94 0.01 0.4
C5´s* 5.97 0.01 0.1
Nafta 99.86 99.12 23.16
H2S 0 8.17
Entalpía 0.341 70.21 78.2 0.375
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Corriente 1167 1169 1191 1197
Flujo másico (kg/hr) 1,095 1,729 4,022 3,628
Fase Vapor Vapor Vapor Vapor
Temperatura (ºC) 66 38 37 146
Presión kg/cm2 6.7 6.5 12.1 22.1
Composición (% en peso)
Hidrógeno 1.32 2.47 17.12 18.36
Metano 11.96 10.19 33.65 36.1
C2´s* 18.45 21.37 17.07 18.31
C3´s* 19.38 30.65 7.35 7.89
C4´s* 5.76 8.97 0.73 0.79
C5´s* 1.54 2.17 0.25 0.27
Nafta 29.54 16.38 16.95 18.18
H2S 12.05 7.8 6.88 0.1
Entalpía 0.125 0.176 0.353 0.728
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El balance de materia y energía se realiza con base en las corrientes definidas en los
Diagramas de Flujo de Proceso que se encuentran en el Anexo V.3.
V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación
Las temperaturas y presiones de operación, de las corrientes principales del proceso, son las
utilizadas en el balance de materia y energía (Punto V.6.1), las cuales se extrajeron de los
Diagramas de Flujo de Proceso que se encuentran en el Anexo V.3, y las temperaturas y
presiones de diseño son las descritas en el Punto V.5 (Equipos de proceso y auxiliares).
V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso
El estado físico de las corrientes principales del proceso se describe en el Punto V.6.1 (Balance
de materia y energía), así mismo, para el resto de las corrientes, se puede consultar en Anexo
V.3, donde se localizan los Diagramas de Flujo de Proceso y en donde se encuentra el balance
general del proceso.
V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación (continuo o por lotes)
La planta ULSG operará con un régimen operativo continuo.
V.6.5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente
La lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) que se localizan en el Anexo V.6
se muestra en la Tabla V.18.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.28 Lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación
NÚM. NOMBRE TITULO
1 D-20072-05--02005F MP STEAM GENERATOR
2 D-20072-05-00004A PIPING SYMBOLS AND ABBREVIATIONS
3 D-20072-05-00004B INSTRUMET SYMBOLS AND ABBREVIATIONS
4 D-20072-05-00004C EQUIPMENT SYMBOLS AND ABBREVIATIONS
5 D-20072-05-00005 DRAWING REFERENCE LIST
6 D-20072-05-01005A CDHYDRO FEED SURGE DRUM & PUMPS
7 D-20072-05-01005B CDHYDRO FEED PREHEATERS
8 D-20072-05-01005C CDHDS FEED SURGE DRUM, PUMPS & PREHEATER
9 D-20072-05-01005D CDHYDRO COLUMN
10 D-20072-05-01005E CDHYDRO BOTTOMS & SIDE REBOILERS
11 D-20072-05-01005F CDHYDRO BOTTOMS PUMPS
12 D-20072-05-01005G CDHYDROCONDENSER
13 D-20072-05-01005H CDHYDRO REFLUZ DRUM & PUMPS
14 D-20072-05-01005J CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER & COMPRESSOR
15 D-20072-05-01005K CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR
16 D-20072-05-01005L LCN PRODUCT COOLERS
17 D-20072-05-01005M FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR KO
18 D-20072-05-01005N FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR &
19 D-20072-05-01005P CDHYDRO FRESH HYDROGEN BOOSTER SPARE
20 D-20072-05-02005A CDHDS REBOILER FURNACE
21 D-20072-05-02005B CDHDS REBOILER FURNACE FUEL GAS FIRING
22 D-20072-05-02005C CDHDS FEED / OVERHEAD EXCHANGERS
23 D-20072-05-02005D CDHDS COLUMN
24 D-20072-05-02005E CDHDS REBOILER CIRCULATION PUMPS
25 D-20072-05-02005G CDHDS OVERHEAD COOLER
26 D-20072-05-02005H CDHDS REFLUX DRUM & PUMPS
27 D-20072-05-02005J CDHDS NET OVHD VAPOR COOLER
28 D-20072-05-02005K CDHDS COLD DRUM, VENT COOLER & KO DRUM
29 D-20072-05-02005 CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
NÚM. NOMBRE TITULO
30 D-20072-05-02005M AMINE ABSORBER KO DRUM
31 D-20072-05-02005N CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR
32 D-20072-05-02005P H2S STRIPPER & CONDENSER
33 D-20072-05-02005Q H2S STRIPPER REBOILER & REACTOR FEED PUMPS
34 D-20072-05-02005R H2S STRIPPER REFLUX DRUM, PUMPS & TRIM
35 D-20072-05-02005S CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR KO DRUM
36 D-20072-05-03005A POLISHING REACTOR FEEED / EFFLUENT EXCHANGER
37 D-20072-05-03005B POLISHING REACTOR & FEED HEATER
38 D-20072-05-03005C POLISHING REACTOR EFFLUENT HOT DRUM &
39 D-20072-05-03005D POLISHING REACTOR EFFLUENT COLD DRUM &
40 D-20072-05-03005E NAPHTA STABILIZER COLUMN
41 D-20072-05-03005F NAPHTA STABILIZER REBOILER & BOTTOMS PUMPS
42 D-20072-05-03005G STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS
43 D-20072-05-03005H NAPHTA STABILIZER CONDENSER
44 D-20072-05-03005J NAPHTA STABILIZER REFLUX DRUM & PUMPS
45 D-20072-05-03005K LOW PRESSURE AMINE ABSORBER
46 D-20072-05-03005L STABILIZED HCN PRODUCT COOLERS
47 D-20072-05-03005M PURGE GAS KO DRUM & COOLER
48 D-20072-05-03005N SOUR WATER ACCUMULATOR DRUM & PUMPS
49 D-20072-05-07013A MP STEAM, LP STEAM DISTRIBUTION
50 D-20072-05-07013B BFD & LP CONDENSATE DISTRIBUTION
51 D-20072-05-07015A COOLING WATER & SERVICE WATER DISTRIBUTION
52 D-20072-05-07018A IA, PA & NITROGEN DISTRIBUTION
53 D-20072-05-07020A FUEL GAS DISTRIBUTION
54 D-20072-05-07022A FLARE HEADER
55 D-20072-05-07022B PUMPS & FILTERS DRAIN COLLECTION
56 D-20072-05-07024A LEAN / RICH AMINE DISTRIBUTION
57 D-20072-05-07024B OILY DRAIN COLLECTION CLOSE SYSTEM
58 D-20072-05-07030A TIE-INS BATTERY LIMITS (1/2)
59 D-20072-05-07030B TIE-INS BATTERY LIMITS (2/2)
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.7 Cuarto de control
V.7.1 Especificación del cuarto de control
El sistema de control distribuido de la Planta ULSG-1, será enviado al Cuarto de Control
Centralizado Norte existente. El Cuarto satélite se ubicará en el área de la Planta ULSG-1.
La información de la instrumentación que se envía/recibe hacia/desde un sistema de monitoreo
y supervisión que estará ubicado en el cuarto central (Bunker), desde el cual se podrá
supervisar y monitorear en forma integral a la planta.
Cuarto Satélite.
El cuarto satélite albergará los controladores, módulos de entrada-salida y PLC’s de protección.
Se considera un arreglo de equipos, gabinetes, baterías, UPS y PLC en el cuarto de control
satélite de la Planta ULSG 1, donde se incluirá el sistema de control del Sistema de
Regeneración de Amina, con los espacios requeridos y 20% para demandas futuras de
instrumentación.
Las fuentes de energía de respaldo UPS serán del tipo alimentación en línea, doble conversión
(AC a DC / DC a AC), debe contar con línea de alimentación principal y línea alterna o de "by-
pass", independiente de los interruptores de transferencia automáticos y manual propios de la
UPS. Se instalará un interruptor manual externo a la UPS del tipo "make-before-brake" para
operar por la línea alterna independiente de la UPS y poder dar mantenimiento a ésta.
El cuarto de control contará con:
• Sistema de presurización y aire acondicionado con sistema de compresión redundante
(NFPA 496), control de temperatura, variaciones no mayores de 4 ºC por hora, presión
positiva de 0.2 a 0.4 pulgadas de agua, humedad relativa controlada de 40 a 60% y una
temperatura de 22 ºC, clasificación de ambiente G-1 de acuerdo al ANSI/IS-S71.04.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
• Medidor de corrosión, temperatura, humedad y presión en un solo equipo, el cual se
comunicará al sistema de control distribuido para llevar el histórico de estas variables.
• Sistema de detección de humo y un sistema de extinción de fuego.
• Un área de esclusa que permita mantener la presurización cuando se accede a él.
• Un sistema extinguidor automático de fuego a base de CO2. El almacenamiento del CO2
estará protegido bajo techo en el exterior del cuarto satélite, enlazado y configurado en
el Sistema de Fuego y Gas.
No habrá baños, casa de cambio u oficinas dentro del cuarto satélite.
Para el Sistema de Paro de Emergencia, ESD, los arrancadores o apagadores de disparo
remoto desde bunker, se utilizarán interruptores mecánicos interconectados con cable desde el
cuarto de control en el bunker hasta el PLC que ejecutará la lógica de disparo.
Los equipos principales y la consola local para monitoreo y control de los sistemas de
comunicación serán instalados en el cuarto de control satélite.
Para el monitoreo y control a nivel se realizará la completa integración a los sistemas de
operación y controles centrales ubicados dentro del Cuarto de Control Centralizado (Bunker)
para la unidad de proceso.
El cableado del distribuidor del cuarto satélite al interior de la planta y al Cuarto de Control
Centralizado (Bunker) será implementado para la interconexión entre edificios y unidades, así
como en el interior de los mismos, para proporcionar los servicios de voz, datos y videos
(terminales, servidores y concentradores de datos) considerando áreas de crecimiento,
densidad de servicios y naturaleza de los mismos.
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
V.7.2 Sistemas de aislamiento
En el diseño de la planta se consideró la instalación de válvulas de corte rápido para
aislamiento de grandes inventarios (interlock), equipadas con activación de una señal remota
del Sistema de Paro de Emergencia (ESD – Emergency ShutDown). La finalidad es que el
sistema lleve a la planta a posición segura con la mínima intervención del operador, de acuerdo
a la especificación DG-GPASI-SI-2740. Por lo tanto los sistemas de aislamiento para la planta
ULSG-1 serían adecuados, según el diseño, en caso de incendio, ya que el accionamiento de
las válvulas de corte rápido no va a permitir que haya gran inventario para quemar y que el
incidente pase a mayores consecuencias.
Las válvulas de bloqueo de emergencia, aíslan en caso de emergencia productos clasificados
como peligrosos durante la ocurrencia de emergencias contenidos en el sitio, con el objeto de
parar una fuga de hidrocarburos que esté alimentando un fuego o bien, para eliminar el peligro
de una explosión por una nube de vapor.
La instalación, ubicación y caracterización de estas válvulas está de acuerdo a la especificación
DG-GPASI-SI-2740: Criterios para la instalación de válvulas de aislamiento de accionamiento
remoto y al estándar API-607, última revisión.
Las válvulas de aislamiento de grandes inventarios deben de cumplir con la normatividad
señalada en la Tabla V.1.b
Las válvulas pueden iniciar su operación de cierre mediante una botonera localizada en sitio, en
un área que sea segura al personal, fuera de zonas de riesgo y que sea de fácil y rápido acceso
sin obstrucciones, además de poder ser operadas directamente desde el cuarto de control.
Para el accionamiento de las Válvulas de Aislamiento de Activación Remota (VAAR’s)
intervienen los interlock’s y equipos siguientes:
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V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Tabla V.20 Accionamiento de VAAR’s.
Función Números de interlock
Equipos protegidos
Condición Inicial
Acciones
Aislamiento de inventarios de hidrocarburos
I-3103
I-3111
I-3113
I-3123
I-3207
I-3210
I-3214
I-3216
I-3219
I-3302
I-3307
FA-3101
DA-3101
FA-3102
FA-3103
DA-3201
FA-3201
DA-3203
DA-3205
DA-3202
DA-3301
DA-3303
Accionamiento manual de
botón de cierre de válvulas de
aislamiento
Cierre de válvula de aislamiento en la descarga del
recipiente protegido y paro de bombas que succionan del recipiente en
cuestión
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
CONTENIDO
VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS........................................................... 3
VI.1 Antecedentes de acciones e incidentes...........................................................................3
VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización ............................................................3
VI.3 Radios potenciales de afectación (análisis de consecuencias) ...................................3
VI.4 Interacciones de riesgo......................................................................................................3
VI.5 Recomendaciones técnico-operativas .............................................................................3
VI.5.1 Sistemas de seguridad.............................................................................................. 3
VI.5.2 Medidas preventivas ................................................................................................. 3
VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del proyecto.....3
VI.6.1 Caracterización ......................................................................................................... 3
VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento ...................................................................... 3
VI.6.3 Disposición ................................................................................................................ 3
TABLAS
Tabla VI.1 Resumen de incidentes..................................................................................................3
Tabla VI.2 Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones. .....................................3
Tabla VI.3 Nodos analizados con la metodología HAZOP .............................................................3
Tabla VI.4 Simbología para la elaboración del FTA........................................................................3
Tabla VI.5 Probabilidad de eventos (estimados para el periodo de un año)..................................3
Tabla VI.6 Corrientes con mayor concentración de H2S.................................................................3
Tabla VI.7 Condiciones de operación de las corrientes con mayor concentración de H2S ...........3
Tabla VI.8 Descripción del escenario para el FTA. .........................................................................3
Tabla VI.9 Niveles de radiación .......................................................................................................3
Tabla VI.10 Niveles de sobrepresión...............................................................................................3
Tabla VI.11 Evaluación de daños por explosiones, niveles de sobrepresión.................................3
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.12 Condiciones climáticas utilizadas en la simulación de eventos ..................................3
Tabla VI.13 Radios de afectación para el evento máximo probable ..............................................3
Tabla VI.14 Radios de afectación para el evento catastrófico........................................................3
Tabla VI.15 Interlocks de la planta ULSG-1 ....................................................................................3
Tabla VI.16 Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento ...............................3
Tabla VI.17 Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica................................................3
Tabla VI.18 Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo 3
Tabla VI.19 PSV’s que protegen los equipos de la planta ULSG-1................................................3
Tabla VI.20 Actividades de Seguridad, Salud y Protección Ambiental...........................................3
FIGURAS
Figura VI.1 Matriz de riesgos utilizada.............................................................................................3
Figura VI.2 Capas de protección de los procesos químicos...........................................................3
ANEXOS
Anexo VI.1 Hojas de trabajo de las sesiones HAZOP
Anexo VI.2 Diagramas del análisis por árbol de fallas (FTA)
Anexo VI.3 Memoria de cálculo y resultados detallados de la simulación evento máximo
probable
Anexo VI.4 Memoria de cálculo y resultados detallados de la simulación evento catastrófico
Anexo VI.5 Memoria de cálculo – Determinación de la tasa máxima de vaporización en las
esferas de isopentanos cercanas al tanque TV-208 en caso de incendio
Anexo VI.6 Hojas de datos de las válvulas de seguridad (PSV’s)
Anexo VI.7 Planos de localización de sistemas de seguridad
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS
VI.1 Antecedentes de acciones e incidentes
En una búsqueda de accidentes involucrando fuego, explosiones y liberaciones tóxicas en
plantas hidrodesulfuradoras, se puede destacar que la mayoría de los incidentes han ocurrido
en procesos de hidrodesulfuración de gasóleos o de hidrodesulfuración de residuales. A
diferencia de los procesos de hidrodesulfuración de naftas catalíticas, estos procesos operan a
condiciones de operación (presión, temperatura y flujos de carga) mucho más elevadas, por lo
que el proceso de hidrodesulfuración de naftas catalíticas es inherentemente más seguro
comparado con los procesos de hidrodesulfuración de gasóleos y residuales (las cuales
requieren condiciones de operación extremas).
Las fuentes de incidentes consideradas son:
• Shippai. Base de datos en línea de conocimiento de fallas de la Agencia de Ciencia y
Tecnología de Japón. Disponible en http://shipai.jst.go.jp/en/Search.
• H2 Incidents. Base de datos en línea de incidentes relacionados con hidrógeno.
Disponible en http://www.h2incidents.org.
• PEMEX Refinación. Subdirección de Auditoría en Seguridad Industrial y Protección
Ambiental (SASIPA).
En la tabla VI.1 se ofrece un resumen de los incidentes en instalaciones que tienen procesos
similares a los de la planta hidrodesulfuradora de naftas catalíticas, sin embargo, como se
mencionó anteriormente, la planta ULSG como la que se pretende instalar en la refinería “Ing.
Antonio M. Amor” tiene un proceso inherentemente más seguro.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.1 Resumen de incidentes
No. Evento Causa Sustancia Nivel de afectación Acciones
1
Explosión de hidrógeno en la tubería de salida de un reactor de hidrodesulfuración
Fuente: H2 Incidents
Corrosión en punto de flujo
estancado
Hidrógeno, Gasóleo
Daño en equipo y
estructuras
Paro de emergencia y ataque de la
brigada contra incendio
2
Fractura por corrosión causa fuga de hidrógeno e incendio en una refinería
Fuente: H2 Incidents
Corrosión en punto de flujo
estancado
Hidrógeno, Gasóleo
Daño en equipo y
estructuras
Paro de emergencia, se reforzó el barrido con
vapor
3
Fuga e incendio de gasóleo por una brida entre un cambiador de calor y una tubería durante un paro en la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo de vacío
Fuente: Shippai
Error operacional,
choque térmico en
brida
Gasóleo
Destrucción de 8
intercambia-dores de calor por incendio
Revisión del manual de
operación en lo referente a
paros
4
Fuga y explosión en un intercambiador de calor (que tenía una estructura especial) debido a un mantenimiento insuficiente de la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo de vacío
Fuente: Shippai
Choque térmico en brida, anillo y espárragos
Gasóleo, hidrógeno
Daños al personal y a
las instalaciones
Revisión del manual de operación, reforzar la
inspección en equipos y
líneas
5
Fuga y explosión de hidrógeno en la tubería de salida de un reactor en la unidad de hidrodesulfuración indirecta de gasóleo Fuente: Shippai
Corrosión en punto de flujo estancado
Gasóleo, hidrógeno
Daños al personal y a
las instalaciones
Reforzar la inspección en
equipos y líneas
6
Fuego debido a la erosión de una boquilla de inyección de agua a la tubería de salida del reactor en la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo pesado
Fuente: Shippai
Fragilización por hidrógeno
Gasóleo, hidrógeno,
ácido sulfhídrico
Tres lesionados y daños a la
tubería.
Inspección a las
instalaciones y revisión del material de
líneas y equipos
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No. Evento Causa Sustancia Nivel de afectación Acciones
7
Fuga debida a fractura en la parte soldada de una válvula de bloqueo para una tubería ramal a la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo
Fuente: Shippai
Fragilización por hidrógeno
Gasóleo, hidrógeno,
ácido sulfhídrico
Daño a las instalaciones
Se revisó el procedimiento
para las pruebas de calidad en
instalaciones nuevas
8
Estallido por ataque de hidrógeno a la tubería de la unidad de hidrodesulfuración de residuos.
Fuente: Shippai
Fragilización por hidrógeno
Gasóleo, hidrógeno
Ocho lesionados y daños a las
instalaciones
Revisión del material de
construcción y reforzamiento
de la inspección
9
Fractura del reactor de hidrodesulfuración durante una prueba de presión
Fuente: Shippai
Fragilización por hidrógeno Hidrógeno Daños a las
instalaciones
Aplicación de soldaduras de acuerdo con las normas y seguimiento
de la inspección en recipientes a
presión
10
Fuga e incendio de hidrógeno debido a fractura por corrosión originado por la influencia de un paro por mantenimiento en una válvula de drene en una tubería de hidrógeno gas en una unidad de desulfuración de gasóleo Fuente: Shippai
Agrietamiento bajo tensión en presencia de sulfuro
Gasóleo, hidrógeno
El aislamiento de la tubería.
Paro de emergencia, se reforzó el barrido con
vapor
11
Incendio debido a daño en el tubo de nivel de vidrio en la columna de absorción de ácido sulfhídrico en la unidad de hidrodesulfuración de queroseno Fuente: Shippai
Error operacional.
Agrietamiento bajo tensión en presencia
de sulfuro
Hidrógeno Daño a
instrumentos y equipos.
Se revisó el manual de
mantenimiento
12
Ruptura, explosión e incendio del acumulador de amina rica (D-14) de la sección de regeneración de amina en un circuito de alta a baja presión. Fuente: PEMEX-Refinación
Error operacional y
malas prácticas de operación
Gasóleo, hidrógeno
Daños a las instalaciones
Reforzamiento de la
capacitación del personal, se reforzaron los sistemas de seguridad de la planta
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Análisis de los incidentes
Como se puede observar en la tabla VI.1, los incidentes reportados han ocurrido en procesos de
hidrodesulfuración de hidrocarburos de mayor peso molecular que la nafta, esto es, gasóleos o
residuales. Es posible agrupar estos incidentes de acuerdo a la causa como sigue:
• Corrosión en puntos de flujos estancados. (incidentes 1, 2 y 5)
• Fuga en bridas por choque térmico (cambio súbito de temperatura) (incidente 3 y 4).
• Fragilización por hidrógeno (incidentes 6, 7, 8 y 9)
• Agrietamiento bajo tensión en presencia de sulfuro (sulfide stress cracking) que requiere un
relevado de esfuerzos en los materiales y soldaduras. (incidentes 10 y 11)
• Error operacional en un circuito de alta a baja presión (incidente 12).
Comparación Hidrodesulfuración de gasóleos-residuales/Unidad de ULSG
a) Circuitos de alta a baja presión
Las condiciones de operación (presión, temperatura) requeridas en los procesos de
hidrodesulfuración son directamente proporcionales al peso molecular promedio de la carga, esto
es, al aumentar el peso molecular de la carga, aumenta también la presión y temperatura de
operación, por lo que las condiciones de operación para gasóleos y residuales son mayores que
las que se requieren para naftas. Por lo tanto, debido a que para el caso de la Unidad de ULSG se
utiliza nafta, no existen circuitos comparables de alta a baja presión que pudieran dar lugar a
incidentes.
b) Pre-tratamiento/Post-tratamiento
Existen dos tipos principales de procesos para la producción de gasolina de ultra bajo azufre: 1) el
post-tratamiento de gasolina catalítica, y 2) el pre-tratamiento de carga a la planta catalítica. La
planta ULSG es un proceso de post-tratamiento, mientras que el pre-tratamiento es el proceso
tradicionalmente utilizado en países como Japón. Con respecto a la seguridad, el post-tratamiento
de las naftas (proceso ULSG) es inherentemente más seguro que el pre-tratamiento dado que los
flujos de carga manejados son 45% menores, la presión de reacción es 70% menor y los
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
requerimientos de consumo de hidrógeno que van de 66 a 92% también son menores1. Esto
significa menores gastos de sustancias con características CRETIB a condiciones de operación
mucho menos severas.
c) Fragilización por hidrógeno
La fragilización por hidrógeno ocurre a altas temperaturas y dado que en el proceso de la Unidad
ULSG las temperaturas son comparativamente menores a las que se utilizan en una
hidrodesulfuración de gasóleos o residuales, este fenómeno no debería ocurrir.
d) Stress Corrosion Cracking (SCC)
El fenómeno de SCC se evita al utilizar los materiales y tratamientos térmicos apropiados en la
tubería y soldaduras que manejan H2S. La especificación de materiales para las líneas, que para
este caso es B1WR, que manejan ácido sulfhídrico en el proceso ULSG analizado en este estudio
incluye el cumplimiento con la norma NACE MR0103 “Materials Resistant to Sulfide Stress
Cracking in Corrosive Petroleum Refining Enviroments”.
Eventos relacionados con tanques de almacenamiento en refinerías
En PEMEX Refinación se tienen experiencias de incendios en tanques de gasolina provocadas
por rayos. De manera extraordinaria han ocurrido 2 eventos de este tipo en los últimos 2 años,
uno en la refinería de Minatitlán en el año 2006 y el otro en la refinería de Cadereyta, en el año
2007. La caída de un rayo en un tanque se considera un evento natural externo al proceso. Con
base en estos antecedentes y en que varios tanques de almacenamiento de gasolina están
involucrados en el proyecto, se propone incluir en este estudio un análisis de consecuencias
para determinar los radios de afectación máximos en este tipo de eventos extraordinarios.
1 Meyers Robert, Editor. Handbook of Petroleum Refining Processes. 3rd Edition. Mc Graw Hill. 2003 pp. 11.63
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VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización
Criterio de selección de la metodología de identificación de riesgos
La selección de la técnica más adecuada para cada una de las etapas del análisis de riesgos
depende de los siguientes factores:
• La etapa en la que se encuentra la instalación industrial, es decir: diseño conceptual,
ingeniería básica, ingeniería de detalle, construcción, operación, etc.
• La motivación para realizar el estudio.
• El tipo de resultados que se requieren.
• La información disponible para realizar el estudio.
• Las características de las instalaciones o del proceso, como complejidad, tamaño, tipo
de proceso, tipo de operación, naturaleza de las sustancias involucradas, etc.
• Los recursos disponibles y la preferencia del líder del equipo.
La planta desulfuradora de naftas catalíticas ULSG-1 de Salamanca, actualmente cuenta con la
ingeniería básica, que incluye información técnica detallada suficiente para utilizar una técnica
sistemática y rigurosa como lo es el HAZOP (Análisis de Riesgos y Operabilidad). La técnica
HAZOP es uno de los métodos que son ampliamente utilizados en industrias de proceso para
identificar problemas potenciales de operación que puedan causar una desviación de un intento
de diseño, además de ser útil en la identificación de escenarios para análisis cuantitativo de
riesgo, incluyendo análisis de consecuencias. Esta técnica es óptima para analizar la planta
ULSG dado que fue inicialmente concebida para anticipar los riesgos y problemas de
operabilidad en relación a tecnologías con las cuales se tiene poca experiencia, en este caso
desulfuración de naftas utilizando destilación reactiva.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Descripción de la metodología.
Esencialmente, el procedimiento del análisis HazOp comprende una descripción del proceso en
estudio y un cuestionamiento sistemático de cada parte del proceso, mediante el uso de
palabras guía (por ejemplo: no, más, menos, otro, además de) aplicadas a los parámetros del
proceso (por ejemplo: flujo, presión, temperatura, etc.), para establecer cómo se pueden
originar las desviaciones en la intención de diseño. Cada causa es analizada a su vez como un
escenario en donde se determinan las consecuencias potenciales que puedan tener efectos
negativos sobre la seguridad o la operabilidad de la planta, así como las protecciones
aplicables. Si se considera necesario, se deberá efectuar alguna recomendación para
solucionar la situación adversa o poco segura.
Para la aplicación de esta técnica es necesario entender los siguientes conceptos:
Nodos Son las partes en que se divide un proceso o sección de una planta para
facilitar el análisis, pueden ser equipos críticos ó partes críticas del
proceso.
Palabra guía Esta palabra sirve para indicar como se pueden modificar las condiciones ó
variables de proceso.
Desviación Es la combinación de las palabras guía con las variables de proceso.
Causa Son los eventos que dan origen a una desviación de la intención de diseño.
Consecuencia Son las secuelas que se podrían originar debido al efecto tanto de la
desviación como de los eventos que ocasionaron esa desviación. Un punto
importante es que cuando se evalúan las consecuencias, no se toman en
cuenta los sistemas de protección o instrumentación que se tienen en el
área de estudio (para analizar lo que pasaría si algunas de esas
protecciones e instrumentación fallaran).
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Protecciones Son dispositivos, procedimientos o cualquier medio que ayuda a la
detección o evitan que ocurra una desviación, ya sea eliminando la causa
o disminuyendo las consecuencias adversas. Las protecciones no sólo son
la instrumentación y los equipos de relevo, sino también procedimientos,
prácticas operativas, inspecciones regulares a la planta, etc.
Recomendaciones Son acciones encaminadas a mejorar la operación de la planta y la
seguridad del área.
Las palabras guía utilizadas para formar las desviaciones de la intención del proceso son:
Tabla VI.2 Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones.
Palabra Guía Definición Ejemplo de las Desviaciones
NO No se consiguen las intenciones previstas en el diseño. No hay flujo en una línea.
MÁS / MENOS Aumento o disminución cuantitativa sobre la intención de diseño.
Más temperatura, mayor velocidad de reacción, mayor viscosidad, etc.
ADEMÁS DE Aumento cualitativo. Se consiguen las intenciones de diseño y ocurre algo más.
El vapor consigue calentar el reactor, pero además provoca un aumento de temperatura en otros elementos.
PARTE DE Disminución cualitativa. Solo parte de los hechos o acciones transcurren según lo previsto.
La composición del sistema es diferente de la prevista.
INVERSO Se obtiene el efecto contrario al deseado.
El flujo transcurre en sentido inverso, tiene lugar la reacción inversa, etc.
EN VEZ DE No se obtiene el efecto deseado. En su lugar ocurre algo completamente distinto.
Cambio de catalizador, falla en el modo de operación de una unidad, parada imprevista, etc.
Por otra parte se tienen los parámetros de proceso, que reflejan la intención del diseño del
proceso y aspectos operacionales de la planta. La siguiente lista es únicamente ilustrativa, ya
que las palabras empleadas en un estudio dependerán de la planta en donde se aplicará el
estudio.
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• Flujo • Temperatura • Mezcla • Composición
• Presión • Nivel • Viscosidad • Reacción
• Separación • Corrosión
Finalmente, las protecciones del sistema dependerán de las características particulares de cada
situación, sin embargo, todas las protecciones del sistema permitirán cumplir con alguno de los
siguientes objetivos:
• Reducir la frecuencia o probabilidad de las causas de los posibles accidentes, para lo
cual se deben aplicar medidas preventivas.
• Reducir las consecuencias de los posibles accidentes, para lo cual se deben aplicar
medidas correctivas, que permitan disminuir los efectos de posibles fugas, derrames,
incendios y/o explosiones.
Mientras que lo primero es lo preferido, no es siempre posible. De cualquier modo, siempre se
trata de eliminar la causa, y únicamente donde sea necesario, tratar de mitigar las
consecuencias.
Una vez realizado el análisis para una sola desviación, se continúa con los demás nodos del
proceso en estudio, el cual deberá ser aplicado de manera sistemática y estructurada, mediante
la combinación de palabras guía, permitirá la identificación de peligros potenciales.
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Jerarquización de Riesgos
La metodología utilizada para jerarquizar los riesgos consistió en el uso de una matriz de riesgos, donde cada escenario es evaluado cualitativamente para determinar el nivel de
consecuencias potenciales (menores, moderadas, graves o catastróficas) y el nivel de
frecuencia (remota, baja, media o alta) con el que pudieran ocurrir los eventos.
Una vez determinados los niveles de frecuencia y consecuencias, se utiliza una matriz de
riesgos para determinar el grado de riesgo del escenario, con la cual es posible clasificar y
jerarquizar los riesgos de acuerdo a 4 niveles o clases: A (intolerable), B (indeseable), C
(aceptable con controles) o D (aceptable como está).
Figura VI.1 Matriz de riesgos utilizada
La interpretación de las clases de riesgo es como sigue: los riesgos clase A o B requieren la
implementación de controles de ingeniería o administrativos adicionales para mitigar o eliminar
los riesgos, con carácter de urgente en los riesgos clase A encontrados en plantas en
operación. Los riesgos clase C y D son aceptables, pero se recomienda verificar continuamente
el buen funcionamiento de las protecciones aplicables.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Identificación y jerarquización de riesgos (Análisis HAZOP + Matriz de Riesgos)
En esta parte del estudio se presentan los resultados de la aplicación de las metodologías de
Análisis de Riesgos y Operabilidad HAZOP, así como evaluación y jerarquización de riesgos
utilizando una matriz de riesgo en la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas de la
Refinería “Ing. Antonio M. Amor” en Salamanca, Guanajuato.
Nodos analizados en el HAZOP
En la tabla VI.3, se muestran los nodos analizados para la planta Desulfuradora de Gasolinas
Catalíticas, incluyendo los componentes o equipos analizados en cada nodo. Como se puede
apreciar en esta tabla, se llevó a cabo una revisión exhaustiva para la identificación de riesgos
en todos los equipos y líneas principales de proceso ULSG.
Tabla VI.3 Nodos analizados con la metodología HAZOP
Nodo Descripción Componentes
1 Tanque acumulador de carga de la columna DA-3101 (CDHydro)
FD-3103 y FA-3101
2 Carga a la columna (CDHydro) GA-3101 y EA-3101A/B/C
3 Columna DA-3101 (CDHydro) y Domo EC-3101
4 Fondos (CDHydro) FD-3102 y GA-3103/S
5 Hidrógeno hacia DA-3101 GB-3102
6 Reflujo de CDHydro FA-3102, GA-3102/S y FD-3101
7 Producto, Nafta Catalítica Ligera (NCL) EA-3105, EA-3102 y SC-3104
8 Agua de enfriamiento a EA-3102 (Línea)
9 Compresor de gas de recirculación y tanque separador FA-3104 y GB—3101
10 Agua de enfriamiento hacia EA-3108/S (Línea)
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Nodo Descripción Componentes
11 Enfriador de hidrógeno fresco de retorno EA-3108/S
12 Tanque acumulador de carga FA-3103 (CDHDS) FA-3103
13 Bombas de alimentación y precalentador (CDHDS) GA-3104/S y EA-3107
14 Hidrógeno a la alimentación de la columna CDHDS (Línea)
15 Columna DA-3201 (CDHDS) y domo hacia EA-3202 DA-3201
16 Vapor de domo de CDHDS hacia EA-3201A/B/C EA-3201 A/B/C
17 Fondos (CDHDS) GA-3202/S
18 Fondos (CDHDS) a intercambiadores EA-3304, EA-3302 y EA-3205
19 Tanque acumulador de reflujo (CDHDS) FA-3201 EC-3201 y FA-3201
20 Bombas de reflujo GA-3201/S (CDHDS) GA-3201/S
21 Gas combustible a BA-3201 BA-3201
22 Vapor de media presión a BA-3201 BA-3201, EA-3202
23 Tanque acumulador frío (CDHDS) y vapor a FA-3203 FA-3202
24 Vapor de FA-3203 FA-3203
25 Líquido de tanque acumulador frío (CDHDS) hacia DA-3203.
(Línea)
26 Absorbedor con amina del gas de recirculación DA-3202 y FA-3204
27 Gas de recirculación a FA-3206 FA-3206
28 Gas de purga a sistema de gas combustible (Línea)
29 Gas de recirculación a BA-3201 (Línea)
30 Agotador de H2S DA-3203 DA-3203 y EC-3202
31 Bombas de reflujo del agotador de H2S GA-3203/S GA-3203/S
32 Rehervidor del agotador de H2S EA-3205
33 Fondos del agotador de H2S y reactor de pulido DC-3301 EA-3301, DC-3301 y GA-3204/S
34 Absorbedor con amina del gas de venteo DA-3302
35 Efluente del reactor de pulido a FA-3301 EA-3301 A/B, FA-3301
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Nodo Descripción Componentes
36 Vapor caliente de reactor de pulido a FA-3302 FA-3302 y EA-3306
37 Líquido de tanques acumuladores calientes y fríos del reactor de pulido hacia DA-3301
DA-3301
38 Domo de la columna estabilizadora de nafta a FA-3303 EA-3302 y FA-3303
39 Reflujo de la columna estabilizadora de nafta a DA-3301 GA-3301/S
40 Fondos de la columna estabilizadora de nafta GA-3302/S, EA-3101 A/B/C, EC-3303 y EA-3305
41 Drenes de agua amarga FA-3305 y GA-3304/S
Intención del diseño de cada nodo
La descripción de la intención de diseño de cada equipo en los nodos anteriores se describe
con detalle en la “descripción detallada del proceso” (capítulo V sección V.2).
Hojas de trabajo de las sesiones HAZOP
Las hojas de trabajo resultantes se encuentran en el Anexo VI.1. Cada escenario ha sido
evaluado cualitativamente utilizando la matriz de riesgos antes mencionada, con la finalidad de
obtener una jerarquización de los riesgos encontrados.
Resultados de la metodología HazOp con Matriz de Riesgos
Es muy importante señalar que la planta tiene un alto grado de seguridad considerando que
cuenta con una gran cantidad de protecciones que no es común ver en instalaciones similares,
dicho de otra manera, las recomendaciones típicas que normalmente se harían para
incrementar la seguridad en una planta hidrodesulfuradora en operación, ya están
implementadas por diseño en la planta ULSG-1. La consecuencia de esto es que las desviaciones analizadas no condujeron a escenarios de alto riesgo (clase A o B) durante la
evaluación cualitativa de riesgos, considerando que se han definido en el diseño protecciones
adecuadas y suficientes para cada caso.
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Una parte importante de los escenarios analizados a partir de las desviaciones consideradas
resultaron ser solo problemas operacionales, que, aunque graves desde el punto de vista de
producción y costos, no tendrían consecuencias negativas potenciales de importancia para
personas, instalaciones o medio ambiente.
En los casos en los que se pudieran presentar sobrepresiones se cuenta con un sistema bien
diseñado de válvulas de relevo (PSV) conectadas a un cabezal de desfogue. El cabezal de
desfogue tiene como destino un tanque separador de condensados, donde la fase líquida es
enviada a tanques de almacenamiento de recuperados, mientras que la fase gaseosa es
quemada con seguridad en un quemador elevado.
El escenario más común en donde se pudieran generar sobrepresiones en equipos y líneas es
debido a válvulas manuales bloqueadas aguas debajo de la descarga de una bomba. En estos
casos, como las presiones de operación de la planta son moderadas fue posible considerar
técnicas de diseño inherentemente seguro, especificando equipos (por ejemplo,
intercambiadores de calor) y líneas diseñados para resistir la máxima presión generada por la
bomba con la descarga bloqueada. De igual manera, los intercambiadores de calor se
diseñaron para resistir las temperaturas máximas alcanzadas en caso de pérdida de agua de
enfriamiento. En los escenarios donde pudiera presentarse una sobrepresión en recipientes se
cuenta con una combinación de protecciones que incluye un sistema de alarmas redundantes,
interlocks de seguridad y protecciones pasivas (PSV's) diseñadas considerando estos casos.
Por otra parte, las válvulas manuales en donde, al cerrarse inadvertidamente o por error
operacional, pudieran originarse problemas operativos, han sido especificadas por diseño como
candadeadas en posición abierta.
Todos los escenarios evaluados resultaron en riesgos aceptables (clase C o D). Las únicas
recomendaciones pertinentes consistieron en la actualización del HAZOP una vez que se
tengan los detalles de los equipos paquete (compresores y el calentador), considerando
escenarios tales como succión bloqueada, descarga bloqueada y sin agua de enfriamiento en el
caso de compresores (recomendación 1), y alta y baja presión del gas combustible a
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quemadores en el caso del calentador (recomendación 2), para verificar que se tienen
protecciones adecuadas y suficientes para estos casos.
Componentes secundarios del proyecto
La totalidad de los componentes e instalaciones contempladas en el proyecto se describieron
en el capítulo II. De estos componentes se pueden destacar los siguientes para efectos de
evaluación de riesgos, con base en el manejo de cantidades importantes de sustancias con
características CRETIB:
• Unidad Regeneradora de Amina (URA-1) nueva.
• Quemador elevado (incluyendo tanque de desfogue) nuevo.
• Tanques de almacenamiento (existentes).
A continuación se destacan algunos aspectos relevantes que sirven a manera de análisis
preliminar de riesgos en cada caso. En la etapa en que se encuentra el proyecto, no se dispone
de la información detallada de diseño para poder aplicar las técnicas HAZOP, Matriz de
Riesgos, Árbol de Fallas o Análisis de consecuencias a las instalaciones secundarias nuevas.
Una vez que se cuente con dicha información será posible complementar la información aquí
descrita. La ingeniería de la unidad regeneradora de amina (URA-1) y el quemador elevado se
desarrollarán durante la etapa de Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (IPC) del
proyecto.
Unidad Regeneradora de Amina (URA-1)
A manera de una evaluación preliminar de riesgo basada en la descripción conceptual del
proceso de la URA (capítulo V, sección V.2), es posible puntualizar los siguientes aspectos:
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1. El proceso no es crítico por las condiciones de operación utilizadas: las presiones
esperadas son solo ligeramente mayores a la atmosférica y temperaturas del orden de
115 ºC en la torre desorbedora de amina.
2. La torre normalmente es calentada con vapor, por lo que no hay problemas respecto al
uso de calentadores de fuego directo y manejo de gas combustible.
3. Las torres absorbedoras de amina (DA-3202 y DA-3302), las cuales proporcionarían la
carga de amina (metildietanolamina) rica en ácido sulfhídrico a esta unidad, manejan
presiones de operación relativamente bajas (6.5 kgf/cm2), y por lo tanto no se esperan
problemas debido a circuitos de alta a baja presión (ver sección VI.1).
4. La única preocupación respecto a esta unidad sería el circuito de gas ácido, ya que en
éste se manejaría una gran cantidad de ácido sulfhídrico a una muy alta concentración.
Los riesgos por toxicidad asociados a este circuito deberán evaluarse una vez que se
tenga desarrollada la ingeniería de esta unidad, durante la fase de ingeniería de detalle,
procura y construcción de este proyecto (recomendación 3).
Quemador elevado y tanque separador de condensados
Se ha especificado la construcción de un quemador elevado adicional, incluyendo su tanque de
separador de condensados y tanque de sellos, en la zona de quemadores de la refinería, sin
embargo todavía no se ha realizado el diseño del mismo, quedando como una actividad a
realizar durante la ingeniería de detalle, procura y construcción del proyecto. Como una
evaluación preliminar de riesgos es posible señalar los siguientes puntos:
• Un sistema de desfogue con quemadores elevados es un dispositivo de seguridad
indispensable en una refinería, requerido para disponer de manera segura del contenido
de los equipos de una planta de proceso en caso de algún problema operacional que
origine una sobrepresión en los mismos.
• El quemador elevado nuevo será ubicado en una zona cercana a los quemadores
existentes en la refinería, en la parte este de la refinería, suficientemente lejos de zonas
habitacionales.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
• El sistema de control de la planta ULSG-1 tiene especificadas tecnologías de punta,
alarmas redundantes e interlocks de seguridad, con base en lo cual es posible esperar
que los problemas operacionales o demandas hacia las válvulas de seguridad (PSV’s)
en los equipos y líneas sean mínimos.
• Es posible agrupar las causas de los problemas relacionados con la seguridad en
quemadores en tres aspectos: 1) un diseño deficiente que no contempló en su momento
las normas y buenas prácticas disponibles actualmente para estos equipos (por ejemplo:
API-521 y NRF-031-PEMEX-2007), 2) cambios en los procesos que invalidan las
consideraciones con las cuales se diseñaron los sistemas de desfogue, y 3)
mantenimiento deficiente, permitiendo que los sistemas se deterioren con el paso del
tiempo. Las normas disponibles actualmente establecen criterios para determinar la
carga máxima de gases a quemar, los niveles de radiación máxima a nivel de piso de tal
manera que no haya riesgos para los trabajadores que operan las instalaciones (para lo
cual se ajusta la altura del quemador a partir de un estudio de radiación), niveles
máximos de ruido, combustión libre de humos, sistemas de pilotos redundantes, sellos o
sistemas para evitar retroceso de flamas, entre otros. Con base en esto, no deberían
esperarse problemas con un sistema de desfogue diseñado de acuerdo a normas y
buenas prácticas disponibles con adecuado mantenimiento, en una organización que,
como Petróleos Mexicanos, tiene implementado un programa de Administración de
Cambios que especifica el requerimiento de evaluación de las consecuencias de los
cambios propuestos en el proceso respecto a la adecuación de los sistemas de
protección existentes (incluido el sistema de desfogue).
Tanques de almacenamiento
No se contempla la construcción de tanques de almacenamiento nuevos en este proyecto. El
proyecto incluye la adecuación de los tanques existentes TV-204-A, TV-205-A, TV-207, TV-208,
TV-209, TV-210, TV-210-A, TV-230, TV-231, TV-54 y TV-55 para recibir la carga de nafta catalítica
desulfurada de la planta ULSG o bien para desvío de carga fuera de especificación. Los tanques
involucrados no cambiarán de servicio, seguirán siendo de gasolinas. Sin embargo, como se
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
comentó en la sección VI.1, existe el riesgo de fuego en estos tanques debido a rayos, cuando se
han deteriorado y/o inhabilitado las protecciones existentes para estos fenómenos naturales
(sistema pararrayos).
Metodología complementaria de identificación de riesgos
Dado que la aplicación de la metodología HAZOP no resultó en escenarios relevantes para efectos
de análisis de consecuencias, debido al alto grado de seguridad de la planta, se hará uso de una
metodología alterna que parte del supuesto de un evento indeseable y a través de un método
deductivo se determinan las causas posibles del evento, es decir, el análisis por árbol de falla
(FTA, por las siglas del inglés Fault Tree Analysis). El árbol de fallas en un modelo gráfico que
muestra las diferentes combinaciones de fallas de equipos y errores humanos que pueden resultar
en el evento de interés.
Descripción de la Metodología
El análisis de árbol de fallas, que para fines de este estudio se le consideró llamarlo FTA (Fault
Tree Analysis por sus siglas en ingles), es una técnica cuantitativa de riesgos que nos permite
calcular la probabilidad ó la frecuencia con la que puede ocurrir un evento indeseable, llamado
también, evento culminante ó escenario potencial de accidente. El evento culminante se puede
dar por una falla ó una combinación de fallas, estas fallas pueden ser del equipo, operacionales
ó por causas externas.
El FTA es un método estructurado, por lo que puede aplicarse a un solo sistema o a sistemas
interconectados. Antes de empezar a construir el FTA es importante tener conocimiento del
funcionamiento del sistema. En la tabla VI.4 se muestra la simbología para la elaboración del
FTA.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.4 Simbología para la elaboración del FTA.
Símbolo Aplicación
Sucesos intermedios: Resultan de la interacción de otro
suceso, que a su vez se desarrollan mediante puertas lógicas.
Sucesos Básicos: Constituyen la base de la raíz del árbol. No
necesitan desarrollo posterior en otros sucesos.
Sucesos no desarrollados: No son sucesos básicos y podrían
desarrollarse más, pero el desarrollo no se considera
necesario, o no se dispone de la suficiente información.
Puertas “O”: Representan la operación lógica que requiere la
ocurrencia de uno o más sucesos de entrada para producir el
suceso de salida.
Puertas “Y”: Representan la operación lógica que requiere la
ocurrencia de todos los sucesos de entrada para producir el
proceso de salida.
Puertas inhibición: Representan la operación lógica que
requiere la ocurrencia del suceso de entrada y la satisfacción
de una condición de inhibición.
Condición externa: Se utiliza para indicar una condición o un
suceso que existe como parte del escenario en que se
desarrolla el árbol de fallas.
Transferencias: Se utilizan para continuar el desarrollo del
árbol de fallas en otra parte (por ejemplo, en otra página por
falta de espacio).
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Pasos para la elaboración de un Árbol de Fallas
1. Identificar la falla del sistema (evento culminante) que va a ser analizada y ubicarla
en la parte alta del árbol.
2. Proceder al próximo nivel del sistema que llamaremos subsistema e identificar las
fallas del subsistema que podrían conducir a la falla del sistema.
3. Determinar la relación lógica entre las fallas del subsistema que son requeridas para
producir la falla del sistema. Puede ser el resultado de la combinación de fallas o la
ocurrencia de cualquiera de las fallas identificadas.
4. Usar la estructura lógica de puertas “Y” u “O” para mostrar la relación de fallas del
subsistema que producen la falla del sistema. La compuerta “Y” significa la
intersección de dos o más eventos, lo que significa que las frecuencias o
probabilidades deben ser multiplicadas y la compuerta “O” significa la unión de dos o
más eventos y sus frecuencias o probabilidades deben ser sumadas.
5. Proceder al próximo nivel más bajo del sistema y repetir los pasos del 2 al 4 hasta
que se hayan identificado todas las fallas del nivel de componentes.
6. Iniciar con datos de frecuencia o probabilidad de fallas en el nivel de componentes,
calcular la frecuencia o probabilidad de las fallas descritas en el nivel ubicado, arriba
del nivel de componentes usando las puertas “Y” u “O”.
7. Continuar la estructura lógica indicada por las puertas “Y” u “O” en el Árbol de Fallas
hasta que la probabilidad de la falla del sistema o evento culminante ha sido
calculada.
Criterios para la asignación de probabilidades a los eventos básicos en un FTA
El criterio para asignar probabilidad a los eventos básicos en un árbol de fallas es el siguiente.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.5 Probabilidad de eventos (estimados para el periodo de un año)
Componente Probabilidad Componente Probabilidad
Falla de bomba 1 x 10-1 Error válvula de cierre rápido 8.76 x 10-2
Falla de bomba
centrifuga 1.04 x 10-4 Error operacional 1 x 10-1
Falla de interruptor 1 x 10-1 Error de inspección 1 x 10-1
Falla de motor 1 x 10-3 Error humano (ignición por
soldadura o corte 1 x 10-2
Falla de corriente 1 x 10-1 Tubería metálica (sección
recta) 2.68 x 10-8
Falla alarma 1 x 10-1 Tubería metálica (conexiones) 5.7 x 10-7
Falla mecánica 1 x 10-4 Válvula de control (neumática) 3.59 x 10-6
Falla de aplicación de
soldadura 1 x 10-2 PSV’s mal calibradas 1 x 10-1
Falla de detectores de
gas o fuego 8.76 x 10-2 Corto circuito 1 x 10-1
Falla de inspección
(comisión) 1 x 10-2
Procedimiento no actualizado
o difundido 5 x 10-3
Falla control de calidad 1 x 10-3 Omisión del procedimiento
correspondiente 1 x 10-2
Falla mantenimiento
(calibración o
recubrimiento
anticorrosivo)
1 x 10-2 Fuga de gas por falla de línea 1 x 10-1
Falla secundaria
debido a efectos 1 x 10-9 Falla al tomar la acción
correcta después de la 1 x 10-3
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Componente Probabilidad Componente Probabilidad
ajenos observación
Falla operacional 1 x 10-3 Falla indicador de nivel 8.76 x 10-2
Falla alarma por alta
presión 8.76 x 10-2 Falla alarma por alto nivel 8.76 x 10-2
Falla indicador de
temperatura a la salida
de los
intercambiadores
8.76 x 10-2 Falla de diseño o deterioro
durante su servicio 1 x 10-2
Elección y especificación del evento a analizar en el FTA
En este caso el evento de interés considerado es una fuga de alguna de las sustancias con
características CRETIB manejadas en el proceso. Como a partir del HAZOP no resultó ningún
escenario relevante a este respecto (lo cual, se recalca es un resultado muy positivo), se tomará
en cuenta para la selección de la sustancia y el punto de fuga, criterios de peligrosidad de los
materiales en función de los gastos, condiciones de operación y características CRETIB.
En el proceso se manejan principalmente 3 sustancias con un alto nivel de peligrosidad:
1) Nafta (nafta catalítica ligera y pesada: una mezcla compleja de hidrocarburos, con
número de carbones entre 5 y 12, incluyendo parafinas, isoparafinas, olefinas,
nafténicos y aromáticos): líquido a presión atmosférica, altamente volátil e inflamable.
2) Hidrógeno de reformadora (principalmente hidrógeno con un pequeño porcentaje de
metano, etano, propano y butano), gas a presión ambiente, altamente inflamable.
3) Acido sulfhídrico (H2S): altamente tóxico (ILDH 100 ppm, TLV-8hrs 10 ppm) y con un
molesto olor a huevos podridos aún a muy bajas concentraciones (0.1 ppm).
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Analizando las corrientes de proceso descritas en el balance de materia y energía, es posible
seleccionar, con base en las condiciones de operación (presión, flujo, concentración y
temperatura) aquellas con posibilidad de consecuencias mayores en caso de fugas para cada
una de las tres sustancias antes mencionadas:
Nafta: En este caso la corriente con el mayor flujo, la mayor presión y a la mayor temperatura,
es el circuito del rehervidor de la columna CDHDS (corriente 1144), con un flujo de 361,783 kg/h
a través de una línea de 12”, una presión máxima a la descarga de las bombas GA-3202/S de
24.1 kgf/cm2 y una temperatura de 330 ºC. Aunque el flujo y la temperatura después del
calentador BA-3201 (corriente 1147) es ligeramente mayor (1% mayor en flujo y 1 ºC mayor en
temperatura con respecto a temperatura de descarga de las bombas) y el diámetro de la línea
mucho mayor (24”), la diferencia de presión hace que los mayores efectos potenciales se
encuentren inmediatamente a la salida de las bombas, ya que en ese punto la presión es un
37% mayor.
Hidrógeno: En este caso se seleccionaron del circuito de hidrógeno, las corrientes con mayor
presión y con mayor flujo. Aplicando este criterio, los puntos más críticos son las descargas de
los dos compresores (y sus relevos): el compresor booster de hidrógeno fresco (GB-3102)
(corriente 1111), que descarga a 28.1 kgf/cm2 con un flujo de 1916 kg/hr a través de una línea
de 4” de diámetro, y el compresor de hidrógeno de recirculación (GB-3201) (corriente 1197),
que aunque descarga a una presión algo menor (22.1 kgf/cm2) maneja un flujo de hidrógeno 2
veces mayor (3624 kg/hr) al del compresor de hidrógeno fresco, a través de una línea de 6” de
diámetro nominal.
Acido sulfhídrico: Para esta sustancia se consideraron como puntos más críticos aquellos
donde existe una mayor concentración de ácido sulfhídrico resultando en las 4 corrientes
siguientes:
Tabla VI.6 Corrientes con mayor concentración de H2S
Corriente Descripción
1167 Vapor del acumulador de reflujo de la agotadora de H2S al enfriador
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
EA-3204
1155 Vapor del separador frío de la CDHDS al enfriador EA-3203
1169 Carga de gas de venteo amargo a la absorbedora de amina DA-3302
1191 Carga de hidrógeno de recirculación a la absorbedora de amina DA- 3202
Las condiciones de operación para cada una de estas corrientes se muestran en la tabla VI.7:
Tabla VI.7 Condiciones de operación de las corrientes con mayor concentración de H2S
Corriente Concentración de H2S
(% en peso)
Flujo másico (kg/hr)
Temperatura (ºC)
Presión (kgf/cm2)
Altura mínima
(m)
1167 12.05 1095 66 6.7 15
1155 8.17 3378 65 14.8 11
1169 7.80 1729 38 6.5 4
1191 6.88 4022 37 12.1 10
Para la selección final del escenario se tomaron en cuenta los siguientes aspectos:
1) El hidrógeno es más ligero que el aire, por lo que ante una fuga, el gas tenderá a subir y
dispersarse, y
2) El ácido sulfhídrico se encuentra en concentraciones relativamente bajas en las
corrientes consideradas, por lo que el peligro principal en las corrientes en donde se
encuentra no sería la propiedad tóxica del ácido sulfhídrico sino la propiedad inflamable
del componente principal de la corriente (hidrógeno o nafta).
De aquí se obtiene que la corriente más peligrosa sea la nafta pesada, a las condiciones más
críticas de operación dentro de la planta, es decir, en la línea de descarga de las bombas del
rehervidor de la columna CDHDS (corriente 1144 del balance de materia y energía). Esta línea
representa el punto, donde, en caso de presentarse una fuga, serían más importantes los
efectos.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Resultados del FTA
Para determinar la probabilidad de ocurrencia de eventos indeseables se realizó el FTA,
considerando como evento culminante la pérdida de contención (liberación accidental de nafta
pesada) en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS. Los
diagramas de árbol de falla se encuentran el anexo VI.2 (diagramas FTA_SAL_01A y
FTA_SAL_01B). La probabilidad resultante para el evento culminante fue de 8.11x10-3/año,
pero dado que los efectos resultantes son muy distintos para cada rama del árbol de fallas, se
agruparon los eventos intermedios como se detalla a continuación.
Los escenarios más probables, que incluyen fugas u orificios pequeños en la línea debidos a:
1) Válvulas de drenes o venteos dañados o mal cerrados (probabilidad: 4.05x10-3/año)
2) Fugas en bridas (probabilidad: 2.03x10-3/año)
3) Fugas en los sellos de las bombas (probabilidad: 2.02x10-3/año)
4) Corrosión/erosión en las tuberías, particularmente en puntos de flujo estancado y
cambios de dirección del flujo (probabilidad: 1.10x10-5/año)
En la tabla VI.8 se muestra la descripción del escenario para el análisis Árbol de Fallas.
Tabla VI.8 Descripción del escenario para el FTA.
Análisis de Árbol de Fallas
Escenario de Accidente Causa / Fundamento Consecuencias
Pérdida de contención (liberación accidental de nafta pesada) en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS
Probabilidad: 8.11x10-3/año
Ver diagramas FTA_SAL_01A y FTA_SAL_01B, ambos en el Anexo VI.2.
Se puede originar el incendio por fuga de material inflamable debido a daños al sello, a una falla por movimientos operacionales y/o mecánicos, a falla de empaques de bridas de succión y/o descarga, por no llevarse adecuadamente el programa de mantenimiento preventivo, falta de refaccionamiento.
Posibilidad de daños al personal y/o equipos dependiendo del tiempo de respuesta a la emergencia.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Conclusiones del método alternativo de análisis
Como conclusiones del FTA es posible destacar dos puntos:
1) A partir del HAZOP no existen riesgos relacionados con el proceso o su operación
normal que pudieran dar lugar a fugas, este resultado es consistente con el gran número
de protecciones con que cuenta la planta por diseño.
2) La presencia de fugas dependerá en gran medida del cuidado con el que se lleven a
cabo los programas y actividades de inspección y mantenimiento de la planta, ya que,
de acuerdo con los resultados del FTA, son los descuidos u omisiones en estas dos
tareas críticas las causas probables de este tipo de eventos indeseables.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
VI.3 Radios potenciales de afectación (análisis de consecuencias)
Para simular los eventos adversos y determinar los radios de afectación (análisis de
consecuencias) en la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG-1) se utilizó el
software PHAST (Process Hazard Analysis Software Tool) versión 6.1. Este software ha sido
aceptado en México por el Instituto Nacional de Ecología (INE), en los Estados Unidos por la
Agencia de Protección Ambiental (EPA) y la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional
(OSHA), para la determinación de consecuencias en una evaluación de riesgo.
Eventos.
A continuación se describirán los tipos de eventos que pueden ocurrir como resultado de la
descarga de un líquido presionado, un liquido no presurizado y de un vapor o gas presurizado.
Incendio de Charco (“Pool fire”): Cuando un líquido inflamable es descargado de un tanque
de almacenamiento o una tubería, se forma una alberca o charco. Al estar formándose el
charco, parte del líquido se comienza a evaporar; si los vapores se encuentran sobre su límite
inferior de inflamabilidad y con una fuente de ignición mientras se encuentran los vapores, se
forma un incendio del charco.
Fuego instantáneo (“Flash fire”): Cuando un material volátil e inflamable es descargado a la
atmósfera, se forma una nube de vapor y se dispersa. Si el vapor resultante se encuentra con
una fuente de ignición antes de que la dilución de la nube sea menor al límite inferior de
inflamabilidad, ocurre el fuego instantáneo ó “Flash Fire". Las consecuencias primarias de un
fuego instantáneo son las radiaciones térmicas generadas durante el proceso de combustión y
el contacto directo de la flama. Este proceso de combustión tiene una corta duración y los
daños son de baja intensidad.
Dardo de fuego: Si un gas licuado o comprimido es descargado de un tanque de
almacenamiento o una tubería, el material descargado a través de un orificio o ruptura formaría
una descarga a presión de tipo chorro (Gas Jet), que entra y se mezcla con el aire ambiente. Si
el material entrara en contacto con una fuente de ignición, entonces ocurre un dardo de fuego ó
“Jet Fire".
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Bola de fuego (“Fireball”): El evento de bola de fuego resulta de la ignición de una mezcla
líquido/vapor flamable y sobrecalentada que es descargada a la atmósfera. El evento de bola de
fuego ocurre frecuentemente seguido a una Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido
en Ebullición ó “BLEVE”.
Explosión: Una explosión es una descarga de energía que causa un cambio transitorio en la
densidad, presión y velocidad del aire alrededor del punto de descarga de energía. Existen
explosiones físicas, que son aquellas que se originan de un fenómeno estrictamente físico como
una ruptura de un tanque presurizado o una explosión de un líquido en ebullición.
La explosión física esta relacionado con la ruptura catastrófica del recipiente, esta ruptura
podría ocurrir por las siguientes razones:
Falla en el sistema de regulación de la presión y del sistema de desfogue
(sobrepresurización física).
Reducción en el espesor del recipiente debido a la corrosión, erosión o ataque químico.
Reducción en la resistencia del recipiente debido al sobrecalentamiento, defectos del
material con subsecuentes desarrollos de fracturas, ataque químico, golpes o fatiga del
material inducida por la debilidad del recipiente.
El otro tipo de explosiones se denomina química, son aquellas que tienen su origen en una
reacción química como la combustión de un gas inflamable en el aire.
BLEVE: Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición ó “BLEVE”, ocurre
cuando en forma repentina se pierde el confinamiento de un recipiente que contiene un líquido
sobrecalentado o un gas licuado a presión. La causa inicial de una BLEVE es usualmente un
fuego externo impactando sobre las paredes del recipiente sobre el nivel del líquido, esto hace
fallar el material y permite la repentina ruptura de las paredes del tanque. Una BLEVE puede
ocurrir como resultado de cualquier mecanismo que cause la falla repentina de un recipiente y
permita que el líquido sobrecalentado se vaporice incrementando su volumen 200 veces. Esto
es suficiente para generar ondas de sobrepresión y fragmentos, y si el material líquido/vapor
descargado es inflamable, la ignición de la mezcla puede resultar en una bola de fuego ó
“fireball”.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
VCE: Explosión por una Nube de Vapor ó “VCE”, puede definirse simplemente como una
explosión que ocurre en el aire y causa daños de sobrepresión. Comienza con una descarga de
material volátil inflamable de un tanque o tubería y se dispersa en la atmósfera, de toda la masa
que se dispersa, sólo una parte de esta, se encuentra dentro de los límites superior e inferior de
explosividad, y esa masa es la que después de encontrar una fuente de ignición genera
sobrepresiones por la explosión. Este evento se puede generar tanto en lugares confinados
como en no confinados.
Existen cuatro características las cuales deben de presentarse en este orden para que pueda
ocurrir la explosión de la nube de vapor.
1. El material liberado debe de ser inflamable.
2. La nube de vapor debe de tener el suficiente tamaño antes de que se presente la
ignición. Igniciones retardadas de 1 a 5 minutos son más probables para generar una
explosión de nube de vapor.
3. Una suficiente cantidad de material de la nube deberá estar dentro de los rangos de
inflamabilidad para que cause la explosión.
4. En la ausencia de turbulencia (bajo condiciones de flujo laminar o cercanas al
laminar), la velocidad de la flama para hidrocarburos esta en el orden de 5 a 30 m/s,
esta velocidad es muy lenta para producir efectos de sobrepresión significativos, por
lo que la nube de vapor únicamente se quemará en forma rápida (Flash Fire). Bajo
condiciones extraordinarias, la detonación puede presentarse debido al efecto de la
turbulencia. La turbulencia puede llevarse a cabo por dos mecanismos, debido a una
violenta liberación del material a una alta presión o una ruptura del recipiente.
Nube Tóxica: En los casos en que una fuga de material tóxico no sea detectada y controlada a
tiempo, se corre el riesgo de la formación de una nube de gas tóxica que se dispersará en
dirección de los vientos dominantes, y su concentración variará en función inversa a la distancia
que recorra. Los efectos tóxicos de exponerse a estos materiales dependen de la concentración
del material en el aire y de su toxicidad. Dentro de esta categoría, encontramos los siguientes
parámetros que se utilizan para indicar los valores máximos permisibles a los cuales puede
estar expuesto el ser humano.
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IDLH: Siglas de para definir la concentración máxima a la cuál existe Peligro Inmediato
a la Vida y la Salud (Immediately Dangerous to Life and Health) en un tiempo de
exposición de 30 minutos, sin desarrollar síntomas que disminuyan la capacidad de
realizar una evacuación sin sufrir daños irreversibles.
STEL: Siglas de Concentración de Exposición Limite en un Periodo Corto (Short Term
Exposure Limit) en un tiempo de exposición de 15 minutos, sin sufrir irritaciones,
cambios crónicos o irreversibles en los tejidos o narcosis que reduzcan su eficiencia,
les predisponga al accidente o dificulte las reacciones de defensa.
ERPG: Siglas de Planeación de Respuestas a Emergencias (Emergency Response
Planning Guidelines). Los valores son las concentraciones máximas a la cual pueden
estar expuestos, en un tiempo máximo de una hora sin experimentar o desarrollar los
siguientes efectos:
Nivel Efecto
1 Efectos contra la salud ligeros, como disminución
de la percepción ó irritación.
2 Efectos o síntomas adversos o irreversibles que
podrían afectar las habilidades individuales para
tomar reacciones de emergencia.
3 Efectos nocivos permanentes contra la salud o la
vida.
Consideraciones para Realizar el Análisis de Consecuencias.
Para la selección de los escenarios críticos se utilizaron criterios de peligrosidad de los
materiales en función de los gastos, condiciones de operación y características CRETIB, a partir
de estos se determinó equipo o zona en la que se podría producir el incidente y se recopilan los
siguientes datos.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
1. Composición de la mezcla ó producto que se está manejando,
2. Condiciones de operación (especialmente flujo, temperatura y presión),
3. Elevación de la fuga y
4. Tipo de superficie.
Consideraciones para la Evaluación de Efectos de Incendio y Explosión.
1. Adicionalmente, para realizar las simulaciones en el software PHAST 6.1 se tomaron las
siguientes consideraciones:
a. Para fugas a través de sistemas de relevo se usa el valor real de la válvula o la
dimensión de la tubería. Sin embargo para fugas a través de orificios, se sugiere lo
siguiente2:
El banco mundial (1985) propone que el tamaño del orificio para equipo de proceso sea
del 20 al 100% del diámetro de la tubería.
Para tuberías pequeñas de 1 ½” se usa un tamaño de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas).
Para tuberías de 2 a 6” se usan tamaños de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas) a 25 mm
(≈1 pulgada).
Para tuberías de 8 a 12” se usan tamaños de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas), 25 mm
(≈1 pulgada) y 100 mm (≈4 pulgada).
Para el caso de los eventos máximos probables, los hoyos o grietas resultantes son pequeños:
poros hasta de 6 mm (¼ de pulgada) de diámetro y en raras ocasiones de hasta 12.7 mm (½
pulgada). La probabilidad de que se produzca un agujero de un diámetro determinado
disminuye conforme el diámetro considerado aumenta, es decir, son mucho más probables los
agujeros pequeños o poros que los de mayor tamaño. Tomando esto en cuenta con la finalidad
de lograr un escenario "máximo probable" se consideraron fugas por agujeros de diámetro
equivalente de 12.7 mm (½ pulgada).
2 Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. Center for Chemical Process Safety. AIChE, 1989
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
b. Las condiciones de presión, temperatura y flujo se tomaron de los diagramas de
flujo de proceso y del balance de materia.
c. Se contempló un tiempo de duración de la fuga de 10 minutos, tomando en cuenta
las siguientes consideraciones: tiempo máximo para la detección del evento por
parte del personal de PEMEX y tiempo que ocupa el personal de mantenimiento u
operación para llegar al lugar exacto de la fuga y controlarla. Sin embargo se
espera un tiempo de respuesta mucho menor, dado que la planta ULSG contará
con dispositivos automatizados para detectar fugas con oportunidad.
d. Los radios que se presentan en caso de un evento de antorcha o chorro de fuego,
se determinaron a partir de la evaluación de diferentes flujos térmicos tabla VI.9, y
para el caso de eventos de explosiones y BLEVES se evaluaron diferentes niveles
de sobrepresión tabla VI.10.
2. Se consideran dos condiciones ambientales para el análisis:
a. En la primera se consideró una velocidad del viento de 1.5 m/s con estabilidad
ambiental clase F por ser las condiciones meteorológicas para el peor escenario, de
acuerdo con el INE y con el “RMP Offsite Consequence Analysis” de la Agencia de
Protección Ambiental de los Estados Unidos (USEPA); caso para nubes tóxicas
(noche sin viento),
b. En la segunda se utilizó la velocidad del viento promedio de la región de 5.0 m/s, con
estabilidad ambiental clase C por ser las condiciones promedio durante el día con
vientos moderados.
3. Como fuentes de ignición se consideran, las chispas (en operaciones de corte o soldadura),
flamas (flamas de quemadores), electricidad estática, fricción, calor.
4. Para el análisis se utilizan la tabla VI.9 niveles de radiación para determinar las zonas de
afectación:
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.9 Niveles de radiación
Radiación Descripción
1.4 kW/m2
(443 BTU/h/ft2) Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de amortiguamiento.
5.0 kW/m2
(1,585 BTU/h/ft2)
Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de segundo grado sin la protección adecuada. Esta radiación será considerada como límite de zona de alto riesgo.
Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990
5. Para el análisis se utilizan la tabla VI.10 Niveles de sobrepresión para determinar las zonas
de afectación:
Tabla VI.10 Niveles de sobrepresión
Presión Descripción
0.5 lb/pulg2
(0.034 bar)
Probabilidad del 95% de que haya daños. Probabilidad del 10% de ruptura de ventanas.de vidrio y algunos daños a techos de lámina. Esta área se considerará como límite de la zona de amortiguamiento.
1 lb/pulg2
(0.068 bar)
Daños parciales a casas (paredes de ladrillo y edificios no reforzados por la onda de sobrepresión. De 0.5 a 1 lb/pulg2 se considerará como la zona de alto riesgo.
Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990
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6. La tabla VI.11 muestra los posibles daños por sobrepresión en plantas y refinerías:
Tabla VI.11 Evaluación de daños por explosiones, niveles de sobrepresión.
Presión (lb/pulg2) Refinerías Plantas
0.5
Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): rotura de ventanas.
Cuarto de control (techo metálico): rotura de ventanas y medidores.
Cuarto de control (techo de concreto): rotura de ventanas y medidores.
Torre de enfriamiento: falla de mamparas
1.0
Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): deformación de la estructura.
Cuarto control (techo metálico): conectores dañados por colapso del techo.
Cuarto de control (techo de concreto): dañados por colapso del techo.
Tanques de almacenamiento (techo cónico): colapso del techo.
3.0
Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): Colapso parcial.
Calentador: fractura de ladrillos.
Reactor químico: ruptura de ventanas y medidores.
Filtros: falla de paredes de concreto.
Selección y descripción de escenarios
1) Evento máximo probable
El escenario máximo probable fue seleccionado con base en el FTA (sección VI.2 y anexo VI.2).
A partir de este análisis se ha considerado como evento máximo probable una fuga en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la torre CDHDS. Las causas probables de
este evento son corrosión/erosión, fugas en bridas, fugas en sellos de las válvulas, o fugas en
sello de bombas.
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Esta fuga se simula considerando una fuga a través de un agujero con tamaño 12.7 mm (0.5 in)
de acuerdo a las recomendaciones de la literatura. El inventario considerado equivale al
acumulado en 10 minutos de acuerdo al flujo manejado en la línea. Las condiciones de presión
y temperatura corresponden a las de la descarga de las bombas del rehervidor de la torre
CDHDS. La nafta pesada se ha simulado como una mezcla de hidrocarburos pesados, que
incluyen parafinas, isoparafinas, olefinas, nafténicos y aromáticos que tienen puntos de
ebullición dentro del rango de temperaturas de ebullición inicial y final de la nafta pesada y
cuyos porcentajes están en relación con los obtenidos a través del análisis PIANO de la nafta.
2) Evento catastrófico
Como evento catastrófico se consideró pertinente analizar un escenario de incendio en un
tanque de almacenamiento, con base en los antecedentes de 2 incidentes mencionados en la
sección VI.1, para determinar los efectos potenciales y áreas de afectación.
Concretamente, el escenario elegido fue incendio en el tanque de almacenamiento de gasolina TV-208. Para la selección de este tanque en particular, se tomaron en cuenta los
siguientes factores:
1. Dimensiones del tanque: Los tanques que forman parte de este proyecto son de 4
capacidades, a saber, 30 mil, 40 mil, 55 mil y 100 mil barriles. Para considerar el máximo
efecto potencial se han escogido primeramente los tanques de mayor capacidad, es
decir, los de 100 mil barriles (TV-208, TV-204-A y TV-205-A).
2. Distancias entre tanques y instalaciones vecinas: Con la finalidad de analizar el peor
caso posible y posibles interacciones de riesgo se eligió entre los tanques de 100 mil
barriles, aquel con mayor cantidad de tanques o instalaciones cercanos, es decir, el
tanque TV-208.
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Los incendios que han ocurrido en tanques de gasolina se consideran incendios en charcos en
el techo de los tanques. El TV-208 es un tanque cilíndrico vertical, de cúpula flotante, de
100,000 barriles de capacidad. Sus dimensiones principales son 40.843 m de diámetro y 12.192
m de altura. Como sistemas de protección cuenta con dique de contención, sistema de
inyección de espuma superficial, sistema de inyección de espuma sub-superficial, alarma por
bajo nivel, alarma por alto nivel y anillos de enfriamiento.
El escenario se ha modelado como un incendio en charco de gasolina (simulada como una
mezcla de partes iguales en masa de n-hexano y n-heptano) a 12.192 m de altura, con un
diámetro de 40.843.
Condiciones climáticas utilizadas en la simulación
En la simulación se ha optado por utilizar dos climas distintos, uno de los cuales representa las
condiciones en las cuales se dificulta la dispersión de contaminantes (velocidad del viento de
1.5 m/s y estabilidad F), este clima es representativo de una noche tranquila en la zona. Por
otra parte se ha considerado un clima que toma en cuenta la velocidad promedio de los vientos
dominantes (redondeado a 5 m/s) y estabilidad C, estas condiciones son las que se tienen en
un día típico con vientos moderados. La temperatura ambiental considerada fue la promedio del
lugar, eligiendo un valor ligeramente menor para el clima 1 (considerando la baja de
temperatura que ocurre en la noche). La humedad relativa considerada es la promedio del
lugar.
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Tabla VI.12 Condiciones climáticas utilizadas en la simulación de eventos
Clima 1 Clima 2
Descripción Condiciones de peor dispersión (noche sin
viento)
Condiciones promedio durante un
día con vientos moderados
Velocidad del viento (m/s) 1.5 5
Estabilidad F C
Temperatura ambiente (ºC) 20 28.8
Humedad relativa 45% 45%
Resultados del análisis de consecuencias
Las memorias de cálculo y resultados detallados de las simulaciones de los eventos máximo
probable y catastrófico se localizan en los anexos VI.3 y VI.4, respectivamente.
I. Escenario máximo probable
Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla VI.13
Tabla VI.13 Radios de afectación para el evento máximo probable
Tipo de efectos
Por radiación:
dardo de fuego (Jet Fire)
Por sobrepresión:
explosión por ignición tardía
Clima
Radio [m] de
Amortiguamiento
(1.4 kW/m2)
Radio [m] de Alto riesgo
(5 kW/m2)
Radio [m] de
Amortiguamiento
0.035 kgf/cm2
Radio [m] de Alto riesgo
0.070 kgf/cm2
Distancia del punto de fuga al centro de la explosión [m]
1 43.0 33.7 74.8 57.2 30
2 42.7 33.6 63.1 50.1 30
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Los radios de afectación máximos por sobrepresión en caso de una explosión con ignición
tardía fueron de 87.2 m para la zona de alto riesgo y de 104.8 m para la zona de
amortiguamiento, esto para las condiciones del clima 2 considerando el radio de la explosión
más 30 m de distancia entre el punto de fuga y el centro de la explosión.
Análisis del escenario y medidas de mitigación
Cabe mencionar finalmente que este escenario suponen la falla simultánea de varias capas de
protección existentes en el proceso, a saber: el sistema de detección de atmósferas tóxicas y
explosivas, las válvulas de aislamiento de inventarios, el sistema de aspersores y de inundación
de los equipos. Si se considera que estos equipos funcionan satisfactoriamente, los efectos
mostrados no ocurrirán, ya que con una alerta temprana a través de la alarma activada por los
detectores de mezclas explosivas, se puede actuar aislando el inventario de la columna
CDHDS, parando las bombas del rehervidor e inundando los equipos evitando que se formen y
dispersen nubes de vapores inflamables. Por lo tanto, considerando el buen estado de
operación de las capas de protección mencionadas, en caso de presentarse un evento
accidental por fuga o ruptura en la línea de descarga de las bombas GA-3202/S, el escenario más probable, no tendrá consecuencias de efectos térmicos o de sobrepresión. Por lo
tanto, no se generan recomendaciones para instalar medidas de mitigación adicionales.
II. Evento catastrófico
Los resultados para este evento se resumen en la tabla VI.14
Tabla VI.14 Radios de afectación para el evento catastrófico
Zona Nivel de radiación Clima 1 “Noche” Clima 2 “Día”
Alto riesgo 5.0 kW/m2 No alcanzada No alcanzada
Amortiguamiento 1.4 kW/m2 96.7 m 113.0 m
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Análisis de resultados y medidas de mitigación:
Después de analizar los resultados cabe destacar 3 aspectos:
1. La afectación máxima ocurre en la dirección del viento con presencia de vientos
moderados, debido a la mayor inclinación de la flama.
2. En un incendio de este tipo, la radiación no alcanza niveles de alto riesgo. El nivel
máximo de radiación es de 4.8 kW/m2 a 37 m del centro de la flama, es decir, a 17
metros de la pared del tanque.
3. La zona de amortiguamiento abarca los tanques cilíndricos verticales de gasolina TV-
210, TV-209 y unos tanques esféricos que almacenan isopentano (TE-601-A y TE-601-
B), por lo cual se incluyó en este estudio un análisis de interacciones de riesgo.
De los análisis de interacciones con tanques vecinos, como se detalla en la siguiente sección,
se puede agregar que las protecciones existentes son suficientes (en particular los anillos de
enfriamiento en tanques vecinos) y no se requieren medidas adicionales.
VI.4 Interacciones de riesgo
A continuación se indican las actividades de los establecimientos que se encuentran dentro de
las áreas de riesgo y amortiguamiento de los escenarios resultantes del análisis de
consecuencias de la planta ULSG de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”:
a) Otros establecimientos con actividades altamente riesgosas
Dentro de las áreas de riesgo y amortiguamiento determinadas en el análisis de consecuencias
se encuentran las plantas catalítica FCC, Hidrodesulfuradora de Naftas HDS-2 y la planta
Hidrodesulfuradora de Diesel HDD, se considera que las capas de protección de cada una de
estas plantas y en particular de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (que se expone
en el punto VI.5.1), evitan alguna posible interacción de riesgo o de un efecto dominó de la
planta ULSG hacia las otras plantas o viceversa.
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b) Establecimientos con actividades no altamente riesgosas
No existen establecimientos que en condiciones de operación puedan propiciar
encadenamiento de eventos peligrosos.
c) Zonas habitacionales
Dentro de las áreas de riesgo y amortiguamiento no se encuentran zonas habitacionales, sin
embargo, cerca de la barda perimetral de la Refinería y dentro de los 500 metros de distancia
de la planta ULSG se encuentra una zona habitacional de aproximadamente 3 manzanas donde
se ubicada la Escuela Secundaria “Emeteria Valencia”, en la colonia Las Reynas, al noroeste de
la planta y la refinería.
d) Hospitales, escuelas
No existen hospitales y escuelas en las áreas de riesgo y amortiguamiento. Sin embargo, como
se mencionó anteriormente, dentro de los 500 metros de distancia de la planta ULSG se
encuentra una zona habitacional de aproximadamente 3 manzanas donde se ubicada la
Escuela Secundaria “Emeteria Valencia”, en la colonia Las Reynas, al noroeste de la planta y la
refinería.
e) Centros comerciales
No existen centros comerciales o mercados públicos en las áreas de riesgo y amortiguamiento.
d) Otros centros de concentración masiva de personas
No existen otros centros de concentración masiva de personas.
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Consideraciones especiales para el evento máximo probable
Con respecto al evento máximo probable, se ha expuesto en la sección anterior que,
considerando que las protecciones contempladas en el diseño están funcionando, el evento
simulado no tendría que ocurrir, ya que las nubes con mezclas explosivas serían detectadas por
el sistema de detectores de mezclas explosivas y el sistema de contraincendio se encargaría de
lavar los vapores presentes. Se descartan interacciones de riesgo ya que las instalaciones
están lo suficientemente lejos de áreas habitadas como para que hubieran afectaciones a éstas
en el caso muy poco probable de un incidente.
Consideraciones especiales para el evento catastrófico
Para el caso de evento catastrófico analizado en la sección VI.3, se estudiaron los efectos
potenciales de interacción de riesgo en caso de un incendio en el tanque TV-208, con respecto
a los tanques vecinos TE-601-A, TE-601-B, TV-209 y TV-210, debido a que el radio de la zona
de amortiguamiento máximo para este tipo de evento (113 m) incluye estos tanques. El mayor
riesgo es con respecto a las esferas de isopentano TE-601 A y B, debido a su baja temperatura
de ebullición y a su mayor cercanía con el tanque TV-208. Los niveles de radiación máximos a
una distancia de 50 m (distancia a la esfera más cercana, la TE-601-A) serían de 4.3 kW/m2.
En los tanques esféricos, es posible manejar con seguridad tasas bajas de evaporación
mediante los anillos de enfriamiento y sistemas de desfogue presentes en estos equipos. Se
descarta la posibilidad de interacciones de riesgo con respecto a estas esferas de isopentanos, ya que a partir de los cálculos incluidos en el anexo VI.4 se desprende un ritmo
máximo de evaporación, sin enfriamiento, de 6 kg/s, lo cual equivale a un ritmo máximo de 0.5%
(con respecto al tanque lleno a 80% de su capacidad) en una hora.
Con respecto a los tanques cilíndricos verticales de gasolina TV-209 y TV-210, la práctica
estándar de enfriar con agua los tanques vecinos en caso de incendio, evitaría cualquier
interacción con éstos. De igual manera, se descarta la posibilidad de interacciones de riesgos con respecto a los tanques TV-209 y 210 de gasolina, ya que, comparados con las
esferas de isopentanos, manejan líquidos con mayor temperatura de ebullición y se encuentran
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a una mayor distancia, donde la radiación es casi de la mitad (2.7 kW/m2) de la que recibirían
las esferas.
Aunque la zona de amortiguamiento del escenario analizado incluye otros tanques, los efectos
resultantes son muy bajos y pueden manejarse con seguridad con los anillos de enfriamiento y
sistemas de desfogue de los tanques vecinos, descartando la posibilidad de interacciones de
riesgos.
Finalmente, todos los tanques considerados en este proyecto están suficientemente retirados
del límite de la refinería y considerando los radios de afectación máximos por radiación, no
representan riesgo alguno para la población vecina a la refinería.
VI.5 Recomendaciones técnico-operativas
Producto del análisis HAZOP se originaron las siguientes recomendaciones:
1. Actualizar el HAZOP una vez que se tengan los detalles de los compresores (equipos
paquete), considerando escenarios tales como succión bloqueada, descarga bloqueada
y sin agua de enfriamiento, para verificar que se tienen protecciones adecuadas y
suficientes para estos casos.
2. Actualizar el HAZOP una vez que se tengan los detalles del calentador BA-3201
(paquete), considerando escenarios por alta y baja presión del gas combustible a
quemadores en el caso del calentador, para verificar que se tienen protecciones
adecuadas y suficientes para estos casos.
3. Actualizar el HAZOP una vez que se tenga la información detallada de la Unidad
Regeneradora de Amina (URA), considerando los riesgos por toxicidad asociados al
circuito de gas ácido de salida de esta unidad.
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Recomendaciones generales
Dada la alta calidad del diseño del proceso con respecto a la seguridad, el aspecto más crítico
en la fase de ingeniería de detalle, procura y construcción (IPC) será el proceso de supervisión
y verificación de que en esta fase se haya sido fiel a la letra y espíritu del diseño presentado en
la ingeniería básica.
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VI.5.1 Sistemas de seguridad
Capas de protección del proceso
Para ilustrar el grado de protección del proceso se resumen las protecciones incluidas de
acuerdo al concepto de capas de protección, donde cada capa es una barrera que disminuye la
frecuencia o severidad de eventos indeseables evitando así afectaciones a las instalaciones, al
personal, al medio ambiente o a la comunidad. En la figura VI.1 se muestran estas capas, las
consecuencias de fallas y la finalidad de las mismas.
Evitar o disminuir en frecuencia y magnitud
las desviaciones
Plan de Respuesta de Emergenciasde la Comunidad
Plan de Respuesta de Emergenciasde la Planta
Sistemas de contención
Sistemas de control básico de proceso
Alarmas e intervención humana
Afectación a la operación
Afectación al personal
Afectación al medio ambiente
Afectación a la comunidad
Sistemas Instrumentados de Seguridad
Controlar las desviaciones del
proceso
Sistemas de relevo
Reestablecer el proceso, llevar la
planta a condiciones seguras
Contener o disponer de modo seguro la
energía o sustancias peligrosas liberadas
Afectación a las instalaciones
Las condiciones de operación se salen
de los límites normales
Condiciones De Consecuencias
Negativas potenciales
Las condiciones de operación tienen una desviacióndel punto de consigna (Set Point)
Disminuir la afectación a personas y
propiedades
Diseño del Proceso
Sustancias químicas peligrosasCondiciones de operación extremas
Procesos complejos y difíciles de controlar
FinalidadCapas de protección Consecuencias de fallas bajo demanda
Figura VI.2 Capas de protección de los procesos químicos
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Lo que sigue es una descripción de los aspectos más relevantes incluidos en el diseño de la
planta ULSG para cada una de las seis primeras capas de protección. Primera capa de protección: Diseño del proceso
Estas protecciones son inherentes al diseño y proveen un alto grado de seguridad ya que no
dependen del correcto funcionamiento de sistemas o dispositivos externos al proceso.
El proceso básico de la hidrodesulfuración consiste en la reacción de hidrogenación catalítica
selectiva de los compuestos de azufre de la carga de nafta, formándose ácido sulfhídrico y
quedando hidrocarburos con muy bajo contenido de azufre.
El tipo de proceso elegido, un post-tratamiento de la nafta catalítica utilizando destilación
reactiva, es óptimo desde el punto de vista de la seguridad. Además de tener un menor costo,
es más segura que otras alternativas de proceso para lograr el objetivo de reducir el contenido
de azufre en la corriente de nafta proveniente de las plantas catalíticas. Las otras 2 alternativas
comerciales existentes, a saber 1) el pre-tratamiento de la carga de gasóleos a la planta
catalítica y 2) el post-tratamiento con procesos tradicionales de hidrodesulfuración de naftas (sin
destilación reactiva) tienen el inconveniente desde el punto de vista de la seguridad de operar a
condiciones mucho más severas y requerir un consumo mayor de hidrógeno.
El post-tratamiento de la gasolina catalítica, como es de la planta ULSG, con respecto al pre-
tratamiento de los gasóleos de carga a la catalítica representa una reducción en la presión de
operación y el consumo de hidrógeno de alrededor del 70% (Meyers, Handbook of petroleum
refining processes, 3a. edición, McGraw Hill, 2003).
Por otra parte el uso de la destilación reactiva es inherentemente más seguro, requiere menos
energía y catalizador que el proceso tradicional de utilizar un reactor y una columna de
destilación separados, ya que en la columna de destilación reactiva se impide la formación de
puntos calientes en el catalizador y la ocurrencia de reacciones fuera de control (runaways),
debido a que el calor generado por la reacción exotérmica es aprovechado para vaporizar el
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líquido, sirviendo como una capacitancia térmica que mantiene autocontrolada la temperatura
del sistema, con el beneficio adicional de disminuir el requerimiento de calor en el rehervidor de
la columna (Taylor y Krishna, Review: Modelling reactive distillation, Chemical Engineering
Science, Volume 55, Issue 22, November 2000).
Todos los recipientes a presión han sido especificados por diseño para una presión interna
máxima específica y vacío completo, y es muy probable que el espesor resultante de los
cálculos de diseño mecánico de estos recipientes esté más influenciado por el requerimiento de
vacío completo que por el de presión interna, resultando en un recipiente con mayor resistencia
a la presión interna de la especificada. Este requerimiento también protege a los recipientes de
que se colapsen al formarse por alguna causa una presión negativa (vacío) en el mismo.
En el diseño de tuberías, equipos e intercambiadores se ha considerado una presión de diseño
tal que soporte la máxima sobrepresión generada por las bombas y compresores centrífugos en
condiciones de descarga bloqueada.
Se han incluido para la protección de bombas y compresores líneas de recirculación para flujo
mínimo, impidiendo así que estos equipos operen en vacío, causando sobrepresiones y
calentamiento de las líneas y equipos.
Se han incluido notas de diseño en las líneas de procesos donde se maneja flujo bifásico para
asegurar el soporte adecuado de las líneas, para minimizar esfuerzos en la tubería y fallas
subsecuentes.
La especificación de materiales para tuberías con servicio que contenga ácido sulfhídrico,
incluye el requerimiento de relevado de esfuerzos para resistir el fenómeno de agrietamiento
bajo esfuerzo en presencia de sulfhídrico (sulfide stress cracking), de acuerdo a las
recomendaciones de la norma NACE MR0103 “Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in
Corrosive Petroleum Refining Environments”.
Las líneas y recipientes en donde se manejan corrientes gaseosas ricas en ácido sulfhídrico se
encuentran en puntos con cierta altura sobre el nivel del piso (plataformas). En caso de ocurrir
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
una fuga esto ayuda a la dispersión de la sustancia minimizando la posibilidad de que exista
una concentración suficiente para causar daño alguno a nivel de piso.
Se ha prestado cuidado en el diseño para el establecimiento de la posición de las válvulas en
caso de falla, de manera que falle en el lado seguro. La posición de las válvulas en caso de falla
está especificada en los diagramas de tubería e instrumentación. Por otra parte, las válvulas
manuales cuyo cierre accidental pudiera causar problemas en el proceso han sido
especificadas como candadeadas en posición abierta, para evitar cierre accidental de las
mismas.
Se ha establecido debidamente una clasificación eléctrica de áreas, para la instalación de
equipo eléctrico e instrumentos a prueba de explosión en las zonas en que pudieran haber
vapores inflamables en condiciones anormales (clase I división 2), de modo que estos equipos
no representen fuentes de ignición.
También se han incluido en el diseño arreglos de líneas para recircular la carga hacia tanques
de almacenamiento, lo cual representa una funcionalidad útil en caso de emergencias.
Segunda capa de protección: Sistema de control básico del proceso
El sistema de control básico de proceso tiene la funcionalidad principal de mantener constantes
las variables del proceso en los valores de diseño. Sin embargo la falla de estos sistemas es
una causa común de problemas operativos y de seguridad, y es por eso que se han
considerado los puntos siguientes en el diseño de esta capa de protección.
Los sistemas de instrumentación especificados incluyen instrumentos Foundation Fieldbus, que
tienen la ventaja de tener mecanismos de autodiagnóstico, avisando a los operadores sobre
problemas comunes en los instrumentos.
Se ha agregado doble o hasta triple redundancia con lógica de votación 2 de 3 en instrumentos
críticos para impedir que ante la falla de un instrumento se produzcan condiciones inseguras
derivadas de la acción de control con señales falsas y también para prevenir paros en falso de
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
la planta, minimizando riesgos debidos a problemas potenciales durante paros y arranques de
emergencia innecesarios.
Tercera capa de protección: Alarmas e intervención humana
En caso de que el control básico de proceso no sea suficiente para mantener bajo control las
variables del proceso, se debe contar con un sistema de alarmas que avisen inmediatamente a
los operadores acerca de condiciones anormales en la operación del proceso e instrucciones
claras para responder a dichas alarmas.
Se han proveído señales de alarma en los sensores principales, en algunos casos con doble y
hasta triple redundancia con lógica de votación.
En la ingeniería básica se ha incluido un manual de operación preliminar para la planta que
incluye procedimientos de emergencias para varios casos de fallas considerados en un análisis
de riesgos por la técnica “¿Qué pasa si …?” realizado con anterioridad a este estudio.
Además para el caso de fugas en el proceso, se tienen especificados un sistema de detectores
de atmósferas tóxicas (para el ácido sulfhídrico) y explosivas a través de sensores colocados en
puntos estratégicos de la planta, proporcionando una alerta temprana que permitan la acción
adecuada para controlar estas fugas antes de que las concentraciones lleguen a niveles de alto
riesgo.
Cuarta capa de protección: Sistemas instrumentados de seguridad (SIS) En caso de que la acción humana resulte ineficiente, esta capa de protección actúa de manera
automática e independiente del sistema de control básico de proceso, para restablecer el
proceso llevándolo a condiciones seguras. En este apartado se incluyen varios interlocks de
seguridad para protección de los equipos que actúan en forma automática. La mayoría de estos
sistemas cuentan con tres sensores redundantes con lógica de votación 2 de 3, para evitar
paros en falso manteniendo un alto nivel de disponibilidad en las protecciones. Todos los
sistemas instrumentados de seguridad cuentan con una evaluación del nivel de integridad de la
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seguridad (SIL) requerido. Los principales sistemas instrumentados de seguridad se resumen a
continuación y se encuentran listados en la tabla VI.15:
• Aislamiento de inventarios de hidrocarburos en los recipientes a presión que manejen un
gran inventario de nafta, para el caso de fugas en equipos que succionan líquido de
estos recipientes.
• Arranque automático de bomba de relevo en caso de muy bajo flujo de carga, fondo o
reflujo en las columnas y el reactor del proceso.
• Paro automático de aeroenfriadores en caso de vibración excesiva.
• Disparo de compresores por muy alto nivel de líquido en los tanques separadores de
condensados en la succión, muy alta temperatura de descarga y otras condiciones
particulares de cada compresor (a especificar por el fabricante).
• Recirculación de carga a tanques en caso de muy alto nivel en los acumuladores de
carga.
• Paro del calentador en caso de muy bajo flujo de carga al calentador, muy alta
temperatura en la descarga y muy baja presión de gas combustible.
• Cierre de alimentación de hidrógeno a las columnas CDHydro, CDHDS y al reactor de
pulido en caso de muy alta temperatura o muy bajo reflujo en las columnas.
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Tabla VI.15 Interlocks de la planta ULSG-1
FFuunncciióónn NNúúmmeerrooss ddee
iinntteerrlloocckk
EEqquuiippooss
pprrootteeggiiddooss
CCoonnddiicciióónn IInniicciiaall AAcccciioonneess
Aislamiento de
inventarios de
hidrocarburos
I-3103
I-3111
I-3113
I-3123
I-3207
I-3210
I-3214
I-3216
I-3219
I-3302
I-3307
FA-3101
DA-3101
FA-3102
FA-3103
DA-3201
FA-3201
DA-3203
DA-3205
DA-3202
DA-3301
DA-3303
Accionamiento
manual de botón
de cierre de
válvulas de
aislamiento.
Cierre de válvula
de aislamiento en
la descarga del
recipiente
protegido y paro
de bombas que
succionan del
recipiente en
cuestión
Arranque
automático de
bombas
I-3104
I-3112
IS-3114
I-3124
I-3208
IS-3211
I-3215
I-3217
I-3303
I-3305
I-3308
I-3310
CDHydro
CDHDS
Reactor de pulido
Agotador de H2S
Columna
estabilizadora
Bajo-bajo flujo. Arranque
automático de
bomba de relevo
de carga, fondos o
reflujo de las
columnas
Protección de
ventiladores de los
aeroenfriadores
I-3108
I-3110
I-3209
I-3212
I-3213
I-3301
I-3306
I-3309
EC-3102
EC-3101
EC-3203
EC-3201
EC-3202
EC-3301
EC-3302
EC-3303
Alta-alta vibración o
paro por parte del
operador desde el
cuarto de control.
Paro del motor del
ventilador
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FFuunncciióónn NNúúmmeerrooss ddee
iinntteerrlloocckk
EEqquuiippooss
pprrootteeggiiddooss
CCoonnddiicciióónn IInniicciiaall AAcccciioonneess
Bajo-bajo nivel I-3115
IS-3116
IS-3117
I-3126
IS-3204
IS-3218
IS-3220
I-3311
I-3314
I-3315
IS-3316
IS-3317
DA-3101
FA-3104
FA-3105
FA-3103
DA-3201
FA-3206
DA-3202
DA-3301
FA-3302
FA-3301
FA-3302
FA-3304
Alarma por bajo-
bajo nivel en el
tanque.
Cerrar la línea de
alimentación del
equipo protegido y
en las líneas de
carga de la planta
abrir válvula de
recirculación de
carga a tanques
Protecciones de
los compresores
IS-3101
IS-3102
IS-3205
GB-3101
GB-3102/S
GB-3201
Alto-alto nivel en el
separador de
condensados de
succión del
compresor.
Alta-alta
temperatura en la
descarga del
compresor.
Botones de paro de
emergencia en
cuarto de control y
en campo.
Disparos del
compresor
Disparo del motor
del compresor,
abrir la válvula de
flujo mínimo (de
recirculación)
Activación de la
alarma de paro del
compresor
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iinntteerrlloocckk
EEqquuiippooss
pprrootteeggiiddooss
CCoonnddiicciióónn IInniicciiaall AAcccciioonneess
Protección de la
torre CDHydro
IS-3105 DA-3101 Alta-alta
temperatura en
varios puntos
dentro de la
columna.
Alta-alta presión en
el domo de la torre.
Bajo-bajo reflujo a
la torre después de
un minuto.
Cierre de válvula
de alimentación de
hidrógeno fresco y
de reciclo a la
columna
Protección por
sobrellenado de
acumulador de
carga
I-3106 FA-3101 Alta-alto nivel en el
tanque.
Cierre de la
válvula de
alimentación de
nafta. Válvula de
nivel abierta para
el desvío de nafta
hacia limite de
batería
Protección para el
separador del
compresor
I-3107 FA-3104 Baja-baja presión
en el separador.
Cierre de la
válvula que envía
flujo del compresor
a la columna
estabilizadora de
nafta.
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Protección para el
calentador de
fuego directo
IS-3201
IS-3203
BA-3201 Bajo-bajo-flujo de
alimentación de
hidrocarburo. Alta-
alta-temperatura en
la salida del
calentador. Baja-
baja-presión en
suministro de gas
combustible o en
domo de CDHDS.
Botones de paro de
emergencia en
cuarto de control y
en campo.
Cierre de válvulas
de suministro de
gas combustible.
Disparo del
calentador
Activación de
alarma por
disparo.
Protección de la
columna CDHDS
IS-3202 DA-3201 Alta-alta
temperatura en
varios puntos
dentro de la
columna
Bajo-bajo reflujo a
la torre después de
un minuto
Cierre de válvula
de alimentación de
hidrógeno fresco y
de reciclo a la
columna
Disparo del
compresor.
Activación de la
alarma de paro del
compresor
Protección del
reactor de pulido
IS-3312 DC-3301 Alta-alta
temperatura a la
entrada y salida del
reactor.
Cierre de válvula
de alimentación de
hidrógeno fresco.
Cierre de válvula
de fondo de
CDHDS hacia la
bomba.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Quinta capa de protección: Sistemas de relevo
Además del nivel elevado de integridad mecánica especificado en el diseño para equipos y
líneas de proceso, se han agregado las válvulas de alivio de presión (PSV’s) necesarias en
varios puntos del proceso en donde se analizó que pudiera existir alguna sobrepresión. Las
PSV’s han sido diseñadas considerando condiciones máximas en caso de emergencia. Todas
las PSV’s descargan a un cabezal de desfogue dentro de la planta, el cual finalmente se
conecta con la red de desfogue de la refinería y de ahí llega al sistema de quemadores de la
refinería.
Las descargas combinadas de relevo de las PSV’s para escenarios de emergencia en la planta
ULSG-1 de Salamanca son:
1. Falla total de agua de enfriamiento. El relevo combinado por pérdida total de agua de
enfriamiento es de aproximadamente 44,600 kg/h.
2. Falla total de energía eléctrica. El relevo combinado para la pérdida total de energía
eléctrica en la planta ULSG de Salamanca es de aproximadamente 78,900 kg/h.
3. Cuando la columna CDHDS está relevando por alguna razón, se provoca el relevo
simultáneo en otras columnas debido a la integración de calor entre la columna CDHDS
y otras columnas dentro de la planta ULSG. La tasa de relevo combinado para este
escenario es de aproximadamente 525,200 kg/h.
El desarrollo de las tasas de relevo individuales está basado en las guías API-RP-521. Para
descargas de relevo individual por emergencia, ver las hojas de datos de las PSV’s (Anexo VI.6)
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Tabla VI.16 Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento
Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento
Fuente del Relevo PSV de relevo Descarga de Relevo (kg/h) MV PSV Temperatura
de entrada (ºC)
Columna CDHydro PSV-31134 40500 57.6 113
Separador de H2S PSV-32138 4100 70.9 166
Descarga Total de Relevo 44600
Tabla VI.17 Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica
Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica
Fuente del Relevo PSV de relevo Descarga de Relevo (kg/h) MV PSV Temperatura
de entrada (ºC)
Columna CDHydro PSV-31134 78900 57.6 113
Descarga Total de Relevo 78900
Tabla VI.18 Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo
Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo
Fuente del Relevo PSV de relevo Descarga de Relevo (kg/h) MV PSV Temperatura
de entrada (ºC)
Columna CDHDS PSV-32017 461000 90.2 283
Columna CDHydro PSV-31134 49500 57.6 113
Separador de H2S PSV-32138 6900 70.9 166
Columna Estabilizadora de
Nafta PSV-33128 7600 81.0 182
Descarga Total de Relevo 525000
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.19 PSV’s que protegen los equipos de la planta ULSG-1
PSV No LocalizacionTamaño
entrada-salida (in)
Presion Kg/cm2 Fluido manejado Descarga
PSV-31106 FD-3103/S 2''J3'' 6 NAFTA DE CARGA A QUEMADOR
PSV-31107 FD-3103/S 2''J3'' 6 NAFTA DE CARGA A QUEMADOR
PSV-31111 FD-3101/S 1''D2'' 19 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31112 FD-3101/S 1''D2'' 19 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31113 FA-3102 2''J3'' 10.5 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31116 FD-3102/S 1''D2'' 39 CARGA A CDHDS A QUEMADOR
PSV-31117 FD-3102/S 1''D2'' 39 CARGA A CDHDS A QUEMADOR
PSV-31118 EA-3102 ¾''G1'' 9 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-31130 EA-3105 ¾'' X1'' 10 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-31134 DA-3101 8'' T10'' 10.5 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31135* FA-3104 1½''G3'' 8.5 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31136 GB-3101 1½'' G 3'' 9.9 RECIRCULACIÓN DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31137 GB-3102 X'' / X'' - HIDROGENO FRESCO A QUEMADOR
PSV-31140 GB-3102/S X'' / X'' - HIDROGENO FRESCO A QUEMADOR
PSV-31138 FA-3105 1''E2'' 20 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR
PSV-31139 EA-3108 ¾'' X1'' - AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-31141 EA-3108/S ¾'' X1'' - AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-31142 FA-3103 2''J3'' 6 CARGA DE NAFTA PESADA A QUEMADOR
PSV-32107A/B DA-3201 6''R10'' 24.6 DOMOS DE CDHDS A QUEMADOR
PSV-32108A/B EA-3202 2''H3'' 24 VAPOR DE MEDIA A VENTEO
PSV-32111 FA-3201 3''J4'' 24.6 REFLUJO DE CDHDS A QUEMADOR
PSV-32113 EA-3203 ¾'' X1'' 19 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-32117 FA-3203 2''H3'' 24.6 VAPOR RECIRCULADO A QUEMADOR
PSV-32118 BA-3201 2''H3'' 22.5 VAPOR DE MEDIA A VENTEO
PSV-32122 GB-3201 X - RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR
PSV-32123 FD-3201 1''D2'' 37 RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR
PSV-32124 FD-3201/S 1''D2'' 37 RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR
PSV-32126* FA-3202 2''H3'' 24.6 DOMOS DE CDHDS A DRENAJE
PSV-32132 FA-3204 2''J3'' 20 VAPOR DE RECIRCULADO A QUEMADOR
PSV-32134 FA-3205 1½''H3'' 9 REFLUJO DEL AGOTADOR DE H2S A QUEMADOR
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PSV No LocalizacionTamaño
entrada-salida (in)
Presion Kg/cm2 Fluido manejado Descarga
PSV-32135 EA-3204 ¾'' X1'' 9 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-32137 FA-3206 1''E2'' 20 VAPOR DE RECIRCULADO A QUEMADOR
PSV-32138 DA-3202 4''N6'' 9 GASOLINA / H2S A QUEMADOR
PSV-33100 EA-3305 ¾'' X1'' 25.4 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-33104A/B DC-3301 6''Q8'' 24.6 GASOLINA / H2 A QUEMADOR
PSV-33109 EA-3306 ¾'' X1'' 19 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-33112 FA-3303 1½''H3'' 9 REFLUJO DE NAFTA
ESTABILIZADA A QUEMADOR
PSV-33115 DA-3302 1''D2'' 9 40% MDEA A QUEMADOR
PSV-33116 FA-3304 1½''F2'' 9 VAPOR RECIRCULADO A QUEMADOR
PSV-33117 EA-3303 ¾'' X1'' 9 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE
PSV-33118 FA-3305 1½''H3'' 6 AGUAS AMARGAS A QUEMADOR
PSV-33123 FA-3301 6''R10'' 22 EFLUENTE DEL REACTOR A QUEMADOR
PSV-33126 FA-3302 1½''F2'' 24.6 REFLUJO DE NAFTA
ESTABILIZADA A QUEMADOR
PSV-33128 DA-3301 6''Q8'' 9 DOMOS DE LA ESTABILIZADORA A QUEMADOR
* Las PSV's señaladas tienen diferente identificación en las hojas de datos: PSV-31155 es PSV-31142, PSV-32119 es PSV-32126
Sexta etapa de protección: Sistemas de contención
Los detalles del sistema contraincendio se incluyeron en el capítulo V, sección V.1.4 (proyecto
del sistema contraincendio). En esta sección únicamente se destacan los aspectos más
importantes y su relación con otros sistemas de contención:
El sistema contraincendio de la planta se ha especificado de acuerdo a la normatividad
aplicable (principalmente de acuerdo al Código del National Fire Protection Association – NFPA
y la norma NRF-015-PEMEX-2003), con un sistema de monitores localizados de tal manera que
todas las áreas del proceso puedan cubrirse por dos chorros. Las bombas y compresores
cuentan con sistema de inundación en caso de presentarse fugas. Los tanques tienen
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
especificado un recubrimiento a prueba de fuego (fireproofing) con capacidad para 2 horas. Los
cuartos de control están especificados a prueba de explosiones.
El sistema contraincendio está conectado con un sistema de detección y alarma en caso de
fuego, humo, atmósferas explosivas y tóxicas, a base de sensores especializados para detectar
la presencia de mezclas explosivas de hidrocarburos, humos y presencia de altas
concentraciones de H2S. La activación de los aspersores es automática en caso de fuego, y se
cuentan con alarmas audibles y visibles en sitio y cuarto de control.
En el Anexo VI.7 se muestra la localización de los equipos, dispositivos y sistemas de seguridad
de la planta ULSG.
VI.5.2 Medidas preventivas
Sistema de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental
Es importante agregar que la integridad de cada capa de protección ilustrada en la sección
anterior depende de que se encuentren funcionando una serie de políticas, procedimientos y
programas técnico-administrativos interrelacionados, es decir un sistema de gestión, que
asegure finalmente que cada una de las barreras que evitan incidentes mayores esté en su
lugar, se encuentre operativa y sea efectiva. Al respecto, Pemex tiene implementado a nivel
corporativo un sistema de gestión de seguridad, salud y protección ambiental (SSPA) que
incluye las mejores prácticas administrativas preventivas y correctivas relacionadas con la
seguridad a nivel mundial. Este sistema incluye la revisión y la observancia de todos los
procedimientos, disciplina operativa, administración de la seguridad de los procesos, integridad
mecánica, respuesta a emergencias, restauración ambiental y aseguramiento de la calidad,
entre otros aspectos.
Dentro del Sistema de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental, se tienen
contempladas las actividades enlistas en la tabla VI.19 con la finalidad de prevenir incidentes.
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
Tabla VI.20 Actividades de Seguridad, Salud y Protección Ambiental
No. Medidas preventivas
1. Calibración Preventiva de Líneas
2. Calibración Preventiva de Equipos
3. Revisión y Calibración de Niplerías
4. Calibración de Válvulas de Alivio
5. Revisión de Válvulas de Venteo y Arrestadores de Flama
6. Prueba de Hermeticidad en Válvulas Check
7. Revisión de Tornillería
8. Evaluación de Corrosión en Plantas
9. Evaluación de Corrosión en Torres de Enfriamiento
10. Inspección de Ductos
11. Inspección de Dispositivos de Seguridad de Equipos
12. Inspección Preventiva de Calentadores y Hornos
13. Revisión de Tuberías
14. Inspección Visual de Aeroenfriadores
15. Inspección Preventiva de Riesgos
16. Revisión, Prueba y Limpieza de Drenajes
17. Inspección Preventiva a Subestaciones y Registros Eléctricos
18. Simulacros Operacionales
19. Revisión de Equipos de Protección Personal Fijos
20. Pláticas de Seguridad
21. Actividades de Seguridad Industrial y Contraincendio.
22. Campaña de Seguridad
23. Revisión y Mantenimiento de Equipo de Protección Contraincendio
24. Prueba de Operación de Vehículos de Contraincendio
25. Pláticas / Prácticas Contraincendio
26. Simulacros Contraincendio
27. Revisión y Mantenimiento de Equipo Fijo de Contraincendio
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Fecha: Diciembre De 2007
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
No. Medidas preventivas
28. Control de Emisiones de Contaminantes
29. Funcionamiento de Quemadores de Campo
30. Auditorias
31. Inspección de Cilindros de Gases Comprimidos
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VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO
VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del proyecto
El proceso CDHydro/CDHDS de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG) es un
proceso cerrado que prácticamente no genera residuos, descargas o emisiones en su
operación. La gran mayoría de las corrientes de salida son reutilizadas en el mismo proceso o
bien, se pueden enviar al sistema de gas combustible de la refinería; el resto de las corrientes
comúnmente son enviadas a quemadores. Además, el proceso aumenta la vida útil del
catalizador por lo que los residuos del mismo son menores y utiliza un consumo menor de
hidrógeno por lo que las corrientes de venteo pueden ser reducidas y más fácilmente
controladas.
VI.6.1 Caracterización
Emisiones de gas.
Emisiones de gas en operación normal. En operación normal existen dos corrientes gaseosas de proceso:
• Purga de gas de CDHDS reciclado del separador de condesados de amina (FA-204) y,
• Venteo de gas del separador de condensados de amina (FA-304)
Estas son corrientes de venteo controladas, las cuales no son liberadas a la atmósfera, si no
que son endulzadas, combinadas y enfriadas antes de ser enviadas al sistema de gas
combustible. El flujo de la corriente de venteo combinado se encuentra en el balance de materia
(corriente 1201). No se espera ninguna otra emisión de gas durante la operación normal.
Líquidos.
Efluentes líquidos en operación normal. En operación normal el proceso CDHydro/CDHDS+ no produce efluentes. Los efluentes
acuosos esperados como agua ácida son directamente correlacionados con el agua contenida
en la alimentación del proceso. Si la alimentación al proceso contiene agua, los efluentes
acuosos se deben presentar en los siguientes servicios:
• Alimentación a la columna CDHydro.
• Reflujo de de la columna CDHydro.
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• Alimentación a la columna CDHDS.
• Reflujo de la columna CDHDS.
• Reflujo del extracto de H2S.
• Efluentes del calentador del reactor de pulido.
• Efluentes del enfriador del reactor de pulido.
• Reflujo del estabilizador de nafta.
Sólidos.
El único residuo sólido esperado en el proceso CDHydro/CDHDS es catalizador gastado.
VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento
Las emisiones de gas en operación normal serán enviadas al sistema de gas combustible.
VI.6.3 Disposición
Emisiones de gas.
Emisiones de gas en operación normal. Todas las emisiones en operación normal de la planta son combinadas, endulzadas y enfriadas
antes de ser enviadas al sistema de gas combustible.
Líquidos.
Efluentes líquidos en operación normal. Los efluentes acuosos de cualquiera de los servicios que generen efluentes deben ser enviados
al acumulador de agua amarga (FA-3305) antes de ser bombeada fuera de límite de batería.
Sólidos. El catalizador gastado de la columna CDHydro y CDHDS (módulos CD) será manejado
conforme a la legislación Ambiental Vigente en el momento de su disposición final.
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VII. RESUMEN
CONTENIDO
VII. RESUMEN ................................................................................................................ 2
VII.1. Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental ..........................................2
VII.2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo ambiental.............................................................................................................................3
VII.3 Presentar el Informe Técnico debidamente llenado .........................................................3
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VII. RESUMEN
VII. RESUMEN
VII.1. Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental
La construcción y operación de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG) en la
refinería “Ing. Antonio M. Amor”, de Salamanca, Gto., es un requisito indispensable para el
cumplimiento de la norma NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, que especifica una
reducción importante en los niveles máximos de azufre de las gasolinas que se producen y
comercializan en el país. Las gasolinas de ultra bajo azufre que se esperan producir gracias a
esta tecnología permitirán el uso de convertidores catalíticos más avanzados en los vehículos
automotores, con los cuales será posible reducir de manera importante las emisiones de gases
contaminantes y de efecto invernadero a la atmósfera. Esto traerá como consecuencia una
mejora importante en la calidad del aire a nivel nacional y por consiguiente en el estado
general de salud de la población, habiéndose estimado que los beneficios sociales esperados superan varias veces el costo del proyecto.
El proyecto está alineado con objetivos nacionales del más alto nivel expresados en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, en su estrategia 10.3, que especifica la adopción de
estándares internacionales de emisiones vehiculares, a través de la producción de combustibles
más limpios, todo esto relacionado con la protección del medio ambiente a través de la
reducción de gases con efecto invernadero, con la que el país se ha comprometido como
signatario del Protocolo de Kioto.
La función de esta planta Desulfuradora de Gasolinas Catalítias (ULSG), es remover la mayor
cantidad posible del azufre presente en 25,000 barriles por día de carga de gasolina
proveniente de la planta de desintegración catalítica (FCC) de esta refinería, la cual constituye
uno de los principales componentes en la formulación final de las gasolinas PEMEX Magna y
Premium. El azufre eliminado de la gasolina será recuperado adecuadamente a través de las
acciones paralelas enfocadas al cumplimiento de la norma NOM-148-SEMARNAT-2006.
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VII. RESUMEN
El proyecto incluye la planta desulfuradora de gasolinas (ULSG-1), su unidad regeneradora de
amina (URA-1), una torre de enfriamiento nueva y un quemador elevado nuevo, además de
otros componentes secundarios menores. Además, se contemplan en este proyecto los
servicios auxiliares e integración requerida para la operación de esta planta. Los tanques de
almacenamiento que se utilizarán para el producto de esta planta, son los tanques existentes de
almacenamiento de gasolina de la refinería.
La planta ULSG ha sido diseñada bajo "buenas prácticas de ingeniería generalmente aceptadas
y reconocidas”, es decir, considerando todas las normas, códigos y buenas prácticas vigentes,
incluyendo las internas de Pemex, las de organismos nacionales e internacionales, aplicables al
proceso, para asegurar que las sustancias con características peligrosas sean manejadas en
condiciones de máxima seguridad y que cualquier anomalía sea detectada oportunamente.
Además, se han incluido en el diseño los medios recomendados para que, en el caso de que
llegaran a ocurrir eventos que impliquen una pérdida de contención, las fugas sean detectadas
tempranamente, los inventarios puedan ser aislados y las consecuencias mitigadas, para evitar
daños mayores a las personas, al ambiente y a las instalaciones.
Es destacable que este proyecto cuenta con un muy alto nivel de seguridad por diseño, ya
que las protecciones que normalmente se recomiendan agregar como producto de un estudio
de riesgo, ya están incluidas por diseño en el proceso. El proceso considera el uso de tecnologías de punta que de forma inherente resultan más seguras que otras alternativas
disponibles. En particular, se destaca el hecho de que el proceso principal se basa en la
operación de dos torres de destilación reactiva (llamadas CDHydro y CDHDS), que combinan
las reacciones químicas requeridas con la separación en un mismo equipo. Esta tecnología,
además de implicar una reducción en la severidad de las condiciones de operación requeridas
(presiones 70% menores), elimina una gran cantidad de problemas potenciales con respecto a
los reactores independientes, esto es, se limita la posibilidad de reacciones fuera de control y se
evita la formación de puntos calientes, ya que el calor generado por la reacción es absorbido
por el líquido en la torre para evaporarse.
En el diseño mecánico se han utilizado principios de diseño que garantizan la integridad de
equipos y líneas para causas comunes de sobrepresionamientos, esto es, los equipos y líneas
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están diseñados para resistir sin problemas en caso de que una válvula manual aguas arriba de
una bomba se bloquee accidentalmente.
Por otra parte, el diseño especifica avanzados sistemas de instrumentación y control automático
en un esquema de control distribuido, que incluye un sofisticado sistema de alarmas
redundantes para alertar con oportunidad a los operadores en caso de que ocurran
desviaciones en las variables de proceso. En caso de que las desviaciones sean mayores, se
cuenta con un sistema completo de interlocks de seguridad para llevar la planta a condiciones
seguras de forma automática, sistemas de válvulas de aislamiento de grandes inventarios,
detectores de gases tóxico, fuego, humos y mezclas explosivas para detección oportuna de
fugas, sistemas de relevo para disponer con seguridad de las sustancias químicas peligrosas en
caso de emergencias, así como un sistema de contraincendio para mitigar cualquier
eventualidad, el cual puede servir también como un sistema de "lavado" o “cortina” de agua
para nubes tóxicas o explosivas, evitando que estás se dispersen o bien alcancen un punto de
ignición en caso de fugas.
VII.2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo ambiental.
Para evaluar el riesgo ambiental del proyecto, se realizo un análisis de riesgos detallado
utilizando la metodología HAZOP (análisis de riesgos y operabilidad), jerarquizando los riesgos
a través del uso de una matriz de riesgo y complementando los resultados a través de un
análisis por árbol de fallas (FTA).
Antes de analizar la planta se evaluaron los antecedentes de incidentes en procesos similares,
determinándose que dadas las características particulares del diseño de este proceso, no se
esperarían eventos similares en esta planta. Sin embargo, dados los antecedentes de incendios
en tanques de almacenamiento de gasolina debido a rayos (dos incidentes en los dos últimos
años en el sistema nacional de refinerías), se consideró pertinente analizar los efectos
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potenciales de un evento de esta naturaleza en la refinería, con respecto a los tanques de
almacenamiento (existentes) involucrados en el proyecto.
El análisis de riesgos y operabilidad (HAZOP) es un método sistemático y riguroso de
identificación de riesgos HAZOP que considera las desviaciones que pudieran ocurrir en el
proceso, sus causas, consecuencias potenciales y protecciones aplicables. La matriz de riesgos
se aplicó en cada escenario de riesgo resultante, consistiendo en una categorización cualitativa
tanto de la frecuencia con la que se pudiera esperar el evento (remoto, baja, media o alta
frecuencia), como de la severidad de las consecuencias potenciales (menores, moderadas,
graves o catastróficas), para poder jerarquizarlos en 4 clases de riesgos: A, B, C o D. Las dos
primeras clases de riesgos (A y B) son inaceptables, es decir requieren la integración de
protecciones y medidas adicionales (urgentes en el caso de los escenarios clase A), mientras
que las 2 últimas (C y D) se consideran aceptables, es decir, no se requiere especificar
protecciones adicionales, y únicamente se recomienda asegurar la operación confiable de las
existentes.
Mediante la técnica HAZOP se analizaron un total de 41 nodos de estudios, abarcando todos
los equipos y líneas principales de proceso. El resultado fueron solo escenarios de riesgo
aceptable (clase C y D), ya que en cada escenario de riesgo analizado se encontraron protecciones adecuadas y suficientes para eliminar, reducir y/o mitigar los riesgos encontrados. Como ya se había mencionado la planta cuenta con un muy alto nivel de
seguridad por diseño.
Dado que con base en el análisis HAZOP que toma en cuenta las posibles desviaciones en el proceso no se encontraron escenarios potenciales de fugas o pérdidas de contención, como complemento de este análisis se realizó un árbol de fallas (FTA) para
determinar deductivamente otras formas en que pudiera presentarse una fuga o pérdida de
contención de material peligroso en este proceso. Como resultado del FTA se encontró que la
posibilidad de fugas o eventos de pérdida de contención serían únicamente debido a descuidos u omisiones en los programas y actividades de inspección y mantenimiento de la planta. Como complemento de este análisis se determinó que el punto más crítico en
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caso de fuga, con base en las sustancias y condiciones de operación involucradas, sería la
línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS.
La ingeniería de los componentes secundarios del proyecto aún no está desarrollada,
destacándose por el manejo de grandes cantidades de sustancias con características CRETIB
la unidad regeneradora de amina y el quemador elevado. Tampoco se cuenta aún con los
detalles de los equipos paquete, es decir, los compresores y el calentador de la planta ULSG.
Por lo tanto, las únicas recomendaciones generadas van encaminadas a verificar que estos
componentes tengan el mismo grado de seguridad que el proceso principal analizado. En
particular respecto al quemador elevado se indicó que el riesgo con base en dos
consideraciones: 1) dado que los problemas con estos sistemas se deben a diseño fuera de
normas, pobre administración al cambio y deficiencias en la inspección y mantenimiento,
siempre y cuando estos tres aspectos se lleven a cabo satisfactoriamente no deberán tenerse
problemas con estos equipos, y por otra parte, 2) dado el nivel tan avanzado de control de la
planta, se esperan que los problemas y emergencias en donde se requieran los servicios del
quemador elevado se verán reducidos a un mínimo. Por otra parte, con respecto a la Unidad
Regeneradora de Amina (URA) se determinó que aunque es un proceso de bajo riesgo, dado
que no se tienen condiciones severas de operación, se recomienda revisar el circuito de ácido
sulfhídrico producido en este proceso secundario, en cuanto se tenga la ingeniería de este
componente.
Para evaluar las posibles áreas de afectación se utilizaron modelos matemáticos de simulación,
contemplándose 2 eventos: el evento máximo probable considerado es la pérdida de contención
o fuga de nafta pesada en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna
CDHDS, mientras que como evento catastrófico se consideró un incendio en el tanque de
almacenamiento de gasolina TV-208 (el más crítico de los involucrados en el proyecto, por estar
rodeado de otros tanques y esferas de almacenamiento de isopentanos).
Con respecto al evento máximo probable, la simulación dio como resultados la posibilidad de
ocurrir un dardo de fuego (jet fire) con radios máximos por efectos de radiación térmica para la
zona de amortiguamiento de 43.0 metros y de 104.8 metros en caso de presentarse una
explosión. El que se presente uno u otro evento depende de que la fuga encuentre rápida o
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tardíamente un punto de ignición, respectivamente. Es muy importante tomar en cuenta que
este escenario toma en cuenta una fuga no detectada y no atendida, sin embargo, el escenario
esperado en caso de una fuga de esta naturaleza consistiría en la oportuna detección a través
de los detectores de mezclas explosivas especificados en el diseño, el paro ordenado de
emergencia de la planta y la pronta mitigación de la fuga con cortinas de agua, a través del
sistema contraincendio, sin que se llegue a condiciones que favorezcan la formación de dardos
de fuego o explosiones.
Por otra parte, con respecto al evento catastrófico analizado, la simulación dio como resultados
radios máximos de afectación de 113 metros para la zona de amortiguamiento, habiéndose
simulado un incendio como un charco de fuego en el domo del tanque. Se llevó a cabo un
análisis de los efectos que pudiera tener la radiación producida en los tanques vecinos,
particularmente con respecto a las esferas de isopentanos cercanas al tanque, y se determinó
que las tasas de vaporización resultante serían despreciables, que se cuentan con los medios
para enfriar exteriormente los tanques verticales y esferas vecinas en caso de un incendio, y por
lo tanto, no se determinaron interacciones de riesgo entre un posible incendio en el tanque TV-
208 y los almacenamientos vecinos. Por otra parte, esta área de almacenamiento se encuentra
suficientemente retirada de áreas habitacionales o zonas vulnerables.
Finalmente, dado que los radios potenciales de afectación quedan dentro de los límites de la
refinería y que se tienen protecciones y medios de mitigación adecuados y suficientes, no se esperan afectaciones por concentración tóxica, radiación térmica o sobrepresión producto de este proyecto fuera de los límites de la refinería.
Por lo tanto, como conclusión, el riesgo ambiental del proyecto es despreciable y se recomienda ampliamente dados los beneficios ambientales de su operación para la producción de gasolinas de ultra bajo contenido de azufre.
VII.3 Presentar el Informe Técnico debidamente llenado