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INDICE CAPITULO I.
I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL................................................................... 1
I.1 Proyecto ...............................................................................................................1
I.1.1 Nombre del proyecto ............................................................................. 1
I.1.2 Ubicación del proyecto .......................................................................... 1
I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto............................................................ 4
I.1.4 Presentación de la documentación legal ............................................... 4
I.2 Promovente .........................................................................................................4
I.2.1 Nombre o razón social........................................................................... 4
I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente .............................. 4
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 de la elaboración del estudio de impacto ambiental .....5
I.3.1 Nombre o razón Social .......................................................................... 5
I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP.......................................... 6
I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio......................................... 6
I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio....................................... 6
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 1
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DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE
IMPACTO AMBIENTAL
I.1 Proyecto
Dentro de los planes de desarrollo de Pemex-Refinación está contemplada la
producción de Gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que se elabora el
presente estudio, para evaluar los impactos ambientales que podrían presentarse
por la construcción y operación de dos nuevas Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No. 1 y No.2, (ULSG 1 y 2), para procesar 30,000 BPD de
carga cada una.
La Planta No.1, recibe un flujo constituido por una mezcla de Gasolinas
provenientes de la Planta Catalítica No. 1 sin tratamiento y tanques de
almacenamiento, para producir Gasolina con 10 ppm. de azufre. La planta No.2,
recibe una carga constituida por una mezcla de Gasolinas proveniente de la
Planta Catalítica No. 2 sin tratamiento y tanques de almacenamiento, para
producir Gasolina con 10 ppm. de azufre. (Se anexa carta topográfica 1:50,000
donde se indica la ubicación del proyecto, anexo 1).
I.1.1 Nombre del proyecto
Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No.1 y No.2 (ULSG 1 y 2)
I.1.2 Ubicación del proyecto
Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No. 1 y 2, serán construidas
dentro del predio que ocupa la Refinería “Miguel Hidalgo” localizada en el Estado
de Hidalgo, en el municipio de Tula de Allende a 82 km. al norte de la Ciudad de
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SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESMéxico, en las coordenadas geográficas 20°02´33 latitud norte y 99°16´41”
longitud oeste. (Ver figura de localización de las plantas dentro de la Refinería).
En la siguiente tabla se presenta la ubicación de las instalaciones de la Refinería
Miguel Hidalgo. Localización de la Refinería Miguel Hidalgo
Calle y Número Carretera Jorobas – Tula Km.26.5
Código Postal 42801
Municipio Tula de Allende
Entidad Federativa. Hidalgo
Sus instalaciones ocupan un área total de 749 Ha que se encuentran
estratégicamente situadas por encontrarse próximas al mayor consumidor de
combustible.
El proyecto de construcción de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.1
y 2 se ubicarán dentro de los límites de la Refinería la cuál tendrá las siguientes
colindancias, referidos al sistema local de coordenadas de construcción:
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REFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULA
USLG 1USLG 2
Plantas desulfuradoras de gasolina catalíticaProyecto combustibles limpios
REFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULA
USLG 1USLG 2
Plantas desulfuradoras de gasolina catalíticaProyecto combustibles limpios
Ubicación de las plantas dentro de la Refinería
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SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALES Localización de la planta dentro de la refinería.
Norte Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta Isomerizadora de Butanos, Planta de Alquilación, Quemador Elevado.
Sur Terreno baldío sin uso.
Oriente Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107, TV-108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103, TV-104, TV-105, TV-64, TV-65, TV-66, TV-67.
Poniente Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área del quemador elevado y terreno baldío sin uso.
Se anexa una carta topográfica 1:50,000 Mixquiahuala F14C89 editado por
INEGI, donde se indica la ubicación de la refinería. (anexo 1)
I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto
La vida útil del proyecto esta calculada para 20 años.
I.1.4 Presentación de la documentación legal
En el Anexo 2, se presenta copia del Acta Constitutiva de la Empresa (Decreto de
la Expropiación de la Industria Petrolera publicada en el Diario Oficial de la
Federación con fecha jueves 16 de Julio de 1992).
I.2 Promovente
I.2.1 Nombre o razón social
PEMEX-Refinación, Refinería Miguel Hidalgo. ( en el anexo 2 se presenta el acta
constitutiva de la empresa)
I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
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SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESI.2.3 Nombre y cargo del representante legal
Datos del Representante legal
Nombre:
Cargo: Subdirector de Auditoria en Seguridad Industrial y Protección Ambiental
Clave de Lector
Se anexa copia del poder y documentos que acreditan la personalidad del
Representante legal en el anexo 3.
I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal
Dirección del representante legal
I.3 Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental
I.3.1 Nombre o razón Social
Universidad Autónoma de Nuevo León
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
Protegido por
IFAI, Art. 3°.
Fracción VI, LFTAI
PG
"Protección de datos personales LFTAIPG"
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SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESI.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP
I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio
Datos del responsable técnico
Nombre:
CURP
RFC
CEDULA PROFESIONAL No.
La copia de los documentos que acreditan la personalidad del responsable técnico
se pueden consultar en el anexo 4.
I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio
Dirección del responsable técnico.
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI,
LFTAIPG
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG
Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI,
LFTAIPGProtegido por IFAI,
Art. 3°. Fracció
n VI, LFTAI
PG
Protegido por
IFAI, Art. 3°.
Fracción VI, LFTAI
PG
"Protección de datos personales LFTAIPG"
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INDICE CAPITULO II.
II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO................................................................7
II.1 Información general del proyecto.......................................................... 7
II.1.1 Naturaleza del proyecto ..................................................................... 7
II.1.2 Selección del sitio .............................................................................. 8
II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización..................... 10
II.1.4 Inversión requerida .......................................................................... 14
II.1.5 Dimensiones del proyecto................................................................ 15
II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en sus colindancias............................................................................................. 16
II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos .......... 17
II.2 Características particulares del proyecto........................................... 18
II.2.1 Programa general de trabajo ........................................................... 19
II.2.2 Preparación del sitio ........................................................................ 19
II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto ....... 23
II.2.4 Etapa de construcción ..................................................................... 24
II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento............................................... 27
II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto.................................... 45
II.2.7 Etapa de abandono del sitio ............................................................ 72
II.2.8 Utilización de explosivos.................................................................. 73
II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera ............................................................................... 73
II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos ................ 95
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II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.1 Información general del proyecto
II.1.1 Naturaleza del proyecto
El proceso consiste en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y
nitrógeno, así como las Diolefinas y Olefinas presentes en la corriente de
alimentación, con un posterior fraccionamiento y tratamiento de los productos y
subproductos.
Dentro de las instalaciones de la planta se contará con una Sección de
Endulzamiento con Amina donde el Gas de Recirculación y el Gas Combustible
son endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de H2S.
Las Plantas Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 y 2 tienen la función de
producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm peso) y
demás especificaciones como producto final, utilizando como carga una mezcla de
gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No. 1 y 2 y tanques de
almacenamiento respectivamente sin tratamiento.
Las plantas han sido diseñadas para procesar estas corrientes cuando provengan
de almacenamiento y/o directamente de las plantas catalíticas.
Para cumplir con la normatividad ambiental, la gasolina desulfurada de la planta se
enviará al “pool” de gasolinas con un máximo de 10 ppm en peso de azufre.
La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y
subproductos como Gas Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.
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• Factor de servicio
La planta deberá operar 36 meses (mínimo) en forma continua, es decir la planta
en operación normal deberá funcionar durante periodos de 36 meses como mínimo
entre periodos de reparaciones generales.
De acuerdo a las características generales del proyecto descritas, se puede
determinar que el proyecto traerá como consecuencia un beneficio ambiental a
nivel regional, al reducir considerablemente la cantidad de azufre contenida en las
gasolinas. Así mismo el proyecto se integrará a los procesos actuales de la
Refinería dentro de las instalaciones de la misma, por lo que no se dañarán
ecosistemas frágiles o susceptibles de protección.
II.1.2 Selección del sitio
Para determinar la mejor ubicación para el desarrollo de este proyecto se tomaron
en cuenta las siguientes consideraciones:
• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.
• Accesibilidad al sitio.
• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las
necesidades operacionales del proceso.
• Cercanía con los procesos que generan la alimentación a las plantas
desulfuradoras
• Menor Impacto ecológico.
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Por otro lado, debido a que este proyecto será parte del procesamiento de la
Refinería “Miguel Hidalgo”, no se consideraron otras alternativas de selección del
sitio fuera de los límites de la misma.
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II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización
Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica, se localizarán dentro de la
Refinería “Miguel Hidalgo” en el Municipio de Tula de Allende, Hgo. el cual se
ubica en el suroeste del estado de Hidalgo, colindando al norte con los municipios
de Tepetitlán y Tlahuelilpan, al sur con el Municipio de Tepeji de Ocampo, al este
con Atotonilco, Atitalaquia y Taxcoapan, y al oeste con el Estado de México.
Localización del Municipio de Tula de Allende
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Las coordenadas geográficas del Municipio son las siguientes.
Tablade Coordenadas Geográficas del Municipio de Tula.
Coordenadas
20° 03´ Latitud Norte 99° 21´ Longitud Oeste
Ubicación de la Ciudad de Tula de Allende, Hgo.
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La extensión territorial del Municipio de Tula de Allende es de 305.80 km2, con una
altitud promedio de 2,020 m.s.n.m., el Municipio cuenta con una población de
93,296 personas, de acuerdo a los resultados que presentó el II Conteo de
Población y Vivienda para el 2005, cabe destacar que el municipio cuenta con una
influencia importante de población flotante provocado por la generación de
empleos directos e indirectos de la Refinería “Miguel Hidalgo”, de PEMEX
Refinación.
II.1.3.1 Ubicación de las plantas desulfuradoras de gasolinas
catalíticas 1 y 2 dentro de la Refinería Miguel Hidalgo.
Dentro de la refinería la planta se ubicará al sur de la planta desulfuradora de
gasóleos, al poniente de los tanques de almacenamiento atmosférico (TV107 y TV
108) y al norte y al oriente de terrenos naturales (baldíos). (Ver anexo 5), Plano de
localización general de la Refinería.
Las plantas desulfuradoras se encontrarán ubicadas en las siguientes coordenadas
geográficas a los 20° 02´ 42.32” de latitud norte y los 99° 17´ 19.52” de longitud
oeste (Fuente Google Earth 2007).
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Vista aérea del la refinería y ubicación del terreno en el que se construirán las plantas desulfuradoras
II.1.4 Inversión requerida
La inversión estimada es de US $184.18 millones de dólares por cada planta
desulfuradora, lo que corresponde a $1989.16 millones de pesos m.n.
Dentro de este monto se tienen consideradas las acciones de prevención y
mitigación de impactos ambientales durante las diferentes etapas del proyecto.
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II.1.5 Dimensiones del proyecto.
La superficie total del predio que ocupa la Refinería Miguel Hidalgo es de 749
Hectáreas (7,490,000 m2)
La superficie que ocuparán las dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica en
su conjunto, son las que se indican en la siguiente tabla:
Tabla de Superficie a utilizar por las nuevas plantas desulfuradoras en la Refinería Miguel Hidalgo.
Concepto Superficie Dimensiones
W-1536.00 – W-1676.00 (140 m) Superficie al Límite de Batería de Plantas (L.B.P) 11,502 m2
S-1094.00 – S-1175.00 (81 m)
W-1530.00 – W-1684.00 (154 m) Superficie a limite de franja perimetral para mantto. (L.F.P.M)
14,322 m2 S-1088.00 – S-1181.00 (93 m)
W-1504.00 – W-1736.50 (232.5 m) Superficie para limite de batería general de la planta (L.B.G.P)
27,667.5 m2 S-1075.5 – S-1194.5 (119 m)
Es importante mencionar que las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2
ocuparán la superficie que se maneja en el concepto al límite de baterías de planta
(L.B.P), es decir 11,502 m2, las superficies que se manejan en los demás
conceptos toman en cuenta los servicios auxiliares de las desulfuradoras, como
son las unidades regeneradoras de amina, la subestación eléctrica, el cuarto de
control satélite, las ampliaciones de corredores de tuberías para su integración,
casetas para operadores, área de compresores, etc.
La superficie para obras permanentes que ocupan las plantas desulfuradoras de
gasolina catalítica No. 1 y 2 en su conjunto, representan el 0.15% de la superficie
en relación a la superficie total de la refinería Miguel Hidalgo, la superficie de
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ocupación que abarcará el límite de área total de plantas representa el 0.78% de la
superficie total que ocupa la refinería Miguel Hidalgo. Por su parte un Plot Plan de
la disposición de las plantas desulfuradoras 1 y 2 se presentan en el anexo 6.
II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto
y en sus colindancias.
• Uso de suelo
El uso actual del suelo de la Refinería es industrial y debido a que las plantas
Desulfuradoras de Gasolina Catalítica estarán ubicadas dentro de las propias
instalaciones de la Refinería se considera la construcción de este proyecto como
compatible ya que el terreno en el que se instalarán dichas plantas se encuentra
incluido dentro del permiso de uso de suelo de la Refinería. (ver anexo 7, permiso
de uso de suelo emitido por el Instituto de vivienda, desarrollo urbano y
asentamientos humanos del Estado de Hidalgo INVIDAH/VE/0128/DOU/017/2006,
de fecha 23 de enero del 2006 y con una vigencia hasta el 23 de enero de 2008 ).
• Usos de los Cuerpos de agua en las colindancias del sitio del proyecto
En los alrededores o colindancias inmediatas a las Refinería Miguel Hidalgo no se
cuenta con cuerpos de agua superficiales en un radio de al menos 3Km a la
redonda, el cuerpo de agua mas cercano es el Rio Tula que se localiza a más de 3
kms. En línea recta de la refinería.
Dentro de la refinería Miguel Hidalgo no se cuenta con cuerpos de agua, el agua
requerida para el proyecto será abastecido por el sistema interno de agua de la
Refinería. La refinería se abastece de pozos, cuenta con el título de concesión
NO.5HGO100055/26FMGE94 para explotar, usar o aprovechar aguas nacionales
del subsuelo por un volumen de 44’434,224m3 anuales proveniente del acuífero
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Valle del Mezquital perteneciente a la cuenca del Río Pánuco. (se anexa título de
concesión anexo 8).
• SISTEMA HIDROLOGICO DE LA REGIÓN DE TULA
El sistema hidrológico en las la región de Tula está básicamente compuesto por la
presa “Endho” y el Río Tula, este último es alimentado básicamente del sistema de
riego de la zona y por la misma presa Endho, posteriormente el Río Tula es
conducido por canales de riego para suministro de agua a las tierras de temporal y
agrícolas que se encuentran al alcance del mismo, denominado “Distrito de riego
del Río Tula” que cruza la ciudad de Tula de Allende hasta el poblado de Melchor
Ocampo el cual continua como un canal de riego y que se conduce hasta la presa
de Guadalupe en el Estado de México por un lado y a la laguna de Zumpango.
II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos
• Infraestructura carretera
La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra comunicada principalmente mediante las
Carreteras Estatales Jorobas-Tula, Tepeji – Tula y Tula - Tlaxcoapan, las dos
primeras se interconectan con la autopista de Cuota México a la Ciudad de
Querétaro y la ultima hacia la Ciudad de Pachuca. (se anexa carta de
infraestructura del sector comunicaciones y transportes del Estado de Hidalgo
anexo 9)
• Infraestructura Ferroviaria
La refinería de Tula cuenta también con acceso ferroviario (espuela de ferrocarril)
que a 3 kms. Entronca con la vía México – Nuevo Laredo en la estación Bojay, la
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Refinería cuenta con instalaciones ferroviarias para labores de carga y descarga de
productos y materiales.
• Infraestructura Aérea
Por la cercanía de la Refinería con la Ciudad de México no se dan vuelos
comerciales a la Ciudad de Tula de Allende, sin embargo el aeropuerto
internacional de la Ciudad de México, cuenta con el aeropuerto “Benito Juárez” en
el Distrito Federal, a una distancia aproximada de 116 km y un tiempo aproximado
de recorrido de una hora (dependiendo de las condiciones de tráfico), el aeropuerto
de la Ciudad de México el cual cuenta con dos pistas principales la primera de
concreto de 3,000 metros de longitud y la segunda de asfalto de 1,801 metros de
longitud.
• Sector Comunicaciones.
En el sector de las comunicaciones la refinería “Miguel Hidalgo” en la Ciudad de
Tula de Allende, cuenta con toda la infraestructura necesaria en ese sentido ya
que se cuenta con sistemas de comunicación vía satelital y por cable, la refinería
cuenta con extensiones telefónicas y servicio de internet, por su parte cuenta con
red de microondas de larga distancia, cercano a la refinería se cuenta con
estaciones repetidoras de radio y televisión y con servicios integrados de
comunicación. Debido a la complejidad de los procesos que se realizan dentro de
las instalaciones de la refinería esta debe de contar con todo el sistema de
comunicación adecuado para prevención de contingencias, entre otras cosas se
cuenta con sistemas de radio comunicación interna. Debido a lo anteriormente
expuesto los sistemas de comunicación de la refinería se consideran como
sistemas completos e integrados.
II.2 Características particulares del proyecto
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El proyecto consiste en la construcción de dos nuevas plantas desulfuradoras de
Gasolina Catalítica No. 1 y 2 (Ultra Low Sulphur Gasoline) dentro de la Refinería
Miguel Hidalgo en la Ciudad de Tula de Allende Hidalgo, con la finalidad de
producir gasolina de bajo azufre (10 ppm en peso), con ello se pretende dar cabal
cumplimiento a lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-086-
SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero de 2006 en el Diario
Oficial de la Federación, en el que se especifica que se requieren gasolinas con
niveles bajos de azufre para las áreas metropolitanas de las ciudades de México,
Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008 y para el resto de país a partir
de enero de 2009.
Esta norma oficial mexicana establece las características y condiciones que deben
cumplir tanto las gasolinas, diesel y turbosinas para reducir los contenidos en este
caso de azufre, por lo que la ingeniería y el diseño que actualmente se desarrolla
permitirá producir gasolinas con bajo contenido de azufre (10 ppm en peso), lo que
da cumplimiento cabal a la norma en referencia.
II.2.1 Programa general de trabajo
El programa de obras y actividades así como de los trabajos de ensamble, pruebas
y puesta en operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas No. 1 y 2 se
presentan el anexo 10.
II.2.2 Preparación del sitio
Deberán tomarse en cuenta las características mencionadas en la siguiente tabla
para el diseño de equipos y selección de materiales para la construcción de las
plantas.
Tabla de Características a considerar en el diseño
Concepto Características.
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Concepto Características.
1.- Elevación: 2,026 Metros sobre el nivel del mar para nuevas áreas.
2.- Diseño por Viento:
Dirección del Viento: NE
3.- Diseño Sísmico: UBC Zona 1, factor de importancia sísmica 1.0 C.F.E. Zona B.
4.- Temperatura: Temperatura Ambiente: Diseño por aire frío: Para otros equipos incluyendo compresores de aire, ventiladores: Temperatura min. para diseño metálico:
Min. Extrema. 0°C / Max. Extrema 32°C (bulbo seco). Promedio anual 20°C 40°C. 40°C. 2°C.
5.- Humedad Relativa: Min. 19.3 / Máx. 64.7% 6.- Precipitación Pluvial: Max. en 1 hr: Máx. En 24 hr: Promedio anual:
40 mm. 70.8 mm. 802.4 mm.
7.- Condiciones Inusuales: Polvaredas y Granizadas 8.- Contaminantes: SO2, SO3, Atmósfera Corrosiva 9.- Presión promedio: 586 mm Hg.
Considerando que el sitio seleccionado forma parte integral de las instalaciones
existentes y siendo uno de los terrenos disponible de la Refinería en operación, de
acuerdo a sus características no requerirá de construcción de nuevos accesos, las
actividades de preparación del sitio consistirán en la limpieza y desmonte del
terreno, nivelación y actividades de cortes y rellenos y de cimentación.
Como parte de las actividades de preparación del sitio, se llevó a cabo el estudio
de mecánica de suelos.
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El área asignada para el desarrollo del proyecto, estará sujeta a una etapa de
cortes, excavación y rellenos para la realización de obras de cimentación de los
equipos que lo requieran así como el compactado, nivelación y pavimentación.
• Limpieza del terreno
En la etapa se llevará a cabo el desmonte y despalme del terreno, eliminando
aproximadamente 50 arbustos y 20 álamos de corta edad. En esta etapa el
encargado del proyecto se asegurará que el terreno se encuentre libre de rocas,
raíces y o cualquier otro objeto que pueda encontrarse en el mismo y que pueda
provocar desniveles en el propio terreno, el suelo libre de impurezas y basura
deberá conservarse para rellenos futuros que sean requeridos.
El material que no sea susceptible de aprovecharse posteriormente para los
rellenos se cargará y transportará a los sitios adecuados y acordados por el
contratista y Petróleos Mexicanos y con autorización de las autoridades
competentes a los sitios de disposición, cuidando que en su transporte se impida la
contaminación del entorno debido a la dispersión de partículas.
En materia de seguridad para los trabajadores, se cuidará que durante los trabajos
de limpieza del terreno se cuente con cercas y señalamientos adecuados, luces de
advertencia y todos aquellos medios que garanticen la protección tanto de los
trabajadores que se encuentran realizando las labores de limpieza como del
personal que esté laborando en las colindancias del propio terreno.
• Escarificación y compactación de terreno
Al finalizar los trabajos de limpieza de terreno de procede a realizar la
escarificación que se refiere a la disgregación de la superficie del terreno y su
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posterior compactación a efectos de homogeneizar la superficie de apoyo,
cumpliendo con las características prefijadas para el desarrollo de la obra, una vez
realizado este trabajo se procede a la compactación del terreno que deberá
hacerse a un 90% de su peso volumétrico seco máximo de prueba AASHTO
(American Association of State Highway and Transportation Officials) de acuerdo a
las especificaciones de CFE, Manual de Diseño y Obra Civil de la Comisión
Federal de Electricidad de 1993. para la construcción en instalaciones de PEMEX-
Refinación.
• Cortes
Los cortes son excavaciones que se realizan para la conformación deseada del
terreno a fin de recibir la futura estructura y con objeto de preparar y formar la
sección de la obra, en el caso de los trabajos de cortes y aun posterior a las
labores de limpieza y compactación del terreno se deberá verificar que no se
cuente con rocas sueltas, raíces y/o algún otro material que impida que se tenga
una consolidación adecuada del suelo.
• Relleno y nivelación del terreno
Referente al relleno y la nivelación del terreno se utilizará el suelo que cumpla con
las características y especificaciones del licenciador para el relleno del terreno, en
relación a las capas que serán utilizadas para nivelación y relleno estas capas no
deberán exceder las 8 pulgadas o 200 mm de espesor, en caso de que por
condiciones especificas de construcción se requieran capas de suelo más
delgadas estas características deberán ser establecidas por escrito para ser
aprobadas por el licenciador.
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• Cimentación
La finalidad de los trabajos de cimentación es la de distribuir las cargas sobre un
área lo suficientemente grande para que el suelo pueda soportar las cargas con
seguridad y sin asentamientos excesivos. Dichos cimientos se harán de concreto
reforzado.
El área de las zapatas debe ser lo suficientemente grande para asegurar que no se
excede la capacidad de carga del suelo y que el asentamiento máximo se
encuentre dentro de los límites aceptables
Se anexan planos de cimentación del licenciador (anexo 11).
II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto
Las obras temporales necesarias para llevar a cabo la ejecución de la obra, serán
únicamente los mínimos indispensables para evitar en la medida de lo posible una
contribución negativa al medio ambiente, dentro de estas actividades provisionales
se encuentra la instalación de casetas, almacenaje de los residuos propios de la
obra (botes, cascajo, madera, metales etc.), sanitarios, depósitos de agua y
generadores de energía. Además estos servicios temporales serán desmantelados
y retirados por el contratista al término del proyecto.
Las obras provisionales que serán utilizadas durante las diferentes etapas que
conforman al proyecto estarán constituidas por el establecimiento de almacenes,
bodegas, talleres, oficinas móviles y cuartos para cambios de necesidades del
contratista y las cuales deberán de respetar todos los requerimientos de seguridad
y protección ambiental tanto de las regulaciones federales, estatales y municipales
así como las regulaciones de Pemex refinación para los contratistas, estos
requerimientos se incluyen en el “Reglamento de seguridad para contratistas” (DG-
GPASI-SI-08200, anexo 12), las condiciones generales que establece el
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reglamento en mención es que las instalaciones temporales que se establezcan
deberán estar cercadas e identificadas y contar con sus propios sanitarios
portátiles, contar con extintores y mantenerse limpia y ordenada durante el
desarrollo de las actividades de la obra, en referencia
II.2.4 Etapa de construcción
• Drenajes
Tras llevar a cabo los levantamientos en el sitio, se instalarán los drenajes los
cuales deberán ser segregados, se instalarán los drenajes requeridos para el
sistema de regeneración de amina, ampliación de torre de enfriamiento CT-507,
ampliación de casa de bombas No.2, calles principales y calles de servicio; se hará
la integración de los drenajes de las plantas desulfuradoras 1 y 2. Los drenajes
serán diseñados conforme a la norma NRF-140-PEMEX-2005, efectuando su
conexión a colectores y cabezales respectivos.
Se instalarán las coladeras para el drenaje pluvial para lo cual se dará a pisos una
pendiente adecuada y suficiente para el desalojo de los escurrimientos. El diseño
se hará con una velocidad mínima de 0.6 m/seg y máxima de 3.5m/seg de
conducción de líquido en los conductos.
El material de drenajes pluviales será de tubería de concreto armado e irá
enterrada en todo su recorrido. El colchón mínimo que debe considerarse sobre la
tubería es de 60.0cm en áreas de proceso, 50cm fuera de estas áreas y 90 cm en
áreas de circulación de vehículos.
El contratista llevará a cabo la integración con los registros a límite de batería.
El drenaje aceitoso se integrará al sistema de drenajes de la refinería, tanto los
aceites como el agua aceitosa recuperados. El drenaje aceitoso de las plantas
desulfuradoras No. 1 Y 2, será diseñado por el contratista.
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El drenaje sanitario también será integrado al drenaje existente y el drenaje
químico será de tipo cerrado para confinar las purgas de los recipientes y equipos
que manejen químicos. El material para los drenajes químicos de tipo cáustico
debe ser de acero al carbón cédula 40. Para los drenajes ácidos el material de las
tuberías será seleccionado por el contratista dependiendo de las características
específicas del efluente esperado.
• Cimentaciones, edificios y estructuras.
Todas las estructuras, edificios y cimentaciones que componen las plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica no.1 y 2, serán de acuerdo al manual de
diseño de CFE (estructura del grupo A) para el diseño civil.
El diseño de las estructuras de concreto se hará de acuerdo a las
recomendaciones del ACI- 318-2005
El diseño de las estructuras de acero se hará conforme a las recomendaciones del
AISC 9ª edición, con el criterio de diseño por esfuerzos de trabajo.
La planta contará con 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
Se llevaran a cabo las siguientes cimentaciones:
• Estructural de mochetas
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• Estructural por ampliación de racks de tubería localizados al oeste y
oeste de la planta HDG
• Estructural de puentes y pasos inferiores para tubería
• Drenajes
• Pavimentos
• Urbanización
• Estructural de plataformas de operación y acceso
• Estructural de cobertizos y/o soportes
• Cimentación estructural de cuarto de operadores por la ampliación de la
SE-52 adyacente a casa de bombas 2
• Ampliación de subestación eléctrica No.52 y casa de bombas 2
• Estructural por instalación de una celda en torre de enfriamiento CT-507
y dos bombas de agua de enfriamiento GA-507 D/E.
Se instalará concreto retardante al fuego en la estructura que soporte equipos
como soloaires, tanques de carga, etc. Que garantice al menos 30 min. de
integridad en contacto con el fuego.
En la siguiente tabla se enlistan de manera general los materiales a utilizar en esta
etapa:
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Tabla de materiales a utilizar en la etapa de construcción
Material Etapa Fuente de Suministro
Forma de manejo y traslado
Concreto premezclado Construcción Proveedor Camión revolvedor Acero de refuerzo Fy= 4200kg/cm2
Construcción Proveedor Camión Carga
Acero estructural A-36, A-50 Construcción Proveedor Camión Carga Alambre recocido Construcción Proveedor Camión Carga Madera Construcción Proveedor Camión Carga Agregados pétreos como arena, grava, tezontle y tepetates
Construcción Proveedor Camión Volteo
Agua potable y tratada Construcción Proveedor Tambores y pipas Asfaltos Construcción Proveedor Camión Volteo Aceites automotrices Construcción Proveedor Tambores Cartón Construcción Proveedor Camión Carga Pinturas Construcción Proveedor Tambores Cal en saco Construcción Proveedor Camión carga Cemento en saco Construcción Proveedor Camión carga Yeso en saco Construcción Proveedor Camión carga
II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento
El proceso consiste en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y
nitrógeno, así como las Diolefinas y Olefinas presentes en la corriente de
alimentación, con un posterior fraccionamiento y tratamiento de los productos y
subproductos.
Dentro de las instalaciones de la planta se contará con una Sección de
Endulzamiento con Amina donde el Gas de Recirculación y el Gas Combustible
son endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de H2S.
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• Función de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.1
La planta tiene la función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de
azufre (10 ppm peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando
como carga la gasolina proveniente de la Planta Catalítica No. 1 sin tratamiento.
La planta debe ser diseñada para procesar estas corrientes cuando provengan de
almacenamiento y/o directamente de las plantas.
Para cumplir con la normatividad ambiental, la gasolina desulfurada de la planta se
enviará al “pool” de gasolinas con un máximo de 10 ppm en peso de azufre.
La Planta producirá Gasolina Desulfurada y una corriente de Isoamilenos que
constituye la Carga a planta TAME (metil terbutil eter) y subproductos como Gas
Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.
• Factor de servicio
La planta operará 36 meses (mínimo) en forma continua.
• Rendimiento.
El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada
cumpliendo con la especificación indicada, tomando en cuenta que el contenido
máximo de azufre en las corrientes de alimentación es el indicado en la tabla de
Propiedades Químicas, en tanto que el contenido máximo de azufre en la Gasolina
Desulfurada Producto será de 10 ppm, con una pérdida máxima de una unidad de
índice de octano.
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• Flexibilidad.
La planta se diseñará para procesar 30,000 BPD de una mezcla de gasolinas
provenientes de la planta catalítica FCC-1, con una carga mínima de 18,000 BPD.
La planta tendrá un 10% de sobrediseño.
La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:
• A falla de electricidad.
• A falla de vapor.
• A falla de aire.
• A falla de agua de enfriamiento.
• Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.
La planta esta diseñada para que, en caso de cualquier falla, tenga facilidad de
efectuar un paro ordenado de manera automática.
Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de
control y protecciones, los cuales deberán estar integrados en el sistema de
protección de la planta que permitirá conducir la operación a una condición segura.
• Función de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.2
La Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica tiene la función de producir
Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm peso) y demás
especificaciones como producto final, utilizando como carga una mezcla de
gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No. 2 sin tratamiento.
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La planta debe ser diseñada para procesar estas corrientes cuando provengan de
almacenamiento y/o directamente de las plantas.
Para cumplir con la normatividad ambiental, la gasolina desulfurada de la planta se
enviará al “pool” de gasolinas con un máximo de 10 ppm en peso de azufre.
La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y
subproductos como Gas Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.
• Factor de servicio
La planta deberá operar 36 meses (mínimo) en forma continua.
• Rendimiento.
El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada
cumpliendo con la especificación indicada, tomando en cuenta que el contenido
máximo de azufre en las corrientes de alimentación es el indicado en la tabla de
Propiedades Químicas, en tanto que el contenido máximo de azufre en la Gasolina
Desulfurada Producto será de 10 ppm, con una pérdida máxima de una unidad de
índice de octano.
• Flexibilidad.
La planta ha sido diseñada para procesar 30,000 BPD de una mezcla de gasolinas
provenientes de la planta catalítica FCC-2 con una carga mínima de 18,000 BPD.
La planta tendrá un 10% de sobrediseño.
La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:
• A falla de electricidad.
• A falla de vapor.
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• A falla de aire.
• A falla de agua de enfriamiento.
• Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.
La planta ha sido diseñada para que, en caso de cualquier falla, tenga facilidad de
efectuar un paro ordenado de forma automática.
Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de
control y protecciones, lo cual deberá estar integrado en el sistema de protección
de la planta que permitirá conducir la operación a una condición segura.
• Descripción del proceso
La planta se divide en tres secciones:
• Sección CDHydro
• Sección CDHDS
• Sección del Reactor de Pulido.
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Diagrama esquematizado de flujo del proceso.
Se anexan planos de diagrama de flujo del proceso (anexo13)
A continuación se describe el proceso en cada una de estas secciones:
SECCIÓN CDHYDRO
La función de la columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos, isomerizar
las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de olefinas en el
producto de destilado.
La columna CDHydro /DA-7101) consiste en 37 platos de válvulas, cuatro platos de
chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene catalizador
dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.
Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema CDModule
inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema CDModule superior
realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva de
diolefinas tiene lugar en ambos sistemas CDModule. Un plato de chimenea y un
distribuidor de líquido de alta eficiencia están situados sobre cada CDModule.
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Se coloca un plato de recolección de líquido de chimenea debajo del sistema
CDModule inferior para guiar el flujo de líquido al plato.
Representación gráfica del equipo DA-7101 columna de CDHydro
La nafta FCC de gama completa que viene desde fuera de los límites de la unidad
(OSBL) se filtra a través del filtro de alimentación de nafta (FD-7103/S) y luego se
envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-7101) desde el tanque de
compensación de alimentación de CDHydro (FA-7101). La alimentación de nafta se
calienta hasta el punto de burbujeo contra el producto de burbujeo contra el
producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la
alimentación del CDHydro (EA7101A/B). La nafta caliente se envía como
alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de reciclo
de envían como alimentación por encima del plato 21.
El calor del rehervidor se obtiene a partir de dos fuentes. El vapor de tope de
CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). El producto
de fondo de la columna CDHDS proporciona calor al rehervidor de productos de
fondo de CDHydro (EA-7103). El flujo de producto de fondo de CDHDS a EA-7103
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se reposiciona mediante un controlador de temperatura en el plato Nº 26 de la
columna CDHydro. El producto de fondo de la columna CDHydro se bombea a la
columna CDHDS (DA-7201). El producto de fondo de la columna CDHydro está en
control de flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa de la columna
CDHydro.
El vapor de tope de la columna CDHydro de condensa parcialmente y se enfría en
el condensador de CDHydro (EC-7101). El líquido condensado es separado del
vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102). El vapor del tanque de reflujo
se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en el enfriador de
ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102). El líquido condensado regresa al tanque
de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es enviado al tanque separador del
compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA7104). El tanque separador extrae el
líquido atrapado antes de alimentar el vapor al compresos de gas de reciclo de
CDHydro (GB-7301) a través del controlador de presión en el tanque separador del
compresor de gas de reciclo de CDHydro. La bomba de reflujo de CDHydro (GA-
7102/S) bombea el reflujo al tope de la columna CDHydro, a través de los filtros de
reflujo de la columna CDHydro (FD-7101/S). El reflujo está en control de flujo,
reposicionado por el controlador de nivel en el tanque de reflujo.
Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección
de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del
producto de destilado. El producto de destilado de CDHydro es extraído como
producto lateral de nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea situado
sobre los sistemas CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102)
y el enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-7105) enfrían el destilado de
CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está
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en control de flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para
asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de
reflujo interno calcula la tasa se extracción de producto, utilizando la tasa de flujo
de reflujo externo, temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más
detalles sobre el controlador de reflujo interno en el Manual Supervisorio de
Operaciones (SOM). El producto de LCN es enviado fuera de los límites de la
unidad (OSBL).
SECCIÓN CDHDS
El objetivo del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en sulfuro
de hidrógeno en presencia de hidrógeno, al mismo tiempo que se reduce al mínimo
la saturación de olefinas.
COLUMNA DE CDHDS
La columna CDHDS (DA-7201) contiene hasta ocho sistemas CDModules con
apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración
dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los
sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación e
hidrodesulfuración simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la
saturación de olefinas. La sección superior de la columna tiene una temperatura de
reacción más baja que promueve la retención de olefinas. Sobre el CDModule
superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de alto rendimiento
a la transferencia de calor con el fin de elevar la temperatura de líquido de reflujo,
relativamente frío, a la temperatura de reacción.
Un distribuidor de líquido de alta eficiencia está situado sobre el CDModule
superior, Sobre cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de
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chimenea y un distribuidor de líquido de lata eficiencia para recolectar y redistribuir
el líquido del CDModule situado arriba. También se instala un plato de recolección
de líquido de chimenea debajo del CDModule inferior para guiar el flujo de líquido a
la fosa de la columna CDHDS.
El producto de fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de alimentación de
la columna CDHDS (FD-7102/S) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo y/o de
reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de
alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201ª/B/C) antes de ser
alimentada a la columna CDHDS (DA-7201).
Columna de CDHDS.
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La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna
CDHDS ente los CDModules tercero y cuarto. Se provee ubicaciones alternas de
alimentación sobre los CDModules tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una
sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la ubicación de
alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los
hidrocarburos livianos de la alimentación.
El homo rehervidor de CDHDS (BA-7201) proporciona el calor requerido por esta
columna. La entrada de calor total a la columna se controla de manera tal que
aproximadamente 20% (por peso) de la alimentación salga de la columna como
producto de fondo y el 80% (por peso) restante de la alimentación salga como
producto de tope. El controlador de flujo de producto de fondo ajusta el flujo como
relación de flujo de alimentación para mantener la división 80:20. El nivel en la fosa
de la columna controla la entrada de calor a la columna reposicionando el flujo de
gas combustible al horno.
CIRCUITO DEL REHERVIDOR DE CDHDS
La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S) mantiene la
circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos aguas
debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de
fondo de CDHydro (EA-7103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205), al
rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304) y al calentador de la alimentación
del reactor depurador (EA-7302). Se utiliza una corriente de desvío para ayudar a
equilibrar los circuitos de integración térmica y permitir fluctuaciones de proceso.
Las corrientes que regresen desde los rehervidotes y el calentador de alimentación
se combinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas de manera
uniforme a través de los controladores de flujo entre los pasos de tubos
individuales del horno rehervidor (BA-7201).
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Se inyecta una mezcla de hidrógeno nuevo e hidrógeno de reciclo en cada uno de
los pasos de tubos de horno. La mezcla de hidrógeno al horno se distribuye de
manera uniforme a cada paso del horno mediante controladores de flujo. Al
mezclar el gas con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de
hidrocarburos aguas arriba del horno rehervidor de CDHDS, se reduce el potencial
de ensuciamiento.
El caudal de circulación de líquido a través del horno se ajusta para proporcionar
aproximadamente 50% (por peso) de evaporación (a la salida del horno). Luego, el
efluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la columna CDHDS.
El producto de fondo neto de la columna CDHDS se envía a la fosa inferior del
agotador de H2S (DA-7203).
SISTEMA SUPERIOR DE LA COLUMNA CDHDS
El vapor de tope de la columna CDHDS, que contiene el sulfuro de hidrógeno
formado por la reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es condensado
parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos, generación de
vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este vapor de tope, en
control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de alimentación de CDHDS en
los intercambiadores de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-
7201ª/B/C). Otra parte del valor de tope, también en control de flujo, proporciona
calor para la columna CDHDS en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). La
parte restante del vapor de tope, mediante un controlador de presión diferencial,
proporciona calor para generar vapor de media presión en el generador de vapor
de media presión (EA-7202). El vapor generado es sobrecalentado a través de la
sección de convección del horno BA-7201 antes de ser enviado fuera de los límites
de la unidad (OSBL). El vapor de tope parcialmente condensado de los tres
intercambiadores se mezcla y se somete a condensación adicional en el enfriador
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de producto superior de CDHDS (EC-7203). Luego, el vapor de tope parcialmente
condensado es enviado al tanque de reflujo de CDHDS (FA-7201).
El vapor se separa del líquido en el tranque de reflujo de CDHDS.
La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S) bombea el reflujo a la columna
CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD 7201/S). Una corriente lateral
es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador de nivel FA-7201,
desde la línea de succión de la bomba de reflujo y alimentada al agotador de H2S
(DA-7203) como alimentación “caliente” en el plato 12. El agua sulfurosa de Fa-
7201 se recolecta y enfría en el condensador del agotador de H2S (EC-7202) antes
de enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-7305).
El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de vapor
de tope neto de CDHDS (EC-7201) y es enviado al tanque frío de CDHDS (FA-
7202). De proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas
secciones/compartimientos de EC-7201 según sea necesario para evitar la
acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en FA-7202 y
enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de FA-7202 es
enviado al agotador de H2S (DA-7203) como alimentación fría en el plato 1. El
vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional en el enfriador
adicional en el venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203). El efluente de EA-
7203 se mezcla con el hidrógeno de reciclo desde la sección del reactor depurador
y se envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-7203). El líquido separador de
FA-7203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de CDHDS antes de servir
de alimentación para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es enviado
al absorbedor de aminas de gas de reciclo de CDHDS (DA-7202).
Se debe reducir el sulfuro de hidrógeno en el gas del tanque separador frío de
CDHDS para controlar la cantidad de H2S en el gas de reciclo y cumplir con las
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normas de emisiones de refinerías en el gas de purga. El sulfuro de hidrógeno se
reduce a 20 ppm por volumen o menos lavando el gas contra la corriente con una
solución de amina pobre en el absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar
para promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope de
cada lecho para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el
empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites
de la unidad para se regeneración.
El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador del
absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204). Cualquier amina
atrapada en el gas de reciclo es separada y luego enviada fuera de los límites de la
unidad (OSBL) junto con la corriente de amina rica del absorbedor de amina. La
parte del gas lavado de FA-7204 se purga fuera de los límites de la unidad (OSBL)
a través del enfriador de gas de purga (EA-7303). El resto es enviado al tanque
separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS (FA-7206). Al flujo de gas
de purga lo fija un controlador de presión aguas debajo de FA-7204. Un
controlador de presión en el tanque frío de CDHDS (FA-7202) regula la presión del
sistema de la columna CDHDS.
Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-7203)
pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de reciclo en el
tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La corriente de
desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por volumen de
H2S en el gas total (gas de hidrógeno de reciclo/nuevo) al horno rehervidor de
CDHDS. La baja concentración de H2S es necesaria para prevenir la desulfuración
del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en el flujo
combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la concentración de H2S.
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HIDRÓGENO DE REPOSICION Y DE RECICLO
El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de la unidad (OSBL) pasa a
través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno
nuevo (FA-7105) y es comprimido en los compresores de elevación de presión de
hidrógeno nuevo (GA-7102/S) para satisfacer los requerimientos de presión del
proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se distribuye en control de flujo a la
alimentación de la columna CDHDS, al horno rehervidor de CDHDS y al reactor
depurador. El compresor elevador de presión tiene un control de derrame para
mantener el funcionamiento apropiado. El hidrógeno de reposición sin comprimir de
FA-7105 también es enviado a la columna CDHydro.
El vapor efluente del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS (FA-
7206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de gas de
reciclo de CDHDS (GB-7201). El flujo de gas de reciclo se distribuye, en control de
flujo, a la alimentación de la columna CDHDS y al horno rehervidor de CDHDS. El
compresor de reciclo tiene un control anti variaciones repentinas para mantener el
funcionamiento correcto.
Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción, se
proporcionan controladores de flujo en el hidrógeno nuevo y el hidrógeno de reciclo
a la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones superior e
inferior de la columna.
AGOTADOR DE H2S
La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,
hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la columna
CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los líquidos del
tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son alimentados al agotador
de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El producto neto de fondo de
CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S para la recuperación de calor.
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El calor para el rehervidor del agotador de H2S es proporcionado por los productos
de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-7205). El
vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el
condensador del agotador de H2S (EC-7202) y se envía al tanque de reflujo del
agotador de H2S (GA-7203/S) retorna líquido desde el tanque de reflujo al agotador
de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se reposiciona mediante
el nivel en el tanque de reflujo y la señal se trasmite en cascada el controlador de
flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de CDHDS a través el
rehervidor del agotador de H2S.
El gas de venteo sulfuros del tranque de reflujo del agotador de H2S se combina
con el gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizados de nafta. La
corriente combinada de gas se enfría a través del condensador de ajuste de gas
sulfuros (EA-7204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por
gravedad, y el vapor restante se envía al absorbedor de amina de gas de venteo
(DA-7302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a 20ppm por volumen o
menos, lavando el gas contra la corriente con una solución de mina pobre. El
absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar para promover el contacto gas-
líquido y un distribuidor de líquido en el tope de cada lecho para distribuir de
manera uniforma la solución de amina pobre sobre el empaque. La amina rica del
fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de la unidad para su
regeneración. El gas lavado del absorbedor de amina del gas de venteo (FA-7304).
Desde el tanque separador, el gas lavado se mezcal con el gas purgado de FA-
7204. La corriente de purga combinada se enfría en el enfriador de gas de purga
(EA-7303) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de los límites
de la unidad (OSBL).
La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas de venteo
sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302). El producto
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de fondo del agotador de H2S se bombea al rector depurador a través de la bomba
de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S).
SECCIÓN DEL REACTOR DEPURADOR
La función del reactor depurador (DC-7301) es reducir el azufre en la gasolina
hasta el nivel exigido para el producto.
REACTOR DEPURADOR
La corriente de productos de fondo de la columna agotadora de H2S se mezcla con
el hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de
alimentación /efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B) y en el calentador de
alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se proporciona reciclo de los
productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor
depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del
agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del
reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo de
CDHDS a EA-7302.
El efluente del reactor depurador se enfría contra los productos de fondo del
agotador de H2S mediante el intercambio de alimentación/efluente. La corriente
bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor depurador
(FA-7301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora de nafta
(DA-7301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se condensa parcialmente
en el condensador de vapor caliente del reactor depurador (EC-7301) y se envía al
tanque frío de efluente del reactor depurador (FA-7302). Se proporciona un
mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones/compartimientos de EC-
7301 según sea necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua
inyectada es separada en FA-7302 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El
efluente líquido de FA-7302 se encía como alimentación al plato superior de la
columna estabilizadora de nafta y el efluente de vapor de FA-7302 se enfría
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adicionalmente en el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador /EA-7306).
El líquido condensado de EA-7306 regresa al tanque frío, por gravedad, y el vapor
restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque separador frío
de CDHDS en control de presión.
ESTABILIZADOR DE NAFTA
La columna estabilizadora de nafta (DA-7301) consiste en 34 platos de válvulas.
Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se alimentan a los
platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene hidrocarburos
livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el estabilizador. El gas de
venteo desde el compreso de gas de reciclo de CDHydro se envía como
alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el hidrocarburo antes de ser purgado
junto con el gas sulfuroso desde la parte superior del estabilizador. Los productos
de fondo de CDHDS proporcionan calor al circular en el rehervidor del estabilizador
de nafta (EA-7304). El vapor de tope del estabilizador de nafta se condensa
parcialmente el condensador de estabilizador de nafta (EC-7302) y se envía al
tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-7303). El gas de venteo sulfuroso
del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas
sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al
condensador de ajuste de gas sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo
se envía de regreso al estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del
estabilizador (GA-7301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona
mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al
controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de
CDHDS a través del rehervidos del estabilizador de nafta.
El producto de fondo des estabilizador es bombeado por la bomba de productos de
fondo del estabilizador (GA-7302/S) y enfriado mediante los precalentadores de
alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C) el enfriador de producto estabilizado de
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nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303) y el enfriador de ajuste de productos
estabilizado de nafta catalítica pesada (EA-7305). El producto estabilizado de nafta
catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los límites de la unidad (OSBL). La
bomba de reciclo de productos de fondo del estabilizador (GA-7303/S) bombea los
productos de fondo del estabilizador reciclados a la alimentación del reactor
depurador. La columna des estabilizador de nafta comparte el mismo control de
presión con la columna del agotador de H2S.
ACUMULADOR DE AGUA SULFUROSA
El agua sulfurosa de los colectores de todos los tanques horizontales, a excepción
de Fa-7201, se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-7305). El
acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de la unidad (OSBL)
mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S).
II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto
Como obras asociadas al proyecto mencionaremos los servicios auxiliares
requeridos para el funcionamiento de la misma. En aquellos casos en que se
requiera de obras para equipos nuevos se especificará.
PEMEX-Refinación proporcionará todos los servicios principales. Todas las
corrientes de servicios auxiliares deberán contar con doble válvula de bloqueo y
sistema de purga intermedio para lograr una entrega y recepción segura en cada
línea en límite de batería.
• Vapor
En las siguientes tablas se indican las características del vapor que suministrará la
Refinería.
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Tabla de Vapor de Alta presión en Límite de batería.
Min. Normal Máximo (diseño)
Presión, kg/cm2 man 56.0 60.0 68.5 Temperatura °C 460 482 500 Calidad Sobrecalentado
Tabla de Vapor de Media presión en Límite de batería.
Min. Normal Máximo (diseño)
Presión, kg/cm2 man 15.0 17.0 24.0 Temperatura °C 250 270 375.0 Calidad Sobrecalentado
La línea de proyecto de producción y suministro de Vapor de Media Presión de y a
las plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas
8”-MS-77001-B1A-H de ULSG-1 y 8”-MS-87001-B1A-H de ULSG-2, las cuales se
deben integrar en un solo cabezal para interconectarse en la línea existente de 20”
Ø localizada en el rack de tuberías del área del Complejo HDR al norte de la torre
de enfriamiento CT-503 “Tie-in” 44. De esta línea existente se debe suministrar,
mediante una línea nueva, el vapor de media presión requerido por el quemador
elevado nuevo, que dará servicio a las ULSG-1 y ULSG-2
Los consumos de vapor de media presión, se deben establecer de acuerdo a los
requerimientos indicados en la Ingeniería Básica del Licenciador, los
requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la
Ingeniería de Detalle, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por
CDTECH en su ingeniería. Asimismo de los consumos del quemador elevado
nuevo.
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Tabla de Vapor de Baja presión en Límite de batería.
Min. Normal Maximo (diseño)
Presión, kg/cm2 man 3.0 3.5 10.5 Temperatura °C 130 140 288.0 Calidad Saturado Disponibilidad La requerida
La línea de proyecto de Vapor de Baja Presión a las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y
URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-LS-77001-
A1A-H de ULSG-1 y 6”-LS-87001-A1A-H de ULSG-2, las cuales se deben integrar
en un solo cabezal para integrarse en la línea existente de 30” Ø localizada en el
rack de tuberías, en la esquina noreste de las calles 110 y 119ª.
Se deberán definir los consumos y/o aportaciones de vapor de baja presión, de
acuerdo a los requerimientos establecidos en la Ingeniería Básica del Licenciador,
los requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la
Ingeniería de Detalle y los consumos que determine para las Unidades
Regeneradoras de Amina, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por
CDTECH en su ingeniería.
• Condensado
a) Condensado limpio.
La línea de proyecto de condensado limpio de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus
URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, se debe
integrar a la línea existente 4”-CL-12601D-A2A localizada en el rack de tuberías del
área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 51. Se debe integrar en
el LB de las Plantas a las líneas 4”-LC-77002-A1A-P de la ULSG-1 y a la 4”-LC-
87002-A1A-P de la ULSG-2, a través del sistema de recuperación de condensado.
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Como parte del proyecto, se deben definir los flujos y condiciones de operación de
esta línea, durante el desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
b) Condensado aceitoso.
La línea de proyecto de condensado aceitoso de las Plantas URA-1 y URA-2, se
debe integrar a la línea existente 6”-CB-12601E-A2A localizada en el rack de
tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 49. Se debe
integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a la línea que sale del sistema
de recuperación de condensado.
Se deben definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el
desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
• Agua de enfriamiento
Las líneas de proyecto de suministro y retorno de agua de enfriamiento se deben
integrar de la ampliación de la torre de enfriamiento CT-507 C (una celda y su
sistema de bombeo), a y de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, URA-1 y URA-2 y sus
instalaciones complementarias; se deben interconectar a las plantas en las líneas
16”-CWS-77001-H1A-N y 16”-CWR-77001-H1A-N de CDTECH.
Como parte del desarrollo del proyecto, se deben determinar y definir las
condiciones de operación (flujo y presión), durante el desarrollo de la Ingeniería de
Detalle, de forma que se cumpla con los requerimientos establecidos por el
Licenciador en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las
Unidades Regeneradoras de Aminas y las instalaciones complementarias y
edificaciones.
Para asegurar que el Agua de Enfriamiento se distribuya en forma adecuada y
suficiente hacia todos los equipos de proceso dentro de L.B. de las plantas; se
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deben realizar los estudios hidráulicos necesarios. Asimismo se debe incluir el
diseño e instalación (en caso de requerirse), de las bridas de orificio de flujo
necesarias en las tuberías para asegurar la correcta distribución de agua de
enfriamiento (en flujo y presión) hacia todos los equipos, de acuerdo a la
localización y elevación de cada uno de ellos.
• Agua desmineralizada
La línea de proyecto del requerimiento de agua de proceso de las Plantas ULSG-1
y ULSG-2 y URA-1 y URA-2, su origen se debe integrar en la línea existente 4”-
APR-13401-A2A localizada en el rack de tuberías del área de la Planta
Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 46. Se debe integrar en el LB de las
Plantas a las líneas 3”-DW-77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-DW-87001-H1A-N de
ULSG-2.
Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del servicio
cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador en la Ingeniería Básica
y los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras de Aminas.
En la siguiente tabla se muestran las características del agua desmineralizada que
se suministrará a límite de batería.
Tabla de Condiciones en límites de batería.
Condiciones en Límites de Batería Presión kg/cm2 man 9 Temperatura °C 60 PH 7.0-7.5 Cloruros, ppm peso 0.0 Sílice SiO2, ppm Menor a 1 Conductividad, mmhos/cm 5.0 max Disponibilidad La requerida
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• Agua de alimentación a calderas.
La línea de proyecto del requerimiento de agua de alimentación a calderetas de las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 6”-AT-
12605-D3A-H-64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta
Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 50. Se debe integrar en el LB de las
Plantas a las líneas 4”-BW-77001-D1A-H de ULSG-1 y 4”-BW-87001-D1A-H de
ULSG-2.
Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del agua de
alimentación a calderetas cumpla con las condiciones establecidas por el
Licenciador en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las
Unidades Regeneradoras de Aminas.
Tabla de Agua de Alimentación a Calderas (BFW) (1) (2)
Condiciones en límites de batería Presión, kg/cm2 man Normal
40 Diseño
54 Temperatura °C 116 135 pH 7.0-7.5 Cloruros, ppm peso 0.0 Sílice SiO2, ppm Menor a 1 Conductividad, mmhos/cm 5.0 max Disponibilidad La requerida
a. Para estos servicios se proporcionará agua desaireada y desmineralizada a las condiciones especificadas
b. Esta agua se requiere para remover los depósitos de sales originados en el circuito de enfriamiento del efluente del reactor de hidrodesulfuración
• Agua para servicios y usos sanitarios
La línea de proyecto del requerimiento de agua de servicios de las Plantas ULSG-1
y ULSG-2, URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, su
origen se debe integrar en la línea existente 3”-AD-13401-A2A localizada en el rack
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de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 47. Se
debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-UW-77001-H1A-N y 3”-DW-
77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-UW-87001-H1A-N y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-
2.
Para garantizar la operación eficiente del sistema, se deben definir los consumos y
requerimientos de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus URA-1
y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones.
• Aire de instrumentos.
Los sistemas de aire de instrumentos y de planta serán suministrados por un
compresor de aire con capacidad suficiente para satisfacer las necesidades de las
plantas este servicio será proporcionado por la red de la Refinería.
La línea de suministro de Aire de Instrumentos de Respaldo, debe integrarse en la
línea existente 6”-AI-13601-H2X localizada en el rack a la salida de la Planta
Isomerizadora y la cual tiene su origen en la red de la Refinería.
• Gas combustible
La línea de proyecto de Gas Combustible para consumo de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2, se debe integrar en la línea existente 10”-GC-12701A-A4A localizada en
el rack de tuberías del área de la Planta de Isomerización de Butanos “Tie-in” 14.
Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-FG-
77001-A1A-N (en ULSG-1) y 4”-FG-87001-A1A-N (en ULSG-2).
En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el requerimiento de Gas Combustible
Consumo debe ser de acuerdo con lo indicado en la Ingeniería Básica (presión de
4.4 Kg/cm2 y temperatura de 25° C), por lo que se deben determinar las
condiciones existentes en el punto de integración de este servicio, debiendo tomar
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en cuenta que la línea existente de 10” Ø viene del cabezal de distribución de gas
combustible que sale del tanque TH-2000A, que alimenta actualmente a las
Plantas de Isomerización de Butanos e Hidrodesulfuradora de Gasóleos, y de
proyecto, a las ULSG-1 y ULSG-2 y al quemador elevado nuevo.
Este será proporcionado por la red de la refinería y tendrá las siguientes
características:
Tabla de Características del gas combustible.
Propiedad Especificación o valor típico Presió (kg/cm2 man) 4.4 Temperatura (°C) 25 LHV (BTU/SCF) 860 Gravedad específica (referida al aire) 0.62 Peso molecular 18.06 Composición %mol Hidrógeno 40.73 Metano 32.51 Etano 14.88 Etileno 0.66 H2s 0.05 Propileno 0.13 Propano 9.10 i-Butano 3.15 Butano y pesados 2.78 Total 100.00
• Gasolina catalítica de FCC-1 vía planta TAME a planta U-7000
La línea establecida de proyecto, tiene su origen en la línea de 8” Ø existente
localizada en la Planta TAME de donde se debe continuar el suministro de la
Gasolina Catalítica proveniente de la planta Catalítica No. 1 (FCC-1) hacia la
Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 (ULSG-1) en donde se debe
conectar en el límite de batería con la línea 8”-P-77001-A1WR-H de CDTECH. El
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Contratista debe tomar en cuenta en su diseño la trayectoria de la tubería existente
desde la FCC-1 hasta la planta TAME.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la
Planta FCC-1, la presión de salida es de 7.7 Kg/cm2 con una temperatura de 32°
C. En límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica amarga debe
llegar a una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe
interconectar la línea proveniente de la planta FCC-2. Para el manejo de gasolinas,
el criterio de velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
• Gasolina catalítica de FCC-2 a planta U-8000.
La línea de proyecto tiene su origen en la brida de 8” Ø existente localizada a la
salida de los cambiadores de calor 121-C1 y 121-C2 de la planta Catalítica No. 2
(FCC-2), donde se debe hacer la interconexión; a esta tubería se conectan también
las líneas existentes 6”-P1207-1P1 que va a la válvula de control FV-253 y la
tubería de 4”-P-1209-1P1 que va a las bombas 125J/JA existentes; de aquí se
suministra la Gasolina Catalítica a la Planta ULSG-2, conectándose en el límite de
batería con la línea 8”-P-87001-A1WR-H de CDTECH.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la
Planta FCC-2. La presión a la salida de la Planta Catalítica es de 6.1 Kg/cm2 con
una temperatura de 32° C. En límite de batería de la Planta ULSG-2, se debe llegar
a una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar
la línea proveniente de la planta FCC-1. Para el manejo de gasolinas, el criterio de
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
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• Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-1
Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas
en la Planta ULSG-1, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas
líneas tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-1 por medio
de las líneas 4”-P-71060-A1D-N de LCN y 6”-P-73037-B1D-N de HCN, y ambas
líneas se deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas
siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-2, y las líneas de Rechazo
de Carga de las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-1 es de 5.0 Kg/cm2 con
una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del Licenciador).
• Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-2
Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas
en la Planta ULSG-2, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas
líneas tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-2 por medio
de las líneas 4”-P-81060-A1D-N de LCN y 6”-P-83037-B1D-N de HCN, y ambas
líneas se deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas
siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1, y las líneas de Rechazo
de Carga de las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-2 es de 5.0 Kg/cm2 con
una temperatura de 38° C.
• Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-1 a planta
TAME.
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La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-1, a partir
de las líneas 4”-P-71059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-73032-B1D-N de
Gasolina Pesada (HCN), producidas en la Planta ULSG-1, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta TAME, interconectándose en
la línea existente de 8” Ø que alimenta al Tanque de Carga de la Torre
Depentanizadora 01-F-208. Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y
Pesada producidas en la ULSG-1; en LB, a esta línea se debe interconectar la
línea de producto de la planta ULSG-2. La presión disponible en el límite de batería
de la planta para las dos líneas es de 5.0 Kg/cm2 a una temperatura de 38°C. La
presión mínima a la que se debe entregar en el punto de interconexión en la Planta
TAME es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de
7.0 pies/seg.
• Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-2 a Planta
FCC-2.
La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-2, a partir
de las líneas 4”-P-81059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-83032-B1D-N de
Gasolina Pesada (HCN), producidas en la Planta ULSG-2, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta FCC-2 al tanque de balance
nuevo de proyecto FA-1, que forma parte de la Adecuación de carga a la planta
TAME en la Torre Depentanizadora 110 E.
Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y Pesada producidas en la ULSG-2;
en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-
1. La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es
de 5.0 Kg/cm2 a una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del
Licenciador). La presión mínima a la que se debe entregar en el punto de
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interconexión en la Planta FCC-2 es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la
tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
• Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta TAME al pool de
gasolinas.
La gasolina pesada de los fondos de la columna Depentanizadora de la FCC-1,
localizada en la planta TAME se debe enviar a los tanques de almacenamiento del
pool de gasolinas efectuando las integraciones siguientes:
Interconexión en la línea de 6” existente, que sale de la planta TAME, con línea
nueva de proyecto a los tanques existentes TV-60, TV-61, TV-106, TV-107, TV-
108, TV-109, TV-110, TV-111 y TV-112;
Interconexión en la línea de 6” de diámetro existente, que sale de la planta TAME,
con línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-35, TV-36, TV-37, TV-38
y TV-39
• Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta FCC-2 a pool de
gasolinas.
La gasolina pesada de los fondos de la torre depentanizadora 110 E de la Planta
FCC-2, se debe enviar a los tanques de almacenamiento del pool de gasolinas (14
Tanques) a través de la línea existente 6”-P-1207-1P1, corriente arriba de la
válvula de control de flujo FV-253. Se deberán realizar todas las integraciones
necesarias, dentro de límite de batería de la FCC-2, así como también adecuar las
corrientes a las condiciones necesarias para el envío a almacenamiento de esta
gasolina.
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• Gasolina de rechazo de ULSG-1 a tanques TV-15 Y TV-16.
La línea de proyecto tiene su origen en el LB de la Planta ULSG-1, en la línea 8”-P-
71009-A1WR-H de CDTECH, y debe tener la capacidad de manejar el flujo total de
gasolina catalítica amarga de FCC-1 de 33,000 BPD de diseño; para el cálculo
hidráulico de la línea se debe considerar la presión de salida de la FCC-1 de 7.7
kg/cm2 a 32° C, vía la planta TAME, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16
para llegar a las condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben
integrar las líneas siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-
2, y la línea de Rechazo de Carga de la ULSG-2.
• Gasolina de rechazo de ULSG-2 a tanques TV-15 Y TV-16
La línea de proyecto tiene su origen en el LB de la Planta ULSG-2, en la línea 8”-P-
81009-A1WR-H de CDTECH, y debe tener la capacidad de manejar el flujo total de
gasolina catalítica amarga de FCC-2 de 33,000 BPD de diseño; para el cálculo
hidráulico de la línea se debe considerar la presión de salida de la FCC-2 de 6.1
kg/cm2 a 32° C, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16 para llegar a las
condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben integrar las líneas
siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2, y la línea de
Rechazo de Carga de la ULSG-1.
• Hidrógeno de baja presión a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de suministro de Hidrógeno de Baja Presión (9 Kg/cm2) a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 14”-
HDB-511-1P5 que proviene de la red de Hidrógeno de la Planta Reformadora de
Naftas No. 1 (U-500-1), el “Tie in” se localiza en el LB de la Planta Endulzadora de
Hidrógeno en el Complejo HDR. Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1
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y ULSG-2 a las líneas 8”-HG-77001-A1E-N (U-7000) y 8”-HG-87001-A1E-N (U-
8000).
La presión requerida del Hidrógeno de Baja Presión en LB es de 8.0 Kg/cm2 y la
presión disponible en el punto de interconexión es de 10.0 Kg/cm2 a 38° C de
temperatura, el flujo de diseño es de 6,442.6 kg/hr. La velocidad máxima permisible
debe ser de 67 pies/seg.
• Hidrógeno de alta presión a ULSG-1 y ULSG-2.
a línea de proyecto de Hidrógeno de Alta Presión (19 Kg/cm2) a las Plantas ULSG-
1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 10”-GH-8906-B1E que
proviene de la planta de hidrógeno en el Complejo HDR, el “Tie in” se localiza en el
rack de tuberías, en la esquina noroeste de las calles 109 y 110. Se debe integrar
en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-HG-77002-B1E-N (U-
7000) y 4”-HG-87002-B1E-N (U-8000).
La presión disponible en el punto de integración es de 20.0 Kg/cm2 y la
temperatura de 38° C. La presión mínima requerida en LB de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2 es de 19.0 Kg/cm2, el flujo de diseño es de 1,655 Kg/h, el peso molecular
es de 2.15 g/gmol. La velocidad máxima permisible en la línea es de 67 pies/seg.
• Gasolina catalítica amarga de TV-15 y TV-16 a casa de bombas No.2.
La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de los tanques TV-15 y TV-16
a la succión de las bombas nuevas BA-1128, BA-1129 y BA-1129 R, se debe
integrar en la línea de succión existente de 18” de diámetro prolongando el
cabezal de succión enfrente de las bombas para instalar su derivación a cada una
de las bombas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2. El
flujo de diseño es de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba para cada planta).
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• Gasolina catalítica amarga de casa de bombas No. 2 a ULSG-1 y
ULSG-2.
La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de las bombas nuevas BA-
1128, BA-1129 y BA-1129 R a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 como carga fría, se
debe diseñar mediante un flujo de diseño de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada
bomba para cada planta), integrándose en LB a las líneas 8”-P-77001-A1WR-H en
ULSG-1 y 8”-P-87001-A1WR-H en ULSG-2.
• Gasolina producto de tanques TV-60 y TV-61 a casa de bombas No.2.
La línea de proyecto de Gasolina Producto de los tanques TV-60 y TV-61 a la
succión de las bombas existentes BA-1211A, BA-1211B y BA-1211C, es un
cabezal nuevo de proyecto, el cual se debe diseñar para un flujo de 2,400 GPM,
para enviarse a mezclado de gasolinas existente.
• Aceite recuperado de ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de aceite recuperado tiene su origen después del LB de las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a la que se deben integrar entre otras, las líneas de los
siguientes servicios:
A) Recuperado del separador API.
B) Recuperado del tanque de desfogues.
C) Recuperado del sistema de purgas y vaciado de equipo.
Esta línea se debe integrar en la línea existente 6”-AREC-14301-A3A localizada en
el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, que
envía el aceite slop generado en esta unidad a los Tanques de Slop (existentes)
TV-64 y TV-65 “Tie-in” 30. Debiéndose determinar el flujo producido y las
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condiciones de operación para el envío y entrega del aceite recuperado a los
Tanques TV-64 y TV-65.
• Gasolina hidrodesulfurada de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y
ULSG-2.
La línea de proyecto debe integrase en la línea de descarga de cada una de las
bombas existentes BA-1216 A/B en la brida ciega de 2” Ø existente “Tie-in” 31 A/B,
localizadas en la casa de bombas No. 1, con un volumen requerido de 3,400
barriles para el servicio de descerado de catalizador de la columna CDHydro en
cada una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas
de cada una de las plantas 6”-P-77004-A1C-N en ULSG-1 y 6”-P-87004-A1C-N en
ULSG-2.
Las características de las bombas BA-1216 A/B son:
Flujo: 20.4 m3/h (90 GPM c/u.)
Presión de descarga: 17.6 kg/cm2 (250 psig)
Se deberán definir las condiciones de alimentación para cumplir con los
requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de gasolina a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en la etapa de pre arranque de las unidades. La
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
• Diesel desulfurado de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto debe integrase en la esquina de las calles 110 y 109 en la
válvula de 2” Ø que sale de la línea de 12” Ø de descarga de las bombas
existentes BA-1208 D/E/F “Tie-in” 32, localizada en la casa de bombas No. 1, con
un volumen requerido de 4,100 barriles para el servicio de secado y procedimiento
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de sulfhidrado de catalizador de la columna CDHDS y el reactor en cada una de las
plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una de
las unidades 6”-P-77003-B1H-H en ULSG-1 y 6”-P-87003-B1H-H en ULSG-2.
Las características de las bombas BA-1208 D/E/F son:
Flujo: 650 GPM
Presión de descarga: 272 Pies
Se deberá definir las condiciones de alimentación para cumplir con los
requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de diesel a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en la etapa de pre arranque de las unidades. La
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
• Gas ácido de las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 a la Planta de
Azufre No. 5.
La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 12”-GA-1301-A14AR-
T64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de
Gasóleos “Tie-in” 15, que conduce el gas ácido a la planta de azufre No. 5 en el
complejo HDR.
Como parte de las actividades se debe definir el flujo, presión, temperatura y
composición del gas ácido que se produce en las Unidades Regeneradoras de
Amina No. 1 y 2 (URA-1 y URA-2), de acuerdo con la tecnología y el proceso para
las mismas, de manera que verifique el punto de interconexión definido y que
llegue con la presión requerida en la planta de azufre No. 5.
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• Agua amarga de ULSG-1 y ULSG-2 a TV-01.
La línea de proyecto de agua amarga producida en las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y
URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 3”-AW-77001-
A1WR-P de ULSG-1 y 3”-AW-87001-A1WR-P de ULSG-2, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta de tratamiento de aguas
amargas No. 5, y se debe interconectar en la línea existente 4”-AA-12601F-A14R
localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de
Gasóleos .
Las condiciones de operación de estas líneas se deben definir en base a lo
establecido en la Ingeniería Básica de las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y URA-1 y
URA-2, y las condiciones requeridas en el punto de integración y entrega en el
tanque TV-01 localizado en el área de la planta de aguas amargas No. 5; así
mismo se debe tomar en cuenta que la línea a la que se debe integrar maneja las
aguas amargas producidas en la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos,
debiéndose realizar el diseño hidráulico de esta línea de forma que se garantice el
adecuado flujo de las corrientes que se integrarán a éste cabezal.
• Unidades regeneradoras de amina
En virtud del alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) en las corrientes del gas de
recirculación en el absorbedor de gas de la Columna CDHDS (DA-202) y del gas
de venteo del Absorbedor de Amina (DA-302), se utilizará el proceso de MDEA que
se aplica comúnmente para el endulzamiento o eliminación del H2S mediante el
lavado a contracorriente con una solución de MDEA pobre (MDEA regenerada). La
efectividad de cualquier amina para absorber gases ácidos se debe a la alcalinidad
de la solución, por lo que posteriormente la solución de MDEA con H2S (MDEA
rica) desorberá el ácido sulfhídrico mediante un proceso de regeneración de amina.
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La solución de MDEA rica obtenida por el lavado de los gases de recirculación y de
venteo, se envía a regenerar con la finalidad de obtener una corriente de MDEA
pobre, la cual se recircula en circuito cerrado para reiniciar el lavado; como
subproducto de esta etapa se obtiene una corriente de gas ácido, la cual se debe
enviar como carga a la Planta de Azufre No. 5 existente. Para que el gas ácido
pueda ser enviado a la planta de azufre, éste debe tener una pureza mínima de
H2S del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos; por lo
que el Contratista en su diseño debe garantizar que el gas ácido producto cumpla
con estas concentraciones.
La solución de MDEA rica procedente de la Sección Absorbedora de Amina del
Gas de Recirculación de la Columna CDHDS (DA-202), y del Absorbedor de Amina
del Gas de Venteo (DA-302) de las plantas ULSG’s, se recibe en la Unidad
Regeneradora de Amina a una presión de 5.0 kg/cm² man y 46 / 52 °C de
temperatura (normal / máxima), esta corriente se debe enviar a un tanque
separador de DEA rica, donde se tiene una mezcla en dos fases (vapor y líquido);
la fase vapor, constituida por hidrocarburos ligeros y H2S, se debe enviar a
desfogue mediante un control de presión en rango dividido con la corriente de
presurización con nitrógeno. Por su parte, la fase líquida constituida por dos
líquidos inmiscibles (hidrocarburos pesados y solución de MDEA rica) se debe
separar en el tanque, de forma que los hidrocarburos arrastrados sean separados.
La solución de amina rica e hidrocarburo empieza a llenar el primer compartimiento
del tanque separador y a través de la línea que actúa como vaso comunicante se
envía MDEA rica al tercer compartimiento; el tubo a través del cual ingresa la
MDEA rica al tercer compartimiento tiene su salida hacia este compartimiento a
una altura tal que permite la separación de hidrocarburo y solución de MDEA rica;
el hidrocarburo separado ascenderá por encima de la solución de MDEA rica que
se aloja en el primer compartimiento y empezará a derramarse en el
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compartimiento intermedio cuando su nivel rebase la altura de la mampara; así
mismo, la solución de MDEA rica empezará a derramarse en el tercer
compartimiento cuando su nivel en el primer compartimiento rebase la altura del
tubo a través del cual la MDEA rica entra al tercer compartimiento.
Los hidrocarburos líquidos separados deben enviarse a “slop” mediante dos
bombas (una en operación y otra de relevo), que deben operar en forma
automática a control de nivel.
La fase líquida de MDEA rica es extraída del recipiente a control de nivel del
separador, mediante dos bombas (operación y relevo) para elevar la presión; de
esta forma la solución de MDEA rica se debe enviar a un intercambiador de MDEA
Rica / MDEA Pobre (lado tubos, para minimizar problemas de corrosión) con el
producto de fondos de la regeneradora de MDEA (lado coraza); es necesario que
la MDEA rica llegue precalentada a la regeneradora y gracias al calentamiento
proporcionado por el intercambiador se eleva su temperatura y a la vez se tenga
recuperación de calor.
Una vez precalentada la MDEA rica se debe alimentar a la torre regeneradora. La
finalidad de la regeneradora es separar por el domo la corriente de gas ácido (H2S)
mediante calor que se debe suministrar en el rehervidor de la regeneradora, al
subir la temperatura de la amina, y por los fondos se obtendrá una solución de
MDEA pobre. En la parte superior de esta torre se debe lavar el gas ácido que
debe enviarse a la planta de azufre, al mismo tiempo que se evitan pérdidas de
MDEA. En el diseño se debe tener especial cuidado en la temperatura del fondo de
la torre para evitar la degradación de la amina y tener problemas de corrosión.
La corriente de salida del domo de la torre se debe enfriar en dos etapas; en la
primera etapa se debe utilizar el Primer Condensador tipo aeroenfriador, y para la
segunda etapa se debe utilizar agua de enfriamiento en un Segundo Condensador
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donde desciende la temperatura a las condiciones requeridas por el proceso y para
el envío del gas ácido a la planta de azufre, verificando la presión de entrada
requerida en dicha planta.
La temperatura de condensación se debe regular mediante un control de
temperatura que reciba señal de la línea de proceso efluente del aeroenfriador, la
cual debe actuar modificando el ángulo de ataque de las aspas del ventilador,
modificando así el paso del aire a través del haz de tubos. Para proteger a los
equipos periféricos del regenerador se debe contar con un sistema de inyección de
inhibidor de corrosión en la línea de vapores del domo de la torre regeneradora.
La mezcla que sale del condensador (lado coraza) se debe enviar a un tanque
acumulador de la regeneradora, donde se deben separar las fases líquido y vapor,
además de que este tanque se debe diseñar de forma que se tenga separación de
líquido–vapor y líquido-hidrocarburos. La fase vapor, constituida por el gas ácido,
se debe enviar a control de presión como carga a la planta de azufre, como
protección por sobre presión, este tanque debe contar con un control de presión en
rango dividido para el desvío de la corriente de gas ácido al desfogue de la planta.
Por su parte, la fase líquida pesada constituida principalmente de agua amarga, se
debe manejar mediante dos bombas de agua amarga (operación y relevo) para su
envío, previo control de flujo en cascada con el nivel del acumulador, como reflujo
de la torre regeneradora.
Los hidrocarburos recuperados en el acumulador de la regeneradora se deben
desalojar a control de nivel mediante una bomba de hidrocarburo recuperado, esta
corriente se debe integrar a la línea de hidrocarburo recuperado del separador de
hidrocarburos de MDEA rica, para su envío como hidrocarburos recuperados a
“slop”.
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El total de líquido efluente de la torre regeneradora se debe recolectar en una
charola de sello, de donde se debe enviar como carga al Rehervidor de la
Regeneradora, de tipo “Kettle”, éste rehervidor debe proporcionar los
requerimientos térmicos para la separación de los gases ácidos. Tanto el líquido
como el vapor que salen del rehervidor se deben retornar a la torre regeneradora
de amina; en el caso de la corriente de líquido, debe contar con una línea de
suministro de agua desmineralizada o condensado, ambos deben provenir del
sistema de recuperación de condensados, como agua de reposición para mantener
la concentración de amina para compensar las pérdidas por arrastre en las
diferentes fases del tratamiento, antes de regresar a la torre regeneradora de
amina.
El medio de calentamiento del rehervidor debe ser vapor saturado de baja presión
de 3.5 kg/cm2 man y 150 °C de temperatura que debe alimentarse a control de
flujo en cascada con control de flujo de la corriente de carga a la regeneradora de
MDEA. Para la recuperación de los condensados generados, se debe contar con
un sistema de recuperación de condensado aceitoso.
El producto de fondos de la regeneradora de MDEA, constituido por la solución de
MDEA pobre, debe precalentar la corriente de MDEA rica mediante
intercambiadores de calor de MDEA Rica / MDEA pobre. A esta corriente fría de
amina pobre se le debe inyectar la solución de MDEA para mantener la
composición y/o concentración de la solución de MDEA pobre.
La MDEA pobre se debe manejar mediante bombas de recirculación de MDEA
pobre (una en operación y una de relevo), la cual debe proporcionar la presión
suficiente para ser enviada al aeroenfriador de MDEA pobre, al sistema de filtrado
y a la planta ULSG correspondiente a las condiciones requeridas.
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Con el propósito de eliminar las impurezas, partículas sólidas producto de la
degradación de la amina, etc., las Unidades Regeneradoras de Amina deben
contar con su sección de filtrado, la cual debe estar constituida de las siguientes
etapas y equipos: La corriente fría se debe dividir de tal manera que un porcentaje
de la solución de MDEA pobre pase a través de un primer filtro de MDEA pobre,
con la finalidad de eliminar partículas sólidas; debe continuar en el segundo filtro
de MDEA pobre, de carbón activado, donde se eliminen impurezas coloridas y
productos de la degradación de la MDEA, finalmente, debe pasar al tercer filtro de
MDEA pobre, donde se eliminen partículas arrastradas del filtro de carbón activado
y en general, partículas mayores a 5 micrones. Esta corriente filtrada se debe
volver a unir con el resto de la corriente de MDEA que no pasó por el proceso de
filtrado, mediante un control de flujo que regule esta corriente.
Para reposición de la solución de MDEA pobre se debe contar con un tanque
acumulador de almacenamiento de MDEA pobre para las dos plantas URA-1 y
URA-2, el cual debe recibir la MDEA regenerada, y un tanque acumulador de
solución de MDEA de reposición para cada unidad, el cual debe recibir, además de
las corrientes recuperadas de MDEA del sistema de recolección del drenaje, la
solución de MDEA fresca contenida en el tanque de almacenamiento de MDEA
pobre, MDEA de tambores y agua desmineralizada, para la preparación de la
solución de MDEA. Los tanques de almacenamiento y de reposición deben contar
con suministro de nitrógeno de sello, para evitar la oxidación de la solución de
MDEA, con su control automático de presión; se debe evitar el flujo inverso en
todas las líneas que alimentan a estos tanques mediante la instalación de válvulas
de retención (check); deben contar con filtros de carbón activado o similar en sus
sistemas de relevo de presión - vacío a la atmósfera.
El envío de la MDEA de reposición se debe realizar mediante bomba, la amina de
reposición de la descarga de esta bomba debe ser filtrada mediante un filtro tipo
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cartucho de algodón o polipropileno, con capacidad de filtrado de partículas
mayores de 5 micrones.
El tanque de almacenamiento de MDEA se utiliza también para preparar la
solución de MDEA Pobre, empleando MDEA de alta concentración, cuya
temperatura de solidificación es de 28 °C, por lo que previamente se debe
acondicionar para disminuir la viscosidad y facilitar su manejo al voltear el tambor
hacia el registro con pescante (balancín o similar); finalmente se adiciona el agua
desmineralizada o condensado, ambos provenientes del sistema de recuperación
de condensado limpio, para la dilución requerida.
• Sistema de desfogue ácido
El destino de las descargas de las válvulas de seguridad debe ser a un sistema
cerrado (Sistema de Desfogue Acido de cada Unidad).
El Sistema de desfogue de cada Unidad; debe contar con su tanque separador de
desfogue correspondiente; los desfogues de cada unidad se deben integrar al
Quemador Elevado Ácido existente en la Refinería y de acuerdo con los
lineamientos de ingeniería y con las normas y especificaciones técnicas.
Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas
de desfogues deben contar con su equipo de bombeo (operación normal y de
relevo) con operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los
tanques separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o
almacenamiento. Debe tenerse indicador de nivel y de temperatura con señal al
SCD de la Unidad respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático
de la bomba.
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• Energía eléctrica
El suministro de energía eléctrica será proporcionado por PEMEX en límites de
batería. Inicia corriente debajo de la subestación No.21.
Tabla de Características de motores
Potencia del motor KW(CP) Tensión diseño motor (volts)
Tensión del sistema (volts)
Frecuencia (hertz)
Fases
Menor de 0.746 (1.0) 115,220 120,220 60 1 o 3 Actuadores de válvulas (todas las potencias)
220, 460 220, 480 60 3
De 0.746 (1.0) hasta 130.55 (175) 460 480 60 3 De 149.2 (200) hasta 1492 (2000) 4000 4160 60 3 Mayores de 1492 (2000) 13200 13800 60 3
Todos los motores deben ser de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores
será clase F, los ventiladores serán metálicos y los motores serán lubricados de
acuerdo a norma NEMA MG-1 con tratamiento anticorrosivo, todos los motores de
55.95 KW(75 cp) y mayores tendrán calentadores de espacio. Todos los motores
de inducción jaula de ardilla y síncronos deben cumplir con las normas NRF-048-
PEMEX-2003, NRF-095-PEMEX-2004 y las normas y estándares NEMA MG-1,
API-RP-540, API-541, API-546, o equivalentes.
Tabla de Iluminación e instrumentos
Servicio Tipo de Luminaria Tensión
Iluminación en interiores Fluorescente, lámparas ahorradoras de energía, con balastro electrónico
127 volts, 1 fase, 60 hz.
Iluminación en exteriores de las plantas proceso
Vapor de sodio alta presión, balastro integral de alto factor de potencia, y tener reflector, globo y guarda.
220 volts, 3 fases, 60 hz
Instrumentos de control 120 volts, 1 fase y 60 hz 24 volts corriente directa
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En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto
rendimiento, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia, con el propósito
de ahorro de energía.
El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción deben ser alimentados por
medio un sistema de energía ininterrumpible (sfi)
Los sistemas de alumbrado deben cumplir con lo indicado en 8.12 de la norma
NRF-048-PEMEX-2003.
• Alimentación de energía eléctrica de emergencia
Para la alimentación de instrumentos y alumbrado, a falla de energía eléctrica se
debe contar con un banco de baterías independientes, con capacidad suficiente
para mantener energizado el sistema durante 30min.
• Cuarto satélite
Se construirá un cuarto satélite que albergue los controladores, módulos de
entrada-salida, PLC’s de protección y electrónicas de quipo de análisis, en el área
de la planta nueva.
El cuarto de control satélite contará con sistema de presurización y aire
acondicionado con sistema de compresión redundante, control de temperatura.
Así mismo deberá contar 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. Se contará con sistema de detección de
humo y un sistema de extinción de fuego.
Este cuarto contará con un sistema extinguidor automático de fuego a base de
CO2. El almacenamiento de CO2 debe estar protegido bajo techo.
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• Sistemas de Seguridad
El sistema de protección contra incendio cumplirá como mínimo con lo indicado en
la norma de referencia NRF-015-PEMEX-2003, NRF-032-PEMEX-2005 y la
especificación de PEMEX DG-GPASI-SI-3610. Una vez que se haya cumplido con
la norma de referencia NRF-011-PEMEX-2003, en cuanto a los distanciamientos
que deben existir entre las diferentes instalaciones que forman parte del proyecto.
Por lo que respecta al sistema de protección contra-incendio estará constituido
básicamente por un circuito de 12” de diámetro integrado a la red existente del cual
se derivarán los sistemas de enfriamiento para ataque al fuego consistente en:
monitores, alimentados por tubería de 6” de diámetro, sistemas de enfriamiento
(anillos de enfriamiento) para los equipos que así lo requieran y para protección de
las bombas empleadas en la planta.
Las plantas contarán independientemente de los sistemas de protección a base de
agua con equipos móviles para ataque al fuego determinados en características y
cantidad de acuerdo a las unidades de riesgo cuantificadas. Este equipo móvil
estará constituido a base de extinguidores de polvo químico seco y/o de CO2 de
diferentes capacidades en función a las áreas o sitios por proteger.
Por otra parte el sistema de protección contará con un subsistema de detección y
alarma como medida preventiva para la pronta detección y ataque de eventuales
contingencias que se pudieran presentar durante la operación y/ o trabajos de
mantenimiento que se realicen en las plantas.
Se anexan planos contra incendio anexo 14
Se especificarán los sistemas de seguridad (SIL) requeridos para todas las
entradas y salidas de los sistemas de interconexiones del sistema de paro de
emergencia.
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• Catalizadores y agentes químicos
Los catalizadores serán de nueva generación, su formulación considerará
tecnología de punta y serán rentables.
Los CDmodules, son cargados dentro de la columna para maximizar la densidad
de carga de los catalizadores.
Cada cama de catalizadores contiene varios niveles de empaque con un arreglo de
acuerdo a un diagrama predeterminado de carga en una serie de soportes de
CDMODULES. Los CDmodules son cargados para optimizar el proceso
catalizador, y la eficiencia de contacto de vapor-líquido para una reacción
simultánea y su fraccionamiento.
Los catalizadores presentes son de CoMo, (cobalto-molibdeno), para producir
naftas medianas y pesadas en la corriente de fondo. También se utilizarán
catalizadores de níquel y paladium. Las especificaciones de cada catalizador son
propiedad del licenciador.
Los catalizadores gastados serán enviados al proveedor, quien se encarga de la
recuperación de metales y/o regeneración de los mismos.
Así mismo se utilizaran agentes químicos como son: antiensuciante, inhibidor de
corrosión, agente quelante, agente antiespumante, agente neutralizante Na2CO3,
DEA, alúmina y otros.
II.2.7 Etapa de abandono del sitio
La vida útil del proyecto se considera que será de 20 años como planeado, sin
embargo de acuerdo a las condiciones de operación de las propias plantas
desulfuradoras este periodo de tiempo puede ser ampliado, por lo que en términos
prácticos no se tiene planeado el abandono del sitio del proyecto en análisis.
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II.2.8 Utilización de explosivos
No se considera el uso de explosivo en ninguna de las etapas del proyecto, ya que
en primera instancia no son necesarios y pueden provocar un riesgo muy elevado
dentro de las instalaciones de la refinería.
II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y
emisiones a la atmósfera
• Generación manejo y disposición de residuos sólidos
En todos los procesos industriales se generan residuos que se incrementan en
forma proporcional conforme aumenta la demanda de los productos. Aún con el
implemento de nuevas tecnologías de producción y con las medidas de control
tomadas hoy en día para reducir la generación de residuos y emisiones, siempre
se tendrán que disponer de planes y programas de vigilancia ambiental para
cumplir con la normatividad vigente y proporcionar un marco adecuado para la
reducción de la generación de dichos residuos.
En las diferentes etapas en las que se desarrollará el proyecto habrá generación
de residuos sólidos en sus distintas categorías de acuerdo a lo que se establece en
la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los residuos y su
respectivo reglamento, para fines de la Ley esta agrupa y clasifica la generación de
residuos en las siguientes categorías:
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• Residuos sólidos no peligrosos
En las etapas de preparación del sitio y construcción y operación se contempla la
generación de residuos de manejo especial por las actividades de construcción y/o
demolición que se realicen, por otra parte los residuos sólidos urbanos serán
generados por las actividades del personal que se encontrará a cargo de la
construcción de las plantas hidrodesulfuradoras por actividades propias del
personal que en ella laborará, en la siguiente tabla se especifican las condiciones
de manejo tanto de los residuos sólidos urbanos como los residuos de manejo
especial, cabe señalar que las condiciones de manejo se deberán apegar a la
normatividad oficial y a los procedimientos y reglamentos internos que PEMEX
Refinación disponga para este tipo de residuos.
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Tabla de Residuos generados por etapas
Actividad de generación de
residuos
Residuos generados Métodos de disposición temporal
de residuos
Lugar de disposición final de residuos
ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO Limpieza de terreno Materia orgánica vegetal,
plantas pequeñas , hojarasca etc. Residuos que se han acumulado en los terrenos como basura en general y chatarra
Los residuos generados en este tipo de actividad normalmente son agrupados en puntos específicos para posteriormente ser dispuestos en un relleno sanitario.
Para la disposición final sin tratamiento en el Relleno sanitario de la Ciudad de Tula y de acuerdo a lo que establezcan las autoridades responsables.
Preparación del Terreno Los residuos generados en la preparación del terreno serán residuos de concreto y rocas del propio terreno, así como suelo natural del terreno.
Estos residuos en parte serán utilizados para las actividades de relleno en donde sea necesario Los residuos que no sean susceptibles de aprovecharse deberán ser dispuestos.
El material que nos sea utilizado para los aspectos de nivelación o relleno será dispuesto ya sea en el relleno sanitario de la ciudad de Tula o en un sitio de tiro autorizado por el Municipio y/o las autoridades responsables.
Oficinas móviles o provisionales y almacenes
Los residuos generados en los campamentos u oficinas móviles durante las etapas de preparación del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Residuos sanitarios
Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos sólidos urbanos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos.
Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables o residuos sanitarios serán remitidos al servicio municipal de limpia mediante los mecanismos generales de limpia de la refinería llevando los mismos con
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Actividad de generación de
residuos
Residuos generados Métodos de disposición temporal
de residuos
Lugar de disposición final de residuos
los permisos correspondientes al relleno sanitario de la Ciudad de Tula de Allende
Maquinaria Los residuos no peligrosos que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados
Se dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible), la segregación adecuada de este tipo de residuos es responsabilidad del contratista..
La disposición final para este tipo de residuos será en el rellenos sanitario de la Ciudad de Tula, con su respectiva autorización municipal
ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Cortes y cimentaciones Los residuos que se
generarán en esta etapa serán material inerte (rocas y arena en general)
Este material no será dispuesto de ninguna forma ya que será utilizado para las etapas de nivelación y relleno de la plataforma de la planta
El sitio de disposición final será la propia plataforma de la planta, mediante acciones de nivelación del terreno.
Obras de drenaje y subdrenaje
Los residuos generados en esta etapa serán en general los siguientes: Residuos de varilla Residuos de madera Residuos de plástico de tubería Residuos de tubería metálica Cartón Pedacería de alambre, clavos etc.
Los residuos generados serán dispuestos en contenedores para que aquellos residuos metálicos sean separados o segregados de los residuos plásticos y del cartón.
Los residuos metálicos que son susceptibles de ser reutilizados serán reutilizados por el contratista. Los residuos que no puedan ser reaprovechados o reutilizados serán dispuestos en los lugares autorizados por las autoridades responsables
Construcción de la plataforma
Los residuos que se generan en esta etapa es material para la construcción de la plataforma (concreto), que por algún motivo se
Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no se vea afectada la vegetación o el suelo natural.
Los residuos de cascajo deberán ser llevados a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos mediante los
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Actividad de generación de
residuos
Residuos generados Métodos de disposición temporal
de residuos
Lugar de disposición final de residuos
curó y quedo solidificada (cascajo)
permisos respectivos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.
Construcción del sistema de accesos y vialidades
Sobrante de concreto hidráulico por la construcción de banquetas y de las vialidades que integrarán el complejo los espacios de tránsito dentro de las plantas
Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no sean afectadas la vegetación o suelo natural.
Los residuos de cascajo deberán ser llevados a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos es necesario contar con los permisos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.
Campamentos, oficinas móviles
Los residuos generados en los campamentos y oficinas móviles durante las etapas de construcción del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Papel Sanitario
Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de construcción se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos no peligrosos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos y de acuerdo a los procedimientos de generación y segregación de residuos de PEMEX Refinación.
Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables serán remitidos al servicio municipal de limpia ya sea mediante camión de limpia o llevando los mismos con los permisos correspondientes al relleno sanitario de la Ciudad de Tula.
Maquinaria Los residuos de manejo especial que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería
Se dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos,
La disposición final para este tipo de residuos será en el rellenos sanitario de la Ciudad de Tula, con su
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Actividad de generación de
residuos
Residuos generados Métodos de disposición temporal
de residuos
Lugar de disposición final de residuos
la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados.
para su consideración de venta (si es que es factible).La segregación adecuada de este tipo de residuos será responsabilidad del contratista
respectiva autorización municipal
ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA HIDRODESULFURADORA Actividades del personal de operación y mantenimiento de la planta
Generalmente y ya existiendo actividad propia de la planta en si se generan residuos de manejo especial de diversas índoles los mas comunes son los siguientes: Papel por las actividades de oficinas o administrativas Cartón de empaques y embalajes de equipos y maquinarias Embalajes de madera por la llegada de maquinaria o equipo Embalajes plásticos de maquinaria y equipos Residuos de alimentos Residuos sanitarios Vidrio Aluminio
Como parte de las actividades de operación y mantenimiento de la planta se colocarán recipientes especializados en sitios estratégicos tanto en los lugares comunes como en las oficinas administrativas para la segregación de los residuos, se realizarán programas para la correcta segregación y se identificarán los contenedores adecuadamente de acuerdo a los lineamientos de residuos de PEMEX Refinación, se contará con contenedores fijos en los sistemas viales de la planta para evitar que se encuentre basura en las calles y banquetas. Las empresas contratistas que operen las instalaciones de la planta o parte de ellas deberán apegarse a los reglamentos ambientales y de seguridad que imponga PEMEX
La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Tula, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados, Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos y reglamentos establecidos por PEMEX Refinación para el manejo adecuado de los residuos de manejo especial y de la normatividad aplicable en la materia
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Actividad de generación de
residuos
Residuos generados Métodos de disposición temporal
de residuos
Lugar de disposición final de residuos
Refinación amén de sus propios métodos o sistemas para este fin.
Actividades por el mantenimiento de calles y servicios generales.
Los residuos generados por estas actividades serán de manera general pero no exclusiva los siguientes: Residuos de plásticos o metálicos por señalamientos Residuos de cables eléctricos terminales o de fibra óptica por reparación de servicios generales Residuos de luminarias que deban ser reemplazadas siempre y cuando no sean consideradas como residuos peligrosos Residuos relacionados con los servicios sanitarios
Estos residuos deberán ser clasificados y segregados de acuerdo a su tipo mediante programas específicos que formarán parte de los lineamientos de PEMEX Refinación en materia ambiental, la segregación se realizara en recipientes señalizados para su adecuado control.
La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Tula, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos de PEMEX Refinación y de la normatividad aplicable en la materia Por otra parte los residuos producto de las luminarias que por sus características puedan ser reintegrados con la empresa que los suministra se deberán regresar a la misma para su correcto manejo y disposición, en caso contrario serán dispuestos en el Relleno sanitario siempre y cuando estos residuos no contengan metales pesados como es el caso del mercurio ya que en este caso se deberán manejar como residuos peligrosos.
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• Residuos Peligrosos
Los residuos peligrosos en cualquiera de sus estados físico y que por sus
características de corrosividad, reactividad, explosividad, toxicidad, inflamabilidad y
biológico infecciosas y por su forma de manejo pueden representar un riesgo muy
elevado al equilibrio ecológico y a la salud de la población en general por lo que se
cuenta con ordenamientos y normas específicas que regulan su generación,
almacenamiento temporal, transporte y disposición final.
Los residuos peligrosos que sean generados por las actividades de preparación del
sitio, construcción y operación del proyecto serán manejados en apego estricto a
los lineamientos gubernamentales y a los lineamientos propios de PEMEX
Refinación. Entre los residuos peligrosos que se estiman generar durante las
diferentes etapas que consolidan al proyecto se encuentran los mencionados en la
siguiente tabla.
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Tabla de Estimación de residuos peligrosos a generar por las plantas desulfuradoras.
Nombre Componentes Proceso e etapa en que se genera
Característica
s
CRETIB
Tipo de empaques
Sitio de almacenamiento temporal ( por la
cia. Constructora)
Transporte a sitio de
disposición Sitio de
Disposición Estado Físico
ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITO
Aceite lubricante gastado
Mezcla de hidrocarburos del petróleo
Uso de maquinaria pesada y semipesada para la preparación y limpieza del sitio
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado
La Cia. Contratista responsable de los trabajos de construcción, deberá contar en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Vehículo, debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT
Sitio asignado por la autoridad competente
Liquido
Filtros de aceite usado, trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos
Lamina, algodón o papel filtro y aceite gastado. Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados
Uso de maquinaria pesada y semipesada para la preparación y limpieza del sitio
(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros, estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos
Sólido
ETAPA DE CONSTRUCCIÓN * Aceite lubricante gastado
Mezcla de hidrocarburos del petróleo
Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de plancha de concreto
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Carro tanque con sistema para succión de aceites debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras
Liquido
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Nombre Componentes Proceso e etapa en que se genera
Característica
s
CRETIB
Tipo de empaques
Sitio de almacenamiento temporal ( por la
cia. Constructora)
Transporte a sitio de
disposición Sitio de
Disposición Estado Físico
Filtros de aceite usado
Lamina, algodón y aceite gastado.
Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de capa de concreto armado
(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos
Sólido
Trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos
Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados
Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colocación de capa de concreto armado
(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos
Sólido
Residuos de emulsiones y catalizadores para concreto
Mezclas de hidrocarburos y resinas
Construcción de la plataforma con concreto hidráulico, residuos de los emulsiones y sellos
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.
En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final
Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT
Combustible alterno para cementeras
Semisólido
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Nombre Componentes Proceso e etapa en que se genera
Característica
s
CRETIB
Tipo de empaques
Sitio de almacenamiento temporal ( por la
cia. Constructora)
Transporte a sitio de
disposición Sitio de
Disposición Estado Físico
Residuos de combustibles diesel
Composición de hidrocarburos alifáticos
Construcción de la plataforma y se generará por las actividades relacionadas a la carga de diesel a la maquinaria o para limpieza de piezas
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.
En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final
Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT
Combustible alterno para cementeras
Liquido
Residuos de trapos y estopas contaminados con hidrocarburos
Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados
Uso de maquinaria y equipo (grúas) para montaje y colocación de equipos
(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos
Sólido
Aceite lubricante gastado
Mezcla de hidrocarburos del petróleo
Uso de maquinaria de carga (grúas) para colocación y montaje de los equipos para las plantas desulfuradoras
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado
Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos
Carro tanque con sistema para succión de aceites debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras
Liquido
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Nombre Componentes Proceso e
etapa en que se genera
Características
CRETIB
Tipo de empaques
Sitio de almacenamiento temporal ( por la
cia. Constructora)
Transporte a sitio de
disposición Sitio de
Disposición Estado Físico
ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Residuos de pintura y sus recipientes y accesorios
Solventes varios xileno, tolueno, etc, pigmentos
Pintado de vialidades y alumbrado, banquetas y señalamientos
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de pinturas, recipientes y sus accesorios
Como parte de las instalaciones de la Refinería de Tula, se cuenta con áreas especificas en los que se ubican los almacenes temporales de residuos peligrosos.
Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT
Combustible alterno para cementeras
Liquido y sólidos de acuerdo a los materiales que hayan sido utilizados y al estado en que se encuentre la pintura
Aceite lubricante gastado
Mezcla de hidrocarburos del petróleo
Operación y mantenimiento por los vehículos que serán utilizados para este fin, este se generará al momento de realizarles los propios mantenimientos a los mismos
(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado
Como parte de las instalaciones de la Refinería de Tula, se cuenta con áreas específicas en los que se ubican los almacenes temporales de residuos peligrosos.
Carro tanque con sistema para succión de aceites debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT
Combustible alterno para cementeras
Liquido
Luminarias gastadas
Por el cambio de luminarias gastadas que contengan mercurio.
(T) Se conservarán algunos de los empaques originales de las lámparas para que al momento de ser sustituidas los residuos de estas se manejen en los empaques originales y se protejan y conservar el mercurio dentro de las mismas.
Las lámparas con estas características serán almacenadas temporalmente en sus respectivos empaques en un sitio que este determinado dentro del almacén temporal de residuos peligrosos.
Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT
Disposición final de residuos peligrosos en confinamientos autorizados por la SEMARNAT
Sólido
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Nombre Componentes Proceso e etapa en que se genera
Característica
s
CRETIB
Tipo de empaques
Sitio de almacenamiento temporal ( por la
cia. Constructora)
Transporte a sitio de
disposición Sitio de
Disposición Estado Físico
Residuos por las actividades de desazolve de drenajes
Residuos de componentes varios que circulen por los drenajes principalmente el industrial
Al realizarse las actividades de desazolve de las tuberías de los drenajes se arrastran lodos de
(T) Los residuos de estos mantenimientos deberán ser caracterizados de acuerdo a la normatividad aplicable vigente y en caso de que resulten peligrosos serán enviados para su confinamiento a sitios autorizados por la SEMARNAT
Los contenedores con los residuos de este tipo deberán ser almacenados en el almacén temporal de residuos peligrosos que se haga para las actividades de operación y mantenimiento.
Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT
Disposición final de residuos peligrosos en confinamientos autorizados por la SEMARNAT
Líquidos
Residuos de catalizador gastado
Catalizador comercial de patente utilizado por el licenciador del equipo
Residuos provenientes de los módulos CD gastados y de los catalizadores del reactor de pulido
(I,Tt) Los envases para el almacenamiento y transporte de este residuo será proporcionado por el licenciador sin embargo deberá cubrir con todas las especificaciones de control emitidas por la normatividad Mexicana y estadounidense para su adecuado control.
* Durante las Etapas de preparación del sitio y construcción, el manejo, almacenamiento y disposición de los residuos generados, son responsabilidad del Contratista Responsable del desarrollo de la obra, y deberá llevarlo a cabo acatando la normatividad de PEMEX-Refinación y lo establecido en la Legislación vigente en la materia.
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• Emisión de Contaminantes.
GENERACIÓN DE EMISIONES CONTAMINANTES AL AIRE DURANTE LA ETAPA DE
PREPARACIÓN DEL SITIO Y CONSTRUCCIÓN Las principales fuentes de emisión de contaminantes a la atmósfera durante las etapas de
preparación del sitio y construcción, serán las generadas por la actividad de los equipos de
construcción con motores de combustión interna. Es importante señalar que estos
impactos son de carácter temporal y que el equipo deberá estar en condiciones óptimas de
mantenimiento. La refinería cuenta con programas para la verificación física y mecánica
de las unidades que serán utilizadas en el proyecto de acuerdo al reglamento de seguridad
para contratistas y proveedores (el cual se puede consultar en el anexo 12) este
documento especifica que los vehículos que ingresen a las instalaciones de PEMEX
Refinación deben de estar en condiciones adecuadas para su ingreso, lo que incluye que
los motores y escapes se encuentren en buenas condiciones de operación.
La generación de emisiones que se esperan que se produzcan durante las etapas de
preparación del sitio y construcción serán básicamente las provenientes de los equipos de
combustión interna de los vehículos y maquinarias que sean utilizadas en el proyecto, las
emisiones serán las siguientes:
CO, CO2, HC, NOx.
Se espera la generación de partículas sólidas provocadas por el movimiento de tierras y
generación de polvos por actividades de demolición de la plancha de concreto en los
puntos en los que sea requerido así como la remoción de escombro, en el caso del
transporte de tierras fuera del área del proyecto es susceptible de generación de polvos
por el mismo acarreo en los vehículos de transporte.
Las emisiones estimadas que se espera sean generadas durante las etapas de
preparación del sitio y construcción son las que se muestran en la siguiente tabla:
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UTILIZACIÓN DE MAQUINARIA Y EQUIPO DURANTE LA FASE DE LIMPIEZA DEL TERRENO Y CONSTRUCCIÓN. Equipo Cantidad Horas de
trabajo diario
dB emitidos
Emisiones a la atmósfera
(gr/s)*
Tipo de combustible
4 12 hrs. 80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
6 12 Hrs 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
4 12 hrs 78 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
2 12 Hrs 75-80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
10 equipos 12 hrs. 81 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
2 12 hrs 75 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
20 12 hrs. No determinado
Por debajo de lo establecido en la NOM-047-SEMARNAT-1999
Gasolina
4 12 hrs. No determinado
No hay generación de emisiones
Alimentación Eléctrica
4 12 hrs. 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm
Diesel
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UTILIZACIÓN DE MAQUINARIA Y EQUIPO DURANTE LA FASE DE LIMPIEZA DEL TERRENO Y CONSTRUCCIÓN. Equipo Cantidad Horas de
trabajo diario
dB emitidos
Emisiones a la atmósfera
(gr/s)*
Tipo de combustible
4 12 hrs. No determinado
CO 5.22ppm HC 45.5 ppm NOx 45.5ppm SO2 8.21 ppm
Diesel
Cabe hacer mención que la cantidad de generación de emisiones a la atmósfera por el uso
de maquinaria y equipo dependerán de las propias condiciones mecánicas y de
mantenimiento de los equipos, sin embargo dichos equipos deberán de cumplir con lo que
se especifica en las normas ambientales para el control de emisiones a la atmósfera
NOM-041-SEMARNAT-1999 y la NOM-042-SEMARNAT 2003, NOM-044-
SEMARNAT-2006 y la NOM-047-SEMARNAT-1999.
GENERACIÓN DE EMISIONES DURANTE LA ETAPA DE OPERACIÓN Por su parte, en la etapa de operación se espera que los generadores de emisiones por
fuentes fijas se den en los calentadores CDHDS, lo cuales por el mismo proceso de
calentamiento serán una fuente fija y permanente de generación de emisiones al aire, por
el propio diseño de la planta desulfuradora no se tienen estimadas emisiones fugitivas de
gases o vapores al ambiente sin embargo esto deberá ser adecuadamente monitoreado
tanto en los protocolos de entrega recepción de las instalaciones como en la propia
operación de las plantas desulfuradoras durante su vida útil.
Por otra parte en referencia a la generación de los gases ácidos producto del arrastre de
azufre en las fases gaseosas del proceso se tendrá que los gases ácidos se canalizarán
por medio de tuberías a las plantas de recuperación de azufre, en las cuales se recupera
un alto porcentaje de azufre del gas acido, la refinería Miguel Hidalgo cuenta con 3 plantas
recuperadoras de azufre las cuales tienen como objetivo el del convertir el ácido
sulfhídrico contenido en las corrientes gaseosas de los diferentes procesos de la refinería.
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Capacidad instalada de plantas recuperadoras de azufre en la Refinería Miguel Hidalgo
Equipo Capacidad de tratamiento
Toneladas por día
Planta recuperadora de azufre 1 160 Planta recuperadora de azufre 3 80 Planta recuperadora de azufre 4 80 Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas
320
Los remanentes de dicho gas que no puedan ser recuperados o en su caso integrados en
otro proceso por sus especificaciones serán canalizados a los quemadores elevados que
serán construidos ex profeso para la operación de las plantas, los quemadores elevados
tienen la finalidad de realizar una combustión a altas temperaturas de los gases residuales
del proceso.
Los quemadores elevados incineran los gases a altas temperaturas
Sin embargo la Refinería cuenta con un sistema de monitoreo adecuado para las
emisiones a la atmósfera, así como de los sistemas de detección para gases tóxicos, por
lo cual no se considera que esto tenga un impacto significativo en el medio ambiente.
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EMISIONES ESTIMADAS DE GENERACIÓN DE LOS CALENTADORES CDHDS
Los calentadores que forman parte del equipo de las plantas desulfuradoras de
gasolinas catalíticas serán generadores de emisiones de gases de combustión,
se espera que se tenga una emisión de gases de acuerdo a lo que se presenta
en la siguiente tabla:
NOMBRE DEL EQUIPO
NOMENCLATURA DEL EQUIPO O NUMERO DE TAG
CAPACIDAD DE LOS EQUIPOS
UNIDADES SO2 (TONXMES)
SO3 (TONXMES)
NOX (TONXMES)
CO (TONXMES)
PM 10 (TONXMES)
BA-7201 34,941,000 Kcal/hr 0.018280304 0 4.265404255 2.559242553 0.231550517
CH4 (TONXMES)
COTS (TONxMES)
COTNMS (TONxMES)
SOX (TONxMES)
PART COMP (TONxMES)
COVS (TONxMES)
N2O (TONxMES)
CO2 (TONxMES)
Calentadores de fuego directo
0.070074498 0.335138906 0 0 0 0.167569453 0.019498991 3656.06079
Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades similares.
La emisión de contaminantes que se generará por la operación de las plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica USG 1 y ULSG 2, serán emitidas
mediante quemadores elevados que se instalarán para la oxidación de los
gases ácidos producto del proceso, por lo que en la siguiente tabla se muestran
una estimación de la generación de las emisiones esperadas por la combustión
de los gases ácidos y se muestra el incremento en porcentaje de dichas
emisiones en relación con los quemadores elevados actualmente instalados.
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Nombre del equipo
Instalaciones
Producto de
desfogue
Volumen
estimado de
desfogue
(MMPC)
Emisiones de contaminantes estimadas de generación por la operación de las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica USLG 1 y 2
% de increm
ento en vol.
SO2
(Ton) % de incre
mento en
toneladas
NOx (Ton)
% de incremento en tonelad
as
CO2
(Ton) % de incre
mento en
toneladas
CH4
(To
n)
% de incremento en tonelad
as
Quemadores elevados
Desfogues Gas ácido 1109.28 12.9% 124840 6.38% 13.04 12.8% 8056 14.42% 0 0%
Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades
similares.
• Descarga de aguas residuales.
La refinería Miguel Hidalgo cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes
acuosos con una capacidad de 39,000 m3 por día, este tratamiento es del tipo
primario, en donde se aprovecha la diferencia de densidades para la
separación del aceite presente en el agua residual, el aceite recuperado es
enviado a proceso y el agua libre de aceite hacia las lagunas de oxidación y
estabilización lugar donde las demandas químicas y biológicas de oxígeno de
agua, son restituidas por la acción de varios aereadores, por otra parte se han
implementado acciones para que el agua tratada en el sistema de efluentes se
acondicione a través de un tratamiento biológico y de suavización, para ser
utilizada en las torres de enfriamiento, parte del agua tratada en la refinería es
utilizada en el riego de áreas verdes y el remanente es descargado al Río Tula
cumpliendo con los parámetros establecidos en la NOM-001-SEMARNAT-1996
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Referente a la generación de agua del proceso de las plantas desulfuradoras
de gasolina catalítica ULSG 1 y 2 el agua que es recuperada en los procesos
con altos contenidos de azufre serán enviados a las plantas de tratamiento de
aguas amargas en donde el objetivo es eliminar el acido sulfhídrico contenido
en el agua de desecho para la recuperación de azufre contenida en el agua y
por otra parte el agua del efluente es retornada a las plantas primarias y es
utilizada para el desalado del crudo.
La refinería cuenta con varias plantas de tratamiento de aguas amargas las
cuales cuentan con la siguiente capacidad instalada:
Capacidad instalada de plantas de tratamiento de aguas amargas en la Refinería Miguel Hidalgo
Equipo Capacidad de tratamientoBarriles por día (bpd)
Planta de tratamiento de aguas amargas 1 5,148 Planta de tratamiento de aguas amargas 2 11,991 Planta de tratamiento de aguas amargas 3 13,454 Planta de tratamiento de aguas amargas 4 5,369 Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas 35,962
La generación de agua amarga que tendrán cada una de las plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2, será de 11.4 m3/día, (71.7 bpd)
considerando que el funcionamiento de las bombas sea de una hora por día a
máxima capacidad.
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El sistema de tratamiento de aguas amargas consiste a grandes rasgos, en
bombear la corriente de aguas amargas hacia una columna de destilación
donde se recibe por otra parte vapor sobrecalentado con objeto de separar el
ácido sulfhídrico y enviar la corriente resultante a un tratamiento posterior, por
lo que se refiere al agua “libre” de ácido sulfhídrico una vez condensada se
envía a un tratamiento secundario de agua para eliminar los residuos de ácido
sulfhídrico y poder disponer de ella de acuerdo a la normatividad vigente o bien
ser enviada al sistema de tratamiento de efluentes.
El sistema de tratamiento de efluentes de la refinería Miguel Hidalgo consta de
varios tratamientos, entre los cuales se encuentran procesos para el
tratamiento biológico, un proceso de clarificación, cloración, osmosis inversa, y
de evaporación y cristalización.
Los procesos principales de tratamiento con lo que cuenta la refinería Miguel
Hidalgo, consisten en:
• Cárcamo de regulación.- Espacio de capacitación de aguas
residuales cuya finalidad es la de permitirle un tiempo de estancia a
fin de regular las condiciones de la misma para su posterior
tratamiento.
• Separador API.- Proceso consistente en la separación primaria de
aceites y lodos de aceite disueltos en la descarga de agua para
permitir el paso a los separadores de placas corrugadas, separación
mediante el principio de la Ley de Stokes.
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• Separador de Placas Corrugadas.- Consistente en la una serie de
placas corrugadas colocadas con una cierta inclinación que
favorecen la separación de materiales de diferentes densidades
• Laguna de igualación.- Homogeneizar las variaciones de caudal y
calidad de las aguas residuales controlando las variables como carga
orgánica que pueden afectar las variables posteriores de los
sistemas de tratamiento.
• Flotación con aire.- Proceso que se aplica para eliminar pequeñas
cantidades de aceite presentes en el agua residual, mediante hacer
pasar un volumen determinado de liquido a un tanque presurizado
con aire (alrededor de 60 psig), con el propósito de disolver el aire en
el agua y permitir que estas micro burbujas producto de la disolución
arrastren las partículas de aceite a la superficie para posteriormente
ser eliminadas por las rastras.
• Lagunas de Oxidación.- Las lagunas de oxidación son excavaciones
de poca profundidad en la cual se desarrolla una población
microbiana compuesta por bacterias, algas y protozoos (que
convierten en forma simbiótica) y eliminan de forma natural,
patógenos relacionados con excretas humanas.
• Lagunas de estabilización.- Proceso mediante el cual se efectúa la
remoción de materia orgánica suspendida y se compone de fases
Infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los
residuos
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• SUSTANCIAS PELIGROSAS USADAS EN EL PROCESO
Las sustancias químicas que serán utilizadas en el proceso son las que se
indican en la siguiente tabla:
PRODUCTOS HOJAS DE DATOS DE SEGURIDAD
Antiensuciante (Por el Licenciador)
Inhibidor de corrosión (Por el Licenciador) Agente quelante (Por el Licenciador) Agente antiespumante (Por el Licenciador) Agente neutralizante Na2CO3 (Por el Licenciador) DEA (Por el Licenciador) Alúmina (Material Esférico de Llenado) (Por el Licenciador) Otros (Por el Licenciador)
*Se anexan hojas de seguridad de las sustancias disponibles involucradas en
el proceso (anexo 15)
II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos
• Infraestructura para el manejo y disposición de residuos no
peligrosos.
En referencia a la infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de
los residuos la Refinería Miguel Hidalgo de la Ciudad de Tula de Allende cuenta
con espacios específicos que funcionan como almacenes temporales de
residuos tanto peligrosos como para residuos de manejo especial los cuales se
encuentran ubicados estratégicamente dentro de las instalaciones de la propia
refinería, las disposiciones finales de los residuos se realiza mediante la
normatividad ambiental vigente y mediante los procedimientos y requerimientos
específicos de PEMEX Refinación.
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• infraestructura para el manejo y disposición de residuos peligrosos.
Referente a la infraestructura para el manejo y disposición de los residuos
peligrosos se cuenta con un almacén temporal de residuos peligrosos dentro
de las instalaciones de la Refinería, el cual cumple con todos los requisitos y
normatividad aplicable en la materia, por su parte se cuenta con
procedimientos específicos que aplican a todas las instalaciones de PEMEX
refinación para el adecuado manejo de los residuos peligrosos, el diagrama de
flujo que se presenta a continuación es utilizado en las instalaciones de
PEMEX Refinación para el manejo y la disposición final de los residuos
peligrosos.
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GENERADOR DE RESIDUOS
¿RESIDUO CONOCIDO? ANÁLISIS CRETIB N
SI INSPECCIÓN
SELECCIÓN DEL CONTENEDOR Y SU IDENTIFICACIÓN
¿RESIDUO
HOMOGÉNEO Y LIBRE
DE BASURA? LIMPIEZA NO
SI
TRASLADAR A:
2.-ALMACÉN TEMPORAL
PARA RESGUARDO
Y POSTERIOR
3.- ALMACÉN TEMPORAL
PARA RECUPERACIÓ
N Y REÚSO
4.- DISPOSICIÓN FINAL A UN SITIO
AUTORIZADO PARA RESIDUOS
PELIGROSOS
5.- AL CENTRO DE
ACOPIO (PAPEL,
CARTÓN)
NO
6.- INCINERAR EN LOS
LUGARES AUTORIZADOS
1.-RELLENO SANITARIO MUNICIPAL: BASURA DOMESTICA
LLENAR HOJAS DE REGISTRO Y FORMATOS DE LA SEMARNAT PARA LA DISPOSICIÓN EN LUGARES AUTORIZADOS
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• infraestructura estatal para el manejo y disposición de residuos
sólidos urbanos y no peligrosos.
Los rellenos sanitarios que se encuentran en el estado y los volúmenes de
residuos en toneladas que manejan son los que se encuentran ubicados en las
ciudades de (1) Pachuca[197.63]; (2) Tepéji del Río [54.69]; (3) Tula de
Allende[69.99]; (4) Huichapan [30.66] y (5) Acatlán [15.00], esto permite inferir
que solo el 20.4% de los residuos que se generan en el estado son dispuesto
de manera adecuada y controlada en rellenos sanitarios.
Existen otros sitios, conocidos como vertederos controlados, que en total
contabilizan 49, en los cuales se estima que se dispone el 6.6% y por otra parte
se estima que solo el 2% de los residuos sólidos urbanos se recicla en el
estado.
INDICE CAPITULO III
III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES
EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO............................................................................................................ 98
III.1 Información general del proyecto. 98
III.2 Planes de Ordenamiento Ecológico del territorio (No decretado) 98
III.2.1 Modelo de ordenamiento ecológico territorial de la Región Tula-
Tepeji del Estado de Hidalgo. ...................................................................... 102
III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o
en su caso del centro de población 103
III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo .......................................................... 103
III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011 ........................................... 106
III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo ......................................................... 110
III.4 Normas oficiales Mexicanas y de PEMEX 112
III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas. 115
III.6 Leyes, Reglamentos y bandos municipales 122
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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
III.1 Información general del proyecto.
Dentro del plan estratégico de Petróleos Mexicanos y en función a los
requerimientos establecidos por el gobierno federal, se determinó la necesidad de
realizar diversas inversiones en el mediano plazo, con la finalidad de mejorar el
esquema de proceso y aumentar la calidad de sus productos.
Este proyecto se desarrolla con la finalidad de cumplir con la Norma Oficial
Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero de
2006, que requiere el suministro de gasolina con bajo azufre en las áreas
metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey a partir de
octubre de 2008, y para el resto del país a partir de enero de 2009.
III.2 Planes de Ordenamiento Ecológico del territorio (No decretado)
El modelo de ordenamiento ecológico territorial del estado de Hidalgo, es el
instrumento de política ambiental cuyo objetivo consiste en inducir, desde la
perspectiva ambiental, el uso del suelo y las actividades productivas dentro de su
circunscripción territorial, con el fin de lograr la protección al ambiente y la
preservación y aprovechamiento sustentable de los recursos y elementos
naturales, a partir del análisis en el deterioro y las potencialidades de
aprovechamiento de los mismos que se contienen en el modelo respectivo.
Este esquema de ordenamiento ecológico se basa en el análisis de la relación
sociedad-naturaleza y de su marco espacial, lo que permitirá promover el
desarrollo sustentable para el territorio en concordancia con los principios
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establecidos en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, la Ley del Equilibrio
Ecológico y Protección al Ambiente del estado de Hidalgo y en otras leyes,
decretos y regulaciones federales y estatales.
El modelo de ordenamiento ecológico territorial del estado de Hidalgo, contempla
los siguientes objetivos:
• Definir los usos óptimos del territorio de acuerdo con sus condiciones
geoecológicas y socioeconómicas.
• Establecer criterios y principios para la protección del ambiente y el
aprovechamiento racional de los recursos naturales.
• Orientar y organizar los instrumentos administrativos, jurídicos y
técnicos con el fin de disminuir desequilibrios territoriales y alcanzar un
desarrollo regional armónico.
• Implementar el Sistema de Información Geográfica para el inventario,
análisis y diagnóstico de la problemática ambiental y socioeconómica
del territorio.
• Establecer los principios para el desarrollo racional de los procesos de
urbanización, industrialización, redes de transporte y servicios, entre
otros.
El ordenamiento ecológico debe ser visto como el fundamento de la planificación
ambiental. Tiene la función de ser un instrumento normativo básico, sobre el cual
descansan otros instrumentos que no pueden tomar en cuenta impactos o efectos
acumulativos. Se encuentra regulado por disposiciones contenidas en un gran
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número de leyes y reglamentos que abarcan aspectos administrativos, civiles,
penales, ecológicos, territoriales, económicos, de procedimiento e internacionales.
El modelo debe incluir la llamada zonificación funcional o propuesta de usos para
el territorio acorde con sus potencialidades y limitantes, el esclarecimiento de la
intensidad de dicha utilización (de ser posible determinando la capacidad de
soporte, capacidad de carga o umbrales ambientales) y el sistema de medidas o
políticas ambientales de aprovechamiento, protección, conservación y
restauración que garanticen la explotación racional y la conservación a mediano y
largo plazo de los recursos naturales. Demanda un gran esfuerzo y nivel de
información por parte de los investigadores y debe basarse en el diagnóstico
ambiental antes realizado, el pronóstico del sistema estudiado, las concepciones
teórico-metodológicas y prácticas existentes así como los criterios básicos
aceptados para su realización.
El establecimiento del modelo presupone de hecho una gestión de protección de
la naturaleza, al asignarle a cada área un valor funcional determinado y un
régimen de explotación y transformación que lleva implícitas medidas de
conservación de los diferentes recursos. Se proponen 4 políticas esenciales para
el manejo y uso del territorio. De manera resumida se describe a continuación la
propuesta de manejo por componente ambiental:
Agrícola.- Se propone el desarrollo de esta actividad en áreas donde
históricamente se ha practicado y que tienen potencial para las mismas, debiendo
tomarse las medidas adecuadas para evitar la degradación de los suelos y las
aguas, así como lograr una organización de la misma que posibilite introducir
mejoras técnicas con vistas a lograr incrementos significativos de la producción y
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la productividad que permitan mejorar las condiciones de vida de las comunidades
dedicadas a ella.
Para este punto el proyecto no afecta ya que las plantas se construirán dentro de
las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo
Forestal.- Para la mayoría de las áreas de montañas medias y altas se propone
este uso de forma extensiva, aunque localmente puede ser intensivo; muchas de
estas áreas históricamente han sido usadas para la extracción de madera y otros
productos del bosque, se propone organizar adecuadamente esta actividad que
puede convertirse en un renglón importante para el desarrollo del Estado. Deben
establecerse todas las regulaciones necesarias y realizar estudios detallados que
permitan establecer los potenciales forestales de cada área y las medidas para su
utilización, además de incluir programas apropiados de reforestación y protección
forestal. Este uso debe quedar bien planificado y regulado para evitar la tala
clandestina y sobreexplotación de los bosques, lo que podría degradar el recurso,
incrementar la erosión de los suelos, disminuir la recarga de agua de los acuíferos
y las corrientes superficiales y la pérdida de la diversidad biológica de estos
territorios.
Áreas naturales protegidas.- Extensas áreas del estado tienen importantes
valores que ameritan el establecimiento de áreas naturales en el caso de que aún
no existan y el fortalecimiento de las ya existentes. En particular, es importante
proteger y conservar las barrancas donde se localizan gran número de especies
vegetales y animales de interés para la conservación, son fuente de escurrimiento
superficial del agua y presentan valores estético – escénicos sobresalientes.
Además, se propone el establecimiento de áreas protegidas en las montañas
medias y altas sedimentarias templadas húmedas con bosque mesófilo, donde
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aún encontramos valores importantes para la conservación por su alta diversidad
de especies vegetales y animales, muchas de ellas endémicas y en diferentes
status de protección según estudios realizados por CONABIO y otras instituciones.
Flora y fauna – el estado cuenta con importantes áreas que representan un alto
valor natural, pues la existencia de ecosistemas con pocas modificaciones en su
forma y función ambiental posibilita practicar aprovechamientos sin afectar
significativamente los procesos ecológicos y otros ciclos como los bioquímicos,
erosivos, etc. La asignación de este uso se puede realizar bajo el esquema de
Unidades de Conservación, Manejo y Aprovechamiento Sustentable de la Vida
Silvestre. De igual manera pero en sentido contrario, en el estado, sobre todo en
la parte sur es posible encontrar grandes extensiones con muy alto grado de
perturbación producto de la transformación de áreas vegetadas en zonas
agropecuarias de manejo intensivo que han afectado las características ecológicas
del entorno y propiciando la desaparición de especies en una extensa porción del
estado.
III.2.1 Modelo de ordenamiento ecológico territorial de la Región Tula-
Tepeji del Estado de Hidalgo.
Una de las razones por las que se elaboro este modelo de ordenamiento ecológico
territorial para la región de Tula- Tepeji, obedece a que la región de estudio,
conformada por diez municipios del suroeste de la entidad: Atitalaquia,
Ajacuba, Atotonilco de Tula, Tepeji del Río de Ocampo, Tlaxcoapan, Tetepango,
Tlahuelilpan, Tezontepec de Aldama, Tula de Allende y Tepetitlán, se caracteriza
por disponer de la mayor infraestructura industrial instalada dentro del Estado, en
donde destacan los giros textiles, alimentos, petroquímica, generación de energía
eléctrica y de minerales no metálicos.
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Así mismo, cuenta con aproximadamente el 36% de la superficie agrícola que se
irriga con aguas negras en el estado, y concentra aproximadamente al 15 % de la
población estatal. Dado lo anterior, y debido al crecimiento acelerado de los
asentamientos industriales y la apertura de zonas agrícolas, es una de las
regiones con mayor grado de deterioro ambiental, lo que ha propiciado un
detrimento de las condiciones de vida de sus habitantes.
El objetivo de este ordenamiento es el de proveer de un instrumento de planeación
ambiental que permita evaluar y programar el uso adecuado del territorio, así
como el manejo de los recursos naturales, para preservar y restaurar el equilibrio
ecológico y proteger el ambiente de los municipios que la conforman.
El presente proyecto, se desarrollara dentro de los límites de batería de la actual
Refinería Miguel Hidalgo, por lo que no se afectaran nuevas áreas para el
desarrollo industrial. El proyecto formará parte integral de los procesos de la
Refinería.
III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o en
su caso del centro de población
III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo
El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y viable
para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas, realistas y,
sobre todo, responsables.
Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:
• Estado de derecho y seguridad
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• Economía competitiva y generadora de empleos
• Igualdad de oportunidades
• Sustentabilidad ambiental
• Democracia efectiva y política exterior responsable.
Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro del
rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan
Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:
El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el
petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a
precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan
elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena
productiva.
La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante
en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido
significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el país
fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de
oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor
eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable
realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto
ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la
introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos
que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y
responsabilidad ambiental.
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Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se
mencionan las siguientes:
• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas,
la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento
en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo
de plantas procesadoras de productos derivados y gas.
• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las
medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.
• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en
especial de crudos pesados.
Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10 del
Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero. Y como estrategia 10.3:
• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de
emisiones vehiculares.
Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer
incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la
renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para impulsar
ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen a
incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de
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CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas periódicos y sistemáticos
de inspección y mantenimiento vehicular, así como sistemas eficientes de
trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.
Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el
Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de alta
tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir
gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación
ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.
III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011
Para cumplir con los propósitos registrados en el Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, a
través del trabajo complementario con la sociedad, se requiere definir las características y
los principios con los que operará el gobierno que hará posible concretarlos con eficacia y
eficiencia.
Los principios a los que se sujetará la acción de nuestro gobierno son:
• Transparencia y honestidad, para concretar un gobierno honesto con un
desempeño público transparente y una efectiva rendición de cuentas.
• Modernidad y eficiencia, para integrar un gobierno moderno y racional
que optimice la aplicación de los recursos con nuevos criterios de
administración e inversión.
• Liderazgo firme con sentido social, para establecer un gobierno que
ejerza con responsabilidad la rectoría del desarrollo y un liderazgo que
fomente el consenso.
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• Visión y claridad de rumbo, para instaurar un gobierno que cuente con
una visión integral y de largo plazo, que defina con claridad el rumbo a
seguir para superar los problemas.
• Planeación corresponsable, para integrar un gobierno sustentado en la
planeación y en la definición conjunta de objetivos, estrategias y líneas
de acción que promuevan el desarrollo.
• Legalidad, para ejercer un gobierno que promueva y vigile el
cumplimiento irrestricto del Estado de Derecho y otorgue certeza jurídica
y seguridad a los hidalguenses.
• Participación Social, para contar con un gobierno que garantice la
participación corresponsable de la sociedad en el proceso de
formulación, implementación y evaluación de políticas públicas.
Fundamentar el actuar del gobierno en principios, permitirá adaptar la vida
administrativa de nuestras instituciones a las exigencias actuales de modernidad
señaladas por la innovación en el conocimiento, los adelantos tecnológicos y la
vida globalizada.
El Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, considera la agrupación temática de los
aspectos del desarrollo en ejes rectores definidos por su carácter estratégico y por
su reiterada presencia como demanda social en la labor gubernamental.
Los ejes rectores del desarrollo en los que se sustenta metodológicamente este
documento son:
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1. Empleo y productividad para el desarrollo, a través del cual se busca
fortalecer y ampliar la infraestructura productiva del estado; elevar los
niveles de productividad y competitividad; alentar la inversión y el
crecimiento sostenido e impulsar la creación de empleos permanentes y
bien remunerados para los hidalguenses.
2. Calidad de vida para el bienestar social, que persigue establecer políticas
públicas para impulsar el desarrollo humano y el combate a la pobreza y la
marginación, así como para la definición de acciones sociales equitativas e
incluyentes que ofrezcan a la población mayores opciones de acceso al
bienestar.
3. Vocación regional y sustentabilidad para el progreso, orientado a fortalecer
la vocación de nuestras regiones para promover su desarrollo integral y
sustentable de forma equilibrada e impulsar su inserción en procesos que
eleven su productividad y competitividad con base en el aprovechamiento
de las capacidades humanas y los recursos naturales.
4. Fortaleza institucional para la tutela de derechos, cuyo propósito es
perfeccionar la democracia de la entidad a través del impulso a la
participación social en las decisiones de gobierno, así como fortalecer la
colaboración entre poderes, la coordinación con municipios y la observancia
plena al Estado de Derecho como garantía de certeza jurídica para la
población.
5. Honestidad y eficiencia para servir a la sociedad, dirigido a integrar un
gobierno racional y eficiente que otorgue un servicio público congruente con
los requerimientos de la población; aplique responsablemente los recursos
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públicos con un enfoque de austeridad y promueva la mejora continua de
los procesos administrativos.
En cuanto al eje No.1, que se refiere al empleo y productividad para el desarrollo,
tomamos en cuenta el siguiente párrafo: “Atentos a las transformaciones económicas que nos impactan, fortaleceremos nuestras políticas dirigidas a captar capitales nacionales y extranjeros que promuevan la inversión productiva y la oferta de empleo. En un mundo donde surgen cada vez más alternativas para la inversión extranjera directa y se intensifica la competencia para su atracción, se hace necesario instrumentar mecanismos de apoyo a las empresas hidalguenses que redunden en el fortalecimiento de su competitividad; en el fomento a la creación de cadenas productivas generadoras de alto valor agregado; en la ampliación y modernización de su infraestructura y en el apoyo a través de financiamiento, capacitación y asesoría, que permitan ubicarlas en los parámetros internacionales de viabilidad para la inversión.” El proyecto que hoy nos ocupa impulsa la industria de la Refinación en México,
modernizando sus instalaciones y produciendo una gasolina que cumpla con la
calidad requerida por la normatividad actual. Con estas acciones PEMEX
Refinación fomenta la generación de empleos y la producción de gasolinas en el
mercado nacional reduciendo las importaciones y elevando la capacidad
productiva del país.
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III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo
Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es
propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la
población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir el
crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas
vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio
ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la
libertad municipal.
Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Tula de Allende, desarrolló un
programa de desarrollo urbano local en el cuál se mencionan todas las
problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe mencionar
que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia de la
Refinería “Miguel Hidalgo”, y por consiguiente los proyectos nuevos de
construcción de las plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los
rubros social y económico.
Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que
toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:
• Criterios de normatividad urbana.
El programa de desarrollo urbano en él se determinan los tipos de zonas en razón
de los usos predominantes del suelo, para hacer la clasificación se consideró que
la Refinería “Miguel Hidalgo” se encuentra en operación desde 1976 y que
alrededor de ella se han desarrollado actividades relacionadas con la misma y con
las necesidades del personal que en ella labora, por lo que la existencia de las
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nuevas plantas de Desulfuradoras de gasolina no se contraponen con las políticas
marcadas en dicho programa.
• Compatibilidad de usos de suelo. El uso de suelo del área donde se ubica la Refinería es industrial, ya que se
encuentra en la zona denominada “ZONA INDUSTRIAL OCUPADA” dentro del
Parque Industrial Tula, por lo que la superficie que rodea al sitio donde se
construirán las plantas Desulfuradoras en un radio aproximadamente de 500 m es
netamente de uso industrial.
Sin embargo, en la superficie entorno de la Refinería en un radio aproximado de
500m, en el extremo sur se tiene la zona de cultivo de temporal; en el norte y el
oeste zona de terrenos baldíos y zona de cultivo por riego; al este existen zonas
de terrenos baldíos, zona industrial ocupada, zona industrial sin ocupar, así como,
zona de comercio y servicio. En el plan de desarrollo urbano local se incluye una
nueva estrategia de usos de suelo, en la que alrededor de la Refinería en un radio
mínimo de 100 m y máximo de 700 m aproximadamente existe una barrera
vegetal de amortiguamiento en los extremos norte, sur y oeste, al lado este se
denominará zona de industria vecina y el área donde se encuentra la Refinería
“Miguel Hidalgo” corresponde a zona de industria aislada.
De acuerdo con lo descrito en los párrafos anteriores las actividades que se
realizaran para la construcción y operación de las plantas Desulfuradoras no se
contraponen a lo expuesto en el plan de desarrollo urbano local.
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III.4 Normas oficiales Mexicanas y de PEMEX
Normas oficiales mexicanas
CLAVE NOMBRE PUBLICACION
NOM-002-SEMARNAT-96 Límites permisibles de contaminantes en descargas de aguas residuales en los sistemas de drenaje y alcantarillado urbano o municipal.
03-06-98
NOM-043-SEMARNAT-1993 Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.(antes NOM-CCAT-006-ECOL/1993)
23-07-93
NOM-052-SEMARNAT-93 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
22-10-93
NOM-054-SEMARNAT-93 Que establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993.
22-10-93
NOM-081-SEMARNAT-1994 Establece los limites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición.
22-06-94
NOM-085-SEMARNAT-1994 Contaminación atmosférica. Fuentes fijas. Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión al la 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
18-11-93
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CLAVE NOMBRE PUBLICACION
máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre de los equipos de calentamiento directo por combustión.
NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005
Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental. (antes NOM-086-SEMARNAT-1994)
30-01-06
NOM-011-STPS-2002 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido
17-04-02
NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal-selección, uso y manejo en los centros de trabajo
05-11-01
NOM-024-STPS-2001 Vibraciones- condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo
11-01-02
NTEE-COEDE-003/2000 Que establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de vehículos automotores en circulación que usan gasolina y gas licuado de petróleo como combustible
10-07-00
Las Normas de referencia PEMEX que serán implementadas en el proyecto son
las siguientes:
NORMA RELATIVA A:
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.
NRF-004-PEMEX-2000 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.
NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores.
NRF-006-PEMEX-2002 Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
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NORMA RELATIVA A:
NRF-007-PEMEX-2000 Lentes y gogles de seguridad, protección primaria de los ojos.
NRF-008-PEMEX-2001 Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.
NRF-010-PEMEX-2001 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR
NRF-012-PEMEX-2001 Tubería de resina reforzada con fibra de vidrio para recolección y transporte de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.
NRF-017-PEMEX-2001 Protección catódica en tanques de almacenamiento.
NRF-019-PEMEX-2001 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico.
NRF-021-PEMEX-2001 Requisitos mínimos de calidad técnico-médica para prestadores de servicios médicos subrogados.
NRF-022-PEMEX-2001 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos y áreas industriales 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.
NRF-024-PEMEX-2001 Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y líneas de vida.
NRF-025-PEMEX-2002 Aislamientos térmicos para baja temperatura
NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.
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NORMA RELATIVA A:
NRF-027-PEMEX-2001 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura.
NRF-029-PEMEX-2002 Señales de seguridad e higiene para los edificios administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica
NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios
NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas
III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas.
El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo sin
alterar o interactuar ninguna área natural protegida.
En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por la
federación:
• Reservas de la biosfera 1
• Parques Nacionales 3
• Monumentos Naturales 0
• Áreas de protección de recursos naturales 0
• Áreas de Protección de Flora y Fauna 0
• Santuarios 0
Como puede observarse en todo el territorio del estado de Hidalgo, se cuenta con
cuatro áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las siguientes
categorías:
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Áreas naturales protegidas decretadas por la federación
AREA NATURAL PROTEGIDA
CATEGORIA EXTENSIÓN FECHA DE DECRETO
Barranca de Metztitlán Reserva de la Biosfera 96,043 27 de Noviembre de 2000
El Chico Parque Nacional 2,739 06 de Julio de 1982
Los Mármoles Parque Nacional 23,150 08 de Septiembre de 1936
Tula Parque Nacional 100 27 de Mayo de 1981
• Reservas de la Biosfera: Son áreas representativas de uno o más
ecosistemas no alterados por la acción del ser humano o que requieran
ser preservados y restaurados, en las cuales habitan especies
representativas de la biodiversidad nacional, incluyendo a las
consideradas endémicas, amenazadas o en peligro de extinción. Dentro
del estado de Hidalgo se cuenta con una llamada “Barranca de
Metztitlán declarada el 27 de Noviembre del 2000 y cuenta con una
superficie de 96,043ha.
• Parque Nacional: Áreas con uno o más ecosistemas que se signifiquen
por su belleza escénica, su valor científico, educativo de recreo, su valor
histórico, por la existencia de flora y fauna, por su aptitud para el
desarrollo del turismo, o por otras razones análogas de interés general.
Dentro del territorio del estado de Hidalgo se han decretado a nivel
federal 3 parques nacionales, “El Chico”, “Los Mármoles” y “Tula”. Este
último tiene una superficie de 100ha y su vegetación predominante es el
Matorral Xerófilo.
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Áreas naturales protegidas con respecto al proyecto.
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El Consejo Estatal de Ecología (COEDE) es un organismo público descentralizado
del Gobierno del Estado de Hidalgo, que tiene como objeto dirigir, conducir y
evaluar la política y los criterios ambientales para el Estado, y definir los
instrumentos para su aplicación (Decreto que Modifica los Diversos del Consejo
Estatal de Ecología, POE 04/10/1999). Esto implica formular instrumentos de
política ambiental para un uso óptimo de los recursos, sin degradar las bases
naturales del desarrollo. En congruencia, el COEDE a través de sus programas y
proyectos, ha consolidado como instrumentos de política ambiental entre otros, el
ordenamiento ecológico territorial, las áreas naturales protegidas, la regulación del
impacto ambiental, la educación ambiental y el inventario de recursos naturales
(Ley del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente [LEEPAEH] 1999 y como
instrumento rector el Programa Institucional de Desarrollo 2002-2005).
Las áreas naturales protegidas de competencia estatal y municipal suman siete,
las cuales cubren una superficie de 292.6 hectáreas, representando el 0.033% de
la superficie potencial estatal. De esta superficie el 38% corresponde a una
Reserva Ecológica Municipal, el 31% a un Parque Estatal, el 23.24% a Zonas de
Preservación Ecológica de los Centros de Población y el resto (7.76%)
corresponde a un área clasificada como Terrenos de Utilidad Pública. Las dos
áreas restantes fueron declaradas como Reservas Ecológicas por decreto
municipal, el cual no señala la superficie que involucran.
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Áreas naturales protegidas de competencia estatal y Municipal.
CATEGORIA/NOMBRE FECHA DE DECRETO
SUPERFICIE (Ha) MUNICIPIOS ECOSISTEMA
Reserva Ecológica de Tulancingo*
POE 19/O7/1993 ND Tulancingo de Bravo ND
Reserva Ecológica El Astillero* POE 19/07/1993 ND Alfajayucan ND
Reserva Ecológica El Hiloche* POE 26/10/1998 112.3 Mineral del Monte Ba y Bq
Terrenos de Utilidad pública “Las Lajas” ó “Cerro del Lobo”
POE 18/07/1998 21.85 Pachuca de soto Bc
Parque Ecológico cubitos (parque estatal)
POE 30/12/2002 90.45 Mineral de la Reforma y Pachuca de Soto
Mx
Zona de Preservación Ecológica de los centros de población el Campanario
DM 16/12/2003 40.00 Cuautepec de Hinojosa
Bq y Bp
Zona de preservación Ecológica de los Centros de población la Lagunilla
DM 04/11/2003 28.00 Tulancingo de Bravo Bq
Nota: POE: Periódico Oficial del Estado; DM: Decreto Municipal; Ba: bosque de oyamel; Bq: bosque de encino, Bc: bosque
cultivado (eucalipto); Bp: bosque de pino; Mx: matorral xerófilo; ND: no disponible (*) estas áreas no corresponden a
ninguna categoría señalada en la LEEPAEH ó la LGEEPA.
Actualmente, se trabajan en once proyectos de áreas naturales protegidas de
carácter Estatal y Municipal, para concretarse en el año 2005, que aportarán un
total de 30,053.98 hectáreas bajo esta política de protección
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III.6 Leyes, Reglamentos y bandos municipales
Leyes
Ley de Aguas Nacionales
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente
Ley Federal de Derechos
Ley Federal de Procedimientos Administrativos
Ley Federal del Trabajo
Ley Federal sobre Metrología y Normalización
Ley General de Protección Civil
Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos
Ley para la protección al Ambiente en el Estado de Hidalgo
Reglamentos
Reglamento contra la Contaminación por Ruido
Reglamento de Gas Natural
Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación Atmosférica
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental
Reglamento Federal de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo
Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos
Reglamento de la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente del Estado de Hidalgo
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Reglamentación municipal
Bando de Policía y buen Gobierno Tula de allende
Reglamento de Ecología y Gestión Ambiental
INDICE CAPITULO IV
IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE
INFLUENCIA DEL PROYECTO................................................................. 124
IV.1 Delimitación del área de estudio.................................................... 124
IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental......................... 124
IV.2.1 Aspectos abióticos ......................................................................... 124
IV.2.2 Aspectos bióticos ........................................................................... 148
IV.2.3 Paisaje ........................................................................................... 152
IV.2.4 Medio Socioeconómico.................................................................. 155
IV.2.5 Diagnóstico ambiental.................................................................... 168
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IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA
PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL
PROYECTO
IV.1 Delimitación del área de estudio
Para delimitar el área de estudio, se aplicaron los criterios correspondientes a
dimensiones del proyecto, factores sociales, rasgos biológicos y físicos del área,
usos de suelo de acuerdo al Plan de Desarrollo Urbano.
IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental
IV.2.1 Aspectos abióticos
IV.2.1.1 Clima
a) Tipo de clima
En el estado de Hidalgo se pueden distinguir tres grupos de climas bien definidos,
según la clasificación climática de Copen modificada pro Enriqueta García de
Miranda, en el año de 1989:
El grupo de climas cálidos A, que se distribuyen en una pequeña porción del
extremo nororiental del Estado y en parte del Municipio La Misión.
El grupo de climas templados C, de la Sierra Madre Oriental y partes altas del
sistema Volcánico Transversal.
Y por último el grupo de limas secos B, de la Barranca de Metzititlán y del Altiplano
Volcánico del Sur y Oeste del Estado.
Para el sitio del proyecto identificamos el tipo de clima semiseco Bs1. Después del
subgrupo de climas templados, es el más extendido en el Estado con 34% de su
superficie. Se distribuye en casi todo el Valle del Mezquital, la altiplanicie del Sur
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del Estado y gran parte de la Barranca del Metztitlán. Se pueden reconocer tres
subtipos:
• Semiseco cálido con régimen de lluvias de verano y lluvia invernal
menor de 5% BS1 (h’)hw(w)
• Semiseco semicálido con invierno fresco y régimen de lluvias de verano.
Lluvia invernal menor de 5% Bs1 h w(w) y entre 5 y 10.2% Bs1 h w.
• Semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano.
Lluvia invernal menor de 5% BS1 kw(w) y entre 5 y 10.2 % Bs1 k w
En casi todo el Valle del Mezquital desde Zimapán, Ixmiquilpan, Santiago de
Anaya, Huichapan; Alfajayucan hasta Tlahuelipan, Tetepango, Tlaxcoapan,
Atitalaquia y parte de Tula de Allende y Atotonilco de Tula, el clima característico
es el subtipo semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano
BS1k; con lluvia invernal menor de 5% BS1 Kw(w). Este subtipo de clima presenta
temperaturas relativamente “más frescas” a lo largo del año, con respecto al
anterior. Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 22.3 23.8 26.1 27.8 28.8 28.1 26.8 25.8 24.7 23.5
2006 22.3 24.4 26.2 27.6 26.4 26.6 25.8 25.9 25.9 25.1 22.8 21.9 25.1
2005 23.1 23.7 26.6 29.6 29.3 28.8 26.6 25.6 24.8 23.5 21.2 22.0 25.4
2004 21.3 23.6 24.4 25.3 25.8 24.4 24.4 24.9 24.5 24.1 23.2 21.2 23.9
2003 20.7 25.6 26.8 28.5 29.7 26.2 25.1 25.1 24.4 23.3 23.1 21.5 25.0
2002 22.8 22.2 26.5 27.6 28.0 26.1 24.8 25.5 24.0 24.8 21.3 22.2 24.7
2001 22.4 23.6 25.8 27.5 26.6 26.5 25.9 25.3 23.9 23.1 22.6 22.4 24.6
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Climas en el estado de Hidalgo.
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Temperatura media promedio mensual en el estado de Hidalgo°C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 14.9 15.9 17.7 19.9 21.1 20.9 20.3 19.5 18.3 16.8
2006 14.0 16.1 16.6 18.5 19.0 19.7 19.8 19.8 20.0 18.8 15.6 14.3 17.7
2005 14.9 16.1 17.9 21.0 21.5 21.9 20.4 19.9 18.9 18.1 14.7 14.8 18.3
2004 13.3 14.3 16.1 17.3 18.1 18.2 17.5 18.1 17.8 17.3 15.0 13.0 16.3
2003 12.5 16.0 17.4 19.0 20.7 19.3 18.2 18.2 18.3 16.7 15.3 12.5 17.0
2002 13.6 13.8 16.9 18.4 19.2 18.5 18.1 18.1 17.7 17.5 13.5 13.8 16.6
2001 13.7 15.2 16.9 18.8 18.5 19.2 18.8 18.4 17.8 16.0 14.9 14.4 16.9
Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 7.4 8.1 9.5 12.1 13.5 13.7 14.2 13.5 11.9 10.2
2006 5.7 7.9 7.1 9.4 11.5 12.9 13.7 13.7 14.1 12.5 8.3 6.8 10.3
2005 6.6 8.4 9.2 12.4 13.7 15.1 14.1 14.2 13.1 12.6 8.2 7.7 11.3
2004 5.3 5.0 7.8 9.3 10.3 11.9 10.6 11.3 11.1 10.6 6.7 4.7 8.7
2003 4.3 6.4 8.0 9.5 11.6 12.5 11.4 11.2 12.3 10.1 7.4 3.6 9.0
2002 4.3 5.3 7.3 9.1 10.4 10.9 11.5 10.7 11.5 10.3 5.8 5.5 8.5
2001 5.1 6.7 7.9 10.2 10.4 11.9 11.7 11.5 11.7 9.0 7.2 6.5 9.2
Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.
En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005
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Precipitación media estado de Hidalgo periodo 1941-2005
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL
19.8 17.1 21.6 39.6 64.3 121.5 114.2 111.1 154.4 84.1 34.9 19.9 802.4
Precipitación promedio mensual en el Estado de Hidalgo (mm) (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2007 9.4 48.8 20.1 33.5 44.8 94.1 127.5 241.1 137.7 94.4
2006 12.3 2.5 21.4 26.6 79.0 29.3 80.6 137.8 169.0 79.6 37.6 19.4
2005 15.6 14.5 11.3 9.3 44.4 58.4 102.9 137.8 72.6 209.6 12.7 5.8
2004 7.2 3.6 35.0 49.6 59.7 159.9 78.3 96.6 55.1 72.5 8.0 3.7
2003 15.0 7.2 4.1 21.3 32.9 106.9 89.5 96.7 151.6 77.3 19.0 2.5
2002 17.9 7.8 7.8 23.7 25.9 85.9 59.0 50.6 206.3 83.2 44.7 7.8
2001 9.1 34.1 15.0 25.9 57.1 73.0 109.5 95.4 138.4 79.7 12.2 1.8
Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.
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b) Fenómenos climatológicos
El área que comprende el Valle del Mezquital y que corresponde a una parte de
los estados de Hidalgo y México, presentan las mismas características climáticas
que son típicas del Altiplano Mexicano, en las que son muy comunes las neblinas,
heladas y granizadas, ya que su altitud promedio sobre el nivel del mar es mayor a
los 2,000 metros.
Heladas De acuerdo con la distribución climática, las frecuencias menores de este
fenómeno (0-5 días con heladas), cubren aproximadamente el 20% del estado en
los meses de diciembre y enero, período
de posible ocurrencia de heladas. En el caso de los climas templados y semifríos,
se aprecian rangos de 40 a 60 días, principalmente al sur del estado, asociados a
temperaturas medias de 12 a 14° C y mínimas promedio entre 8 y 9° C durante el
último y primer mes del año. También en esta zona se presentan las mayores
incidencias de heladas de la entidad, en áreas muy locales, con altitudes
superiores a los 2,000 m y en donde las frecuencias son de más de 80 días en la
estación invernal, sobre todo en diciembre y enero.
Granizadas Este fenómeno se presenta con más frecuencia en las zonas con climas
templados y semifríos del estado, los índices van de 2 a 4 días y en las partes más
elevadas llegan hasta seis días; su ocurrencia es generalmente durante el mes de
mayo, por lo que se asocia a las primeras precipitaciones.
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Radiación o incidencia solar No se cuentan con información y/o reportes oficiales disponibles para sustentar los
datos de este apartado, debido a que la estación meteorológica, no contempla la
lectura ni el registro de estos parámetros.
IV.2.1.2 Geología y geomorfología
Las características litológicas y estructurales de las rocas que afloran en las
provincias Sierra Madre Oriental, Eje Neovolcánico y Llanura Costera del Golfo del
Norte, que cubren el estado de Hidalgo, indican que hubo diferentes eventos
geológicos de tipo orogénico, que asociados al volcanismo y al relleno de cuencas
oceánicas dieron el carácter estructural a esta entidad. Aquí es donde se puede
apreciar mejor el complejo desarrollo geológico del territorio nacional, ya que en la
provincia de la Sierra Madre Oriental afloran las rocas más antiguas de México
(Precámbrico) y junto con está una serie completa de unidades estratigráficas que
abarca el Paleozoico Superior (Pérmico), todo el Mesozoico y el Cenozoico.
El relieve estructural de la provincia que cubre al estado fue modelado por
diversos agentes que dieron las características morfológicas que ahora se
manifiestan superficialmente. (ver anexo 17 Carta Geológica)
La Sierra Madre Oriental tuvo su desarrollo sobre estructuras (cuerpos geológicos
deformados) precámbricas y paleozoicas, sobre las que ahora se encuentran
rocas mesozoicas que forman pliegues de diferentes tipos y orientaciones. En
Hidalgo el carácter estructural de esta cordillera es acentuado por pliegues
complejos recostados hacia el noreste y grandes fallas de empuje (cobijaduras),
que han arrancado de raíz fragmentos del basamento precámbrico y paleozoico, e
imbricado la secuencia mesozoica suprayacente.
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Es posible que haya una relación estrecha entre los períodos de deformación
tectónica y la ubicación de cuerpos intrusivos de diversa composición, como los
que aparecen en esta provincia, que atraviesan la secuencia de rocas
mesozoicas, y han propiciado la mineralización de zonas como Zimapán.
La continuidad de los fenómenos volcánicos durante casi todo el terciario, se
manifiesta en el gran espesor y en la extensión que cubren las rocas ígneas del
Eje Neovolcánico, donde pueden encontrarse domos riolíticos, volcanes
compuestos, conos cineríticos enteros y erosionados, y mesetas formadas por
flujos piroclásticos y derrames de basalto. Estas estructuras han sido modificadas
en ocasiones por fenómenos de volcanismo explosivo, como se manifiesta en "La
Caldera" de Huichapán, en la localidad El Astillero.
Los sedimentos marinos terciarios que se encuentran en la porción noreste de
Hidalgo están genéticamente relacionados con la formación de la Llanura Costera
del Golfo, la cual tiene su origen en la regresión del Atlántico, iniciada a principios
del Terciario, y en el relleno gradual de la cuenca oceánica, donde fueron
acumulados sobre la pendiente del talud continental grandes volúmenes de
sedimentos de las partes altas del continente.
Los procesos geomorfológicos han modificado el relieve estructural original de las
provincias de Hidalgo; a diferentes escalas los deslizamientos de masas rocosas
provocados por el fracturamiento y la fuerza de gravedad han derruido los grandes
pliegues de fallas de la Sierra Madre Oriental y las estructuras volcánicas de la
provincia del Eje Neovolcánico; el agua actúa como alterador de la roca y propicia
el desarrollo de suelos residuales (Atotonilco el Grande). Como agente de
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disolución aprovecha los sistemas de fracturas y forma en los depósitos de calizas
un conjunto de estructuras típicas de regiones "Cársticas", como son las dolinas,
uvalas, poljes, cavernas y simas que caracterizan a la Huasteca Hidalguense,
también ha profundizado grandes cañones transversales a la cordillera, por donde
las principales corrientes de la entidad drenan sus aguas al Golfo de México; y el
rejuvenecimiento continuo de la plataforma costera ha permitido la erosión
subsecuente de los depósitos arcillo-arenosos terciarios que se encuentran desde
el frente este de la Sierra Madre Oriental hasta la planicie costera, con diferente
morfología. La distribución geográfica de los recursos geológicos ha favorecido la
minería en el estado de Hidalgo, el cual cuenta con una rica tradición en dicha
actividad, que se remonta a más de 400 años. Se sabe que los indígenas antes de
la Conquista ya conocían y explotaban, aunque en forma rudimentaria, algunos
yacimientos en la Sierra de Pachuca.
Los distritos mineros de Pachuca-Real del Monte y Zimapán han destacado
mundialmente por su producción de plata, y después de varios siglos de
producción continua mantienen aún una gran potencialidad en las reservas auro-
argentíferas.
La entidad ocupa el primer lugar nacional en la producción de manganeso, que se
realiza en las localidades de Molango, Lolotla, Xochicoatlán y Malila; el quinto en
zinc, el sexto en oro, plata y cobre; por último, el séptimo en plomo.
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Mapa geológico del sitio
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IV.2.1.3 Relieve
El proyecto se localiza dentro de la Provincia Fisiográfica denominada Eje
Neovolcánico Transversal, se caracteriza como una enorme masa de rocas
volcánicas de todos los tipos, acumulada en innumerables y sucesivos episodios
volcánicos que se iniciaron a mediados del Terciario (unos 35 millones de años
atrás), y que continúan hasta el presente. La integran grandes sierras volcánicas,
coladas lávicas, conos dispersos, amplios escudo-volcanes de basalto, depósitos
de arenas y cenizas, etcétera, dispersos entre extensas llanuras.
Esta faja comprende la cadena de grandes estrato-volcanes: Volcán de Colima,
Tancítaro, Nevado de Toluca (Xinantécatl), Popocatépetl, Iztaccíhuatl, La Malinche
(Matlalcuéyetl) y Pico de Orizaba (Citlaltépetl).
Dentro de las subprovincias que integran a la Provincia, se encuentra la
denominada Lagos y Volcanes de Anáhuac, que es en donde se localiza el
proyecto de referencia.
Esta subprovincia está integrada por grandes sierras volcánicas o aparatos
individuales que se alternan con vasos lacustres; cruza del Estado de México
hacia Tlaxcala en sentido de NW a SE por medio de un corredor o llanura aluvial
que va a conectar hacia el norte con los Llanos de Apan, Hidalgo, y hacia el sur
con las Llanuras de la Cuenca de Puebla.
Colinda al norte con la subprovincia Llanuras y Sierras de Querétaro e Hidalgo; al
oriente abarca parte de los estados de Hidalgo, Tlaxcala y Puebla; al sur se
interna en el Distrito Federal y el estado de Morelos y limita con la subprovincia
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Sierras y Valles Guerrerenses; al suroeste colinda con la subprovincia Depresión
del Balsas y al oeste con la de Mil Cumbres.
a) Presencia de fallas y fracturamientos: Este suceso es poco probable,
ya que no se encuentra en su recorrido alguna placa tectónica.
b) Susceptibilidad de la zona a: sismos, deslizamiento, derrumbes,
inundaciones, otros movimientos de tierra o roca y posible actividad
volcánica.
Sismos
La subprovincia a la cual pertenece la región de Hidalgo es denominada llanuras y
sierras de Querétaro e Hidalgo, se extiende desde el oeste de la ciudad de
Querétaro hasta Pachuca, Hidalgo, con una superficie dentro del estado de
7,821.33 km2, lo que significa el 37.41% contra el total estatal, engloba totalmente
al municipio de Tula de Allende, Hidalgo.
Para fines de diseño sísmico, la república mexicana se considera dividida en
cuatro zonas. La zona de mayor intensidad sísmica es la D, comprendida en la
costa sur del pacífico, afecta los estados de Chiapas, Oaxaca, Guerrero, sur de
Michoacán y Nayarit; de esta zona hacia el noreste, la intensidad disminuye.
Las plantas desulfuradoras de gasolina de la Refinería “Miguel Hidalgo” se
ubicarán en una zona clasificada como B, es decir de mediano riesgo sísmico.
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Zonas sísmicas en la República Mexicana.
La zona centro del país junto con la costa noroeste del pacífico esta comprendida
en la zona sísmica B, se tomará como intensidad de diseño para construcciones, a
la aceleración y velocidad máxima del terreno que tenga una probabilidad de ser
excedidas del dos por ciento (periodo de recurrencia de 50 años).
En el periodo del 1990 a la fecha en la zona se han reportado 67 eventos de los
cuales las magnitudes con que se han presentado son: menores a 3 grados
Richter el 9 %, de 3 grados Richter el 72% y de 4 grados Richter el 19%. Estos
sismos se observan en la siguiente figura:
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Sismos presentados en el estado de Hidalgo de 1990 a la fecha. Fuente: http://www.ssn.unam.mx
Inundaciones y Huracanes. El área de estudio, en general, no es susceptible a inundaciones. Las regiones
que comprende el Eje Neovolcánico fisiográficamente se encuentran protegidas en
la zona montañosa por la Sierra Madre Oriental, la cual es una barrera natural y no
permite los embates de los huracanes, por lo que el área del proyecto no presenta
susceptibilidad a este tipo de fenómenos climáticos.
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Otros movimientos de tierra o roca. El sitio del proyecto no presenta susceptibilidad a este tipo de fenómenos.
Posible actividad volcánica. No es factible que se presente este fenómeno, ya que la probabilidad de
ocurrencia en actividades volcánicas es de baja a nula, debido a que cercano al
sitio del proyecto no se ubica ningún volcán en activo.
IV.2.1.4 Suelos
Tipos de suelo
En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible encontrar,
sin embargo los suelos de tipo Feozem son los que predominan en la zona. Las
características principales de estos suelos se describen a continuación.
En cuanto al Municipio de Tula de Allende, este esta compuesto por un suelo
terciario, cuaternario y mesozoico, de tipo semidesértico rico en materia orgánica y
nutrientes. (Anexo 18, Carta Edafológica)
Características fisicoquímicas
Feozem.- El término Feozem deriva del vocablo griego “phaios” que significa
oscuro y del ruso “Zemija” que significa tierra, haciendo alusión al color oscuro de
su horizonte superficial, debido al alto contenido en materia orgánica.
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El material original lo constituye un amplio rango de materiales no consolidados;
destacan los depósitos glaciares y el loess con predominio de los de carácter
básico.
El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más
delgado que los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo cámbrico o Argico.
Los feozems vírgenes soportan una vegetación de matorral o bosque, si bien son
muy pocos. Son suelos fértiles y soportan una gran variedad de cultivos de secano
y regadío así como pastizales. Sus principales limitaciones son las inundaciones y
la erosión.
IV.2.1.5 Hidrología superficial y subterránea
a) Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios
En el estado de Hidalgo las corrientes son escasas. Esto se debe a dos factores
primordialmente: el clima y la topografía. En las porciones norte y noreste, aunque
los vientos húmedos del Golfo propician abundantes lluvias, lo abrupto de la Sierra
Madre Oriental impide el aprovechamiento de los escurrimientos, ya que
descienden rápidamente a las zonas bajas, las cuales forman parte de los estados
de San Luis Potosí, Veracruz y Puebla. En cuanto a la explotación del agua
subterránea ésta es baja, pues son pocas las áreas planas.
Esta sierra y la de Pachuca actúan como barrera orográfica, debido a que los
vientos descargan su humedad en las laderas norte y este de las mismas; por ello,
en el resto de la entidad las lluvias son escasas, sin embargo, el relieve es más
suave y permite la utilización de los pocos ríos importantes (Tula, Tizahuapán y
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Tulancingo) que corren por ella. Además, es en esta parte donde hay un mayor
aprovechamiento del agua subterránea, que en algunas áreas, ha originado la
sobreexplotación y la veda de las mismas.
El sitio de estudio pertenece a la región hidrológica del Pánuco a la cuenca del
Río Moctezuma.
b) Hidrología superficial
Cuenca Río Moctezuma
Ocupa una superficie dentro del estado de Hidalgo de 19,793.60km2, y tiene como
corriente principal el río Moctezuma, que se origina en el cerro de la Bufa, Estado
de México, a 3,800 m.s.n.m. En su inicio es denominado San Jerónimo.
Uno de los afluentes de esta corriente es el Río Tula, generado en el Estado de
México, inicia su recorrido con dirección norte hasta la población de Ixmiquilpan,
de ahí cambia su curso hacia el noroeste para después confluir con el Río San
Juan del Río, a partir de donde recibe la denominación de río Moctezuma y
funciona como límite natural entre Querétaro e Hidalgo.
Esta cuenca revista gran importancia tanto por su extensa superficie y la cantidad
de afluentes que alimentan sus corrientes principales, como por los distritos de
riego que se ubican en ella, de los cuales destaca el de Tula que, después de los
del norte de la República, es uno de los más importantes del País.
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El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel Hidalgo está
básicamente compuesto por la presa “Endho” y el Río Tula, este último es
alimentado básicamente del sistema de riego de la zona y por la misma presa
Endho, posteriormente el Río Tula es conducido por canales de riego para
suministro de agua a las tierras de temporal y agrícolas que se encuentran al
alcance del mismo, denominado “Distrito de riego del Río Tula” que cruza la
ciudad de Tula de Allende hasta el poblado de Melchor Ocampo en donde se
convierte en un canal de riego y que se conduce hasta la presa de Guadalupe en
el Estado de México por un lado y a la laguna de Zumpango.
El río Tula forma parte de la región hidrológica del Pánuco para desembocar en el
Río Moctezuma y de acuerdo a estimaciones de la Comisión Nacional del Agua es
uno de los ríos mas contaminados de México, en parte por la recepción de
descargas de aguas residuales de la Ciudad de México y en parte de las zonas
industriales asociadas a la Ciudad de Tula (Referencia Comisión Nacional del Agua 2007;
Acerca de la Cuenca del Valle de México)
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Ríos de Hidalgo
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Respecto al balance hidráulico tenemos que la cuenca del Río Tula se encuentra
sobreexplotado por lo que cuenta con una reducida disponibilidad de 40 millones
de m3/año, la cual deberá de ser planeada para evitar que esta disminuida
disponibilidad se vea sobreexplotada como en el caso de la cuenca del Valle de
México, a continuación se muestra en forma gráfica y datos del balance hidráulico
tanto de la cuenca del Valle de México como de la cuenca del Río Tula.
Balance Hidrológico para la subregión Valle de México y Tula (millones de m3)
Región Lluvia Evt. Infil. Esc. Virgen
Extr. A Subt.
Balance Import. Uso A. sup.
Reuso Esc. A. AB.
V. DE MEX
6,646 5,377 689 580 1,584 -895 610 198 312 1,636
TULA 3,510 1947 336 1,227 296 40 - 2,306 31 966
Balance Hidráulico
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Presa Endho
La presa Endho se encuentra ubicada al norte de la Ciudad de Tula de Allende, la
cual cuanta con una capacidad de almacenamiento de 183 millones de m3 y una
extensión de 1,260 Ha y una extensión de 18 kilómetros de litoral, este cuerpo de
agua recibe aguas negras del Distrito Federal. Por su parte la presa Endho
suministra de agua de riego a razón de 400 Mm3, al distrito de riego No. 100. Esta
presa irriga más de 42,000 hectáreas. (se anexa carta hidrológica de agua
superficial anexo 19)
c) Hidrología subterránea
Los derrames de lava forman los acuíferos más importantes del área y son la
principal fuente de agua subterránea. Estos materiales poseen permeabilidad
media a alta, asociada con el fracturamiento de las rocas. Su espesor es variable
y en algunas áreas se encuentran interdigitados con depósitos de menor
permeabilidad. En los sitios donde afloran o cerca de la superficie forman
acuíferos de tipo libre, mientras que a profundidad se encuentran semiconfinados.
Otra fuente de agua subterránea es la secuencia de arenas y gravas dentro de los
materiales aluviales. Esta formación aflora en una gran parte del distrito de riego
con un espesor muy variable. Aun cuando las capas de arena y grava poseen
buena permeabilidad intergranular, en general esta unidad se considera de baja
permeabilidad, debido a los grandes espesores de arcilla. Este acuífero es de tipo
libre o semiconfinado en los sitios donde está presente y probablemente se
encuentre confinado a profundidad.
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A mayor profundidad se localizan las calizas cretácicas. Alrededor del Valle, en
donde afloran, poseen alta permeabilidad probablemente como resultado de
procesos de disolución. Dado que pocas perforaciones han cortado esta unidad,
sus características hidráulicas no están bien definidas. Se infiere que en algunas
ocasiones se manifiesta como acuífero libre y en otras como parcial o
completamente confinado.
Niveles del agua subterránea
La configuración de la elevación del nivel estático muestra que el agua
subterránea se mueve con una dirección preferencial de sur a norte. Los niveles
someros se localizan en Atitalaquia y se profundizan hacia Tlahuelilpan, en
dirección paralela al río Salado. En los alrededores del poblado de Tepatepec se
infiere un parteaguas del flujo subterráneo; una parte del flujo se dirige a la zona
del Jaguey Banco, hacia el acuífero de Ixmiquilpan-Tasquillo, y otra hacia el
acuífero de Actopan-Sanitago de Anaya. (ver anexo 20 Carta de aguas
Subterráneas).
La configuración de la elevación del nivel estático del agua subterránea, nos indica
un gradiente de flujo de agua subterránea en dirección preferentemente de norte a
sur, desde la cota 2 120 m.s.n.m y hasta 1 800 m.s.n.m en la parte baja de cuenca
en las inmediaciones de Chilcuautla, es decir se tiene 320 metros de diferencia
entre la cota más alta y la cota más baja, del trazo de las curvas de igual elevación
se observa que existe una descarga importante del acuífero hacia el cauce del río
Tula y que el Río Salado también funciona como dren del acuífero.
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En el Valle del Mezquital las profundidades del nivel estático varían de 10 a 55m.
Incluso es de hacerse notar que en Mangas-Tlahuelipan los niveles están a pocos
metros o son brotantes, debido a que en esta región a recarga por irrigación es
muy alta, lo que ha provocado saturación del medio, y en algunos sitios no solo la
recuperación del acuífero sino manantiales que descargan excedentes del
almacenamiento subterráneo.
En la siguiente tabla se muestran los aprovechamientos del agua subterránea de
acuerdo a su uso: Aprovechamiento del agua subterránea
Uso VOLUMEN mm3/ año PORCENTAJE %
Abrevadero 0.1 0.1
Agrícola 4.0 4.3
Avícola 0.4 0.4
Doméstico 18.5 20.1
Recreativo 16.6 17.9
Industria 53.0 57.2
TOTAL 92.6 100.00
Del total de los 179 aprovechamientos registrados en el área, la mayoría se
concentra en los municipios de tula (69), Atotonilco (27) y Tlaxcoapan (25),
adicionalmente se han identificado 16 manantiales importantes en la zona
localizados principalmente en el municipio de Tula.
La extracción total de agua subterránea en la zona es de 92.3 Mm3/año, la cual se
destina principalmente para la industria, abastecimiento de agua potable y
recreación. Por otra parte, el aprovechamiento del agua subterránea para la
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agricultura (4 Mm3/año) representa el 2.5% del total de agua utilizada para dicha
actividad, el resto (97.5%) proviene de los aportes de las aguas residuales del
valle de México.
Balance de aguas subterráneas En el caso del acuífero del Valle del Mezquital, éste se encuentra prácticamente
en equilibrio dinámico, es decir, este ya llegó a su capacidad máxima de
almacenamiento y el volumen infiltrado por lluvia y por retorno de riego, es similar
al flujo base de salida; en otras palabras, el volumen que entra es igual al volumen
que sale. Por lo tanto, existe la posibilidad de realizar explotaciones controladas,
que llevarían a una nueva condición de equilibrio hidrodinámico, lógicamente
interceptando volúmenes correspondientes a las salidas naturales.
Disponibilidad En la siguiente tabla se muestra la disponibilidad media anual de los acuíferos del
Estado de Hidalgo (El acuífero correspondiente a la zona del proyecto es el del
Valle del Mezquital).
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Disponibilidad media anual de acuíferos del Estado de Hidalgo.
Unidad hidrogeológica
Recarga media anual
Descarga natural comprometida
Volumen concesionado
de agua subterránea
Volumen de extracción
consignado en estudios
técnicos
Disponibilidad media anual de
agua subterránea
Déficit
Valle del Mezquital 672.70 500,000 157.384189 203.4 15.315811 0.00
Ixmiquilpan 78.00 57,000 0.331128 18.2 20.668872 0.00
Actopan-Santiago de Anaya
171.90 89.950 32.130479 40.5 49.819521 0.00
Valle de Tulancingo
39.10 0.00 55.694816 30.6 0.00 -16.594
IV.2.2 Aspectos bióticos
IV.2.2.1 Vegetación terrestre
La vegetación en el predio donde se pretende desarrollar el proyecto, corresponde
a una comunidad secundaria indicativa de perturbación y presencia del hombre.
Cabe mencionar que el proyecto se desarrollará dentro de los límites de batería de
la Refinería Miguel Hidalgo, por lo que en el predio donde se pretenden construir
las plantas, se encuentran especies arbustivas (50 ejemplares de vegetación
secundaria) y unos 20 árboles de la especie álamos que fueron introducidos.
De manera informativa, se desarrolla la siguiente información que corresponde a
la zona de estudio:
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El tipo de vegetación en la zona corresponde a un Matorral Xerófilo y un pastizal
natural, resalta la presencia de agavaceas y matorrales de mezquite, acacias,
cactáceas, yuca, pirul y pastos nativos de la región.
En la siguiente tabla se presentan las especies más comunes en terrenos
agrícolas y forestales del estado de acuerdo a la carta de uso de suelo y
vegetación de INEGI. Anexo 21.
Agricultura y Vegetación en el Estado de Hidalgo
CONCEPTO NOMBRE CIENTIFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Phaseclus vulgaris Frijol Comestible
Capsicum annuum Chile Comestible
Zea mays Maíz Comestible
Medicago sativa Alfalfa Comestible
Agricultura 44.04% de la superficie estatal
Triticum aestivum Trigo Comestible
Cynadon plectostachyum Estrella africana Forraje
Digitaria decumbens Pangola Forraje
Muhlengergia aff.Plumbea Zacatón Forraje
Boutelcua gracilis Zacate navajita Forraje
Pastizal 9.15% de la superficie estatal
Mimosa biuncifera Uña de gato Forraje
Pinus patula Ocote rojo Madera
Quercus crassifolia Encino hoja ancha Madera
Liquidambar styraciflua Mirra Madera
Abies religiosa Oyamel Madera
Bosque 25.92% de la superficie estatal
Quercus laurina Encino Manzanilla Madera
Selva 6.23% de la Guazuma ulmifolia Guácima Forraje
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CONCEPTO NOMBRE CIENTIFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Tabebuia sp. Palo de rosa Madera
Bursera sp. Chaca Madera
Croton cortesianus Pinolillo Forraje
superficie estatal
Inga sp. Chalahuite Sombra
Myrtillocactus sp Garambullo Recolección de frutos
Yucca filifera Palma Fibras
Neopringlea integrifolia Ingrillo Forraje
Helietta parvifolia Barreta Forraje
Matorral 14.15% de la superficie estatal
Amelanchier denticulada Membrillo Forraje
Otro 0.51% de la superficie estatal
La información que aquí se presenta es informativa sobre el municipio de Tula y el
Estado de Hidalgo en general, cabe mencionar que el proyecto se desarrollará
dentro de los límites de batería de la Refinería Miguel Hidalgo, en el predio donde
se pretende construir las plantas, se encuentran especies arbustivas (50
ejemplares) y unos 20 árboles de la especie álamos. (ver anexo 16, álbum
fotográfico).
IV.2.2.2 Fauna
Igual como el punto anterior, el desarrollo del proyecto de las Plantas
desulfuradoras de gasolinas, no tiene afectación a la fauna que pudiera existir en
la región, esto debido a que el desarrollo del proyecto es en suelo de tipo
industrial, dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo. Dentro del
predio donde se desarrollará el estudio solo se encuentra fauna nociva, insectos y
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algunos mamíferos pequeños característicos de zonas perturbadas. Considerando
la extensión del terreno a ser construido, aun cuando no es una fauna
representativa o de importancia en cuanto a conservación, esta fauna será
fácilmente desplazada a terrenos aledaños sin afectar la población de la misma.
En cuanto a la fauna de la región, en general la fauna silvestre nativa
característica, presenta una baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la
fauna local ha emigrando hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece
esta integrada, principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas
aves que se caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana.
En la siguiente tabla, se presenta un listado de la fauna silvestre que se presenta
en la región donde se ubica la Refinería.
Listado de las especies de fauna presentes en el área de donde se ubica la refinería.
NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMUN
Nasua narica tejón
Bassariscus astutus cacomixtle
Canis latrans coyote
Urocyon cinereoargenteus zorra gris
Spilogale augustifrons zorrillo manchado
Mephitis macroura zorrillo listado
�ylvilagu mesoleucus zorrillo espalda blanca
Lepus callotis liebre torda
Lepus californicus liebre cola negra
�ylvilagus floridanus conejo del este
�ylvilagus audubonii conejo de audubon
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NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMUN
Sciurus aureogaster ardilla rojiza
Sciurus oculatus ardilla rojiza
Didelphis marsupialis tlacuache
Mustela frenata comadreja
Peromyscus maniculatus ratón de campo
Pecari tajacu pecarí de collar
Dasypus novemcinctus armadillo
Sceloporus spp lagartijas
Zenaidura macroura paloma huilota
Columba fasciata paloma de collar
Columba livia paloma doméstica
Zenaida asiatica paloma de alas blancas
Colinus virginianus codorniz común
Columba passerina tórtola común
Quiscalus mexicanus urraca
Archilochus sp. colibrí
Molothrus sp. tordo
IV.2.3 Paisaje
a) Visibilidad.
Cabe señalar que las obras a realizarse, van a ubicarse en las inmediaciones de
las instalaciones ya existentes de la Refinería “Miguel Hidalgo” por lo que no se
afecta de ninguna manera adicional a lo que ya ha sido afectada, la visibilidad del
paisaje. El área de estudio es una zona industrial, donde no existe vegetación,
flora o fauna, que vaya a ser alterada.
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La visibilidad de la zona no se alterara por la construcción de las Plantas, debido a
que sigue una misma tendencia, estas obras serán complementara las
instalaciones industriales existentes en la Refinería “Miguel Hidalgo” como parte
de su modernización. Lo que hará a la planta, una parte de la visibilidad que se
tiene en dicho entorno.
De una manera consistente, la instalación de las Plantas desulfuradoras de
gasolinas, no tendrán relevancia en el carácter de visibilidad de la zona, puesto
que no será visible a simple vista desde la carretera que pasa colindante a la
refinería, debido a que toda el área es plana, y las plantas a construir, quedaran
tapadas por las otras plantas de la Refinería.
b) Calidad Paisajista.
En cuanto a las características intrínsecas del sitio en el cuál se van a ubicar las
obras, se trata de un sitio que ya ha sido varias veces alterado por las actividades
concernientes a la industria del petróleo. En el sitio se encuentra un paisaje de tipo
industrial que no resulta desagradable a la vista.
c) Características intrínsecas del sitio.
Como se ha mencionado, la zona del área de desarrollo del proyecto es de tipo
industrial, además de que la Refinería “Miguel Hidalgo”, tiene ya varios años en
ese lugar desde su instalación, por lo que las características de la zona han sido el
contar con un paisaje de tipo industrial, el cual se ha acrecentado al paso de los
años, con la mancha urbana que genero la Instalación de la Refinería.
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d) Calidad visual del entorno inmediato.
El entorno inmediato del área de estudio, como se menciona, son las demás
plantas que conforman la Refinería “Miguel Hidalgo”, y hacia el poniente colinda
con terrenos baldíos y zonas de cultivo. Por lo que se puede decir que la
conformación es de tipo industrial y es compatible con las plantas dentro de la
refinería. Un poco más hacia el exterior, se puede notar la existencia de
carreteras, la mancha urbana y otras zonas industriales. No existen formaciones
vegetales, litología y la calidad del fondo escénico, es decir, el fondo visual del
área donde se establecerá el proyecto, no presenta características como las
anteriormente mencionadas.
e) Fragilidad del paisaje.
El paisaje tiene la capacidad suficiente para absorber los cambios producidos por
la instalación de las nuevas plantas desulfuradoras de gasolina, puesto que estas
son parte intrínseca de la Refinería.
En cuanto a la frecuencia de la presencia humana en el área, prácticamente se
reduce a personal de PEMEX y de compañías contratistas.
La construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas, no modificará de
ninguna forma la dinámica natural de ningún cuerpo de agua. Además el proyecto
se llevará a cabo en un área que ya ha sido previamente alterada, por lo cual el
paisaje en esta área será capaz de absorber los cambios que se produzcan en el
mismo.
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IV.2.4 Medio Socioeconómico
IV.2.4.1 Demografía
a) Dinámica de la población
El Municipio de Tula de Allende esta conformado por 64 localidades, siendo Tula
de Allende la cabecera Municipal, en el año 2005, la población en la cabecera
municipal correspondió al 30.95% con 28,879 habitantes de un total de 93,296
habitantes en el Municipio lo que representa un 3.97% del total estatal que registro
2’345,514 habitantes.
Pachuca, Tulancingo y Tula, son municipios con mayor población residente en
localidades de más de 2,500 habitantes, con 98.1%, 89.8% y 74.4%
respectivamente.
Conforme a los datos del Cuaderno Estadístico Municipal de Tula de Allende
(2004), y los datos del II conteo Poblacional 2005 (INEGI), vemos que de 1950 al
año 2005 la población aumentó de 23,509 habitantes a 93,296, con una tasa de
crecimiento anual de 1.7%.
b) Crecimiento y distribución de la población
En términos generales, a través de 55 años de Censos y conteos de población
realizados por el INEGI, la movilidad de la población en el municipio, definida por
la fecundidad (nacimientos), mortalidad (defunciones) y niveles de migración
(inmigración y emigración) presenta el siguiente comportamiento según el tamaño
de las localidades.
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Grafico del crecimiento poblacional 1950-2005
Tasa de crecimiento media anual de la población según tamaño de localidad, 1950 a 2005 Periodo Localidad < 2,500
hab (%)
Localidad > 2,500 hab (%)
Fecha inicial Fecha Final
1950-1960 1.5 4.8 06-jun-50 08-jun-60
1960-1970 1.5 4.9 08-jun-60 28-ene-70
1970-1990 0.8 3.6 28-ene-70 12-mar-90
1990-1995 0.6 2.6 12-mar-90 05-nov-95
2000-2005 -0.3 1.5 14-feb-00 17-oct-05
Fuente: INEGI. Censos de Población y vivienda, 1950 a 2000
INEGI. Conteo de Población y vivienda, 1995-2005
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A grosso modo, desde 1970 a la fecha, las tasas de crecimiento de ambos tipos
de localidades disminuyen drásticamente, pero cabe destacar que e las
localidades con población menor a 2,500 habitantes el ritmo de la población
resulta negativo.
c) Estructura por sexo y edad para el censo de 2005.
En su estructura por sexo el municipio muestra que el porcentaje de hombres y
mujeres ha cambiado al paso del tiempo ya que en el año de 1950 los hombres
conformaban el 50.2% y las mujeres 49.8% lo que al año 2005 se invierte esta
composición resultando ser de 48.5% y 51.5% respectivamente.
Población total, edad mediana y relación hombres- mujeres por municipio según sexo. Municipio Población total /1 Edad Mediana /2 Relación
hombres-mujeres
Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres
Estatal 2345514 1125188 1220326 24 23 25 92.2
Tula de Allende
93296 45252 48044 26 25 26 94.2
/1 Incluye una estimación de población de 26 108 personas que corresponden a 6,526 viviendas sin
información de ocupantes.
/2 Para calcular la edad mediana se excluye la población con edad no especificada
FUENTE: INEGI II conteo de Población y vivienda 2005.
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Población por sexo en Tula de Allende (1950-2005)
d) Natalidad y mortalidad
Natalidad
La fecundidad es la variable demográfica más importante puesto que repercute en
la estructura por edad y en las demandas futuras de la población. El
comportamiento reproductivo de las mujeres ha venido cambiando lenta y
concientemente junto a su pareja y el número de hijos que decide tener.
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Nacimientos, Defunciones generales y de menores de un año, matrimonios y divorcios 1997 y 2002
Concepto Estado Municipio
1997 2002 1997 2002
Nacimientos 71753 65715 2156 2060
Hombres 35827 31840 1086 1024
Mujeres 35925 33862 1070 1035
No especificado 1 13 0 1
Defunciones Generales
9781 10151 354 391
Hombres 5443 5748 189 207
Mujeres 4338 4402 165 184
No especificado 0 1 0 0
Defunciones de menores de 1 año
1014 833 33 24
Hombres 583 495 18 13
Mujeres 431 337 15 11
No especificado 0 1 0 0
Matrimonios 14 054 13017 700 605
Divorcios 363 557 22 69
Nota: La información de nacimientos y defunciones toma en cuenta la residencia habitual de la madre y del
fallecido, respectivamente. Para matrimonios y divorcios se considera al lugar de registro.
Fuente: INEGI. Estadísticas de Natalidad, de Mortalidad y de Nupcialidad
De 1995 al 2000, la tasa de fecundidad en el Estado disminuyo de 127.0 a 110.8=
16.2 y en Tula de Allende ha mostrado un descenso de 103.3 a 87.7, es decir 15.6
hijos por cada mil mujeres fértiles de 15 a 49 años.
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De lo anterior podemos resaltar que la tendencia a nivel estatal y municipal es el
descenso en las tasas globales de fecundidad, ya que en México la utilización de
mejores técnicas de anticoncepción se ha convertido en el principal determinante
de la conducta reproductiva de las mujeres mexicanas.
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Mortalidad Considerado las cifras al 2004 de la siguiente gráfica, la esperanza de viada al
nacimiento para hombres fue de 72 años a nivel nacional y estatal, mientras para
mujeres fue de 77 años. En términos generales, el comportamiento de la
mortalidad se ha dado con diferente intensidad según el sexo, la edad y el periodo
analizado, se advierte que con el paso de los años existe un ligero incremento del
promedio de los años de vida; esto se origina cada vez más por el descenso de la
mortalidad de adultos y adultos mayores y por el descenso de la mortalidad
infantil. En Hidalgo hacia 1970 la esperanza de vida al nacer era de 54.4 años
para los hombres y 58.4 para las mujeres. La siguiente gráfica ilustra lo antes
mencionado con base en el comportamiento anual desde 1990.
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e) Migración
En la siguiente tabla se resumen las características de migración del municipio de
Tula de Allende. Características de migración.
Característica Población Porcentaje
Población que nació en la entidad 69,686 80.24%
Población que nació en otra entidad 16,562 19.07%
Población que nació en otro país 110 0.12%
Población que no especifica lugar de nacimiento
482 0.55%
Población que reside en la entidad 73,684 84.85%
Población que reside en otra entidad 3,704 4.26%
Población que reside en otro país 169 0.19%
Población que no especificó lugar de residencia
206 0.23%
No migrante municipal 72,900 83.94%
Migrante municipal 680 0.78%
No especifica migración municipal 104 0.11%
Total migrante estatal e internacional 3,873 4.45%
Migrante estatal e internacional en otra entidad
3,704 4.26%
De acuerdo a los datos de la CONAPO para el año 2000, Tula de Allende se
encuentra considerada como de ajo grado de intensidad migratoria según se
muestra en la siguiente figura:
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Grado de intensidad migratoria en el Estado de Hidalgo
La migración internacional es un fenómeno que conjunta rasgos comunes al de
otra entidades y también características propias, según estimaciones del
CONAPO la población nacida en Hidalgo y residentes en Estados Unidos de
América en el 2000 fue de 120,769 personas, ocupando así el estado el séptimo
lugar entre las entidades clasificadas con alto grado de intensidad migratoria. Los
principales lugares de destino de la población hidalguense migrante son los
estados de Florida, Texas, California, Georgia e Illinois
f) Población económicamente activa
En la siguiente tabla se resumen los datos sobre la población económicamente
activa del Municipio
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Población económicamente Activa
TIPO DE POBLACION No. DE HABITANTES O PORCENTAJE
Población económicamente activa 29,635 habitantes
PEA ocupada 29,189 habitantes
PEA desocupada 446 habitantes
PEA no especificada 993 habitantes
Población económicamente inactiva 34,561
Tasa de participación económica 46.03%
Tasa de ocupación 98.49%
Población económicamente inactiva estudiante 10,099 habitantes
Población económicamente inactiva dedicada al hogar 16,118
A continuación se relacionan los sectores de actividad a la cual se dedica la
población económicamente activa: Sectores de actividad
Sector Población Porcentaje de población ocupada %
Primario 2,203 7.54
Secundario 11,634 39.85
Terciario 14,347 49.15
En Tula de Allende la estructura del empleo ha sufrido severos cambios en los
últimos años que han afectado directamente las condiciones laborales y el nivel de
salario en el nivel de trabajo, algunos de los principales cambios en el mercado de
trabajo en el municipio son lo siguientes: (sector agrícola continua decreciendo
como concentrador de mano de obra, el sector manufacturero redujo su capacidad
de crear nuevos empleos, el sector servicios ha registrado un incremento). A su
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vez se observa una especialización económica regional, un considerable
incremento de la proporción de mujeres en actividad económica.
IV.2.4.2 Factores socioculturales
a) Sistema cultural
En el estado de Hidalgo, comparativamente con el municipio de Tula de Allende se
ha mostrado un incremento en el grado de alfabetización de su población de 15
años o más de 1950 al 2000. Mientras que en 1950 el 40.5% de la población del
Estado y el 66.1% de la población municipal sabia leer y escribir, en el año 2000
dichos porcentajes se han incrementado a 85.1% y 94.8% respectivamente. De
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este segmento de la población 46.3% de los alfabetos son hombres, mientras en
las mujeres la relación es de 48.5%.
En Tula de Allende en el año 2000, un 5% de las personas de 15 años y más
declararon no contar con ningún grado de instrucción, 17.1% tienen primaria
incompleta y 19.6% cuentan con primaria completa. Descartando la población de
la que no se tienen datos (0.7%), el resto de la población (57.6%) cuenta con
educación postprimaria. En educación superior, son pocas las personas con
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 167
estudios universitarios, ya que 6 de cada 100 mujeres y 8 de cada 100 hombres,
tienen algún grado aprobado en profesional, maestría y doctorado.
El grado promedio de escolaridad que ha logrado aprobar la población del
municipio se desglosa en cada uno de los cuadros siguientes; cabe mencionar que
dichos cuadros dividen la población por edad, sexo, nivel de asistencia y grado de
escolaridad alcanzado.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 168
IV.2.5 Diagnóstico ambiental
La zona de estudio presenta una importante modificación de los componentes
ambientales originales como resultado del desarrollo de las actividades
agropecuarias y sobre todo del incremento en la infraestructura industrial y urbana
que se han presentado como consecuencia del constante crecimiento poblacional
y de la instalación del equipamiento que se requiere para abastecerle los servicios
básicos. El estado actual de los componentes ambientales es como sigue:
a) Aire
Durante la formulación del Programa Ambiental de México en el año 1993, la
región Tula-Vito-Apasco fue clasificada como zona crítica, debido a sus
características topográficas, demográficas, climáticas y meteorológicas y en base
a la actividad industrial y a los tipos y cantidad de fuentes emisoras de
contaminantes atmosféricos, por ello ha sido una región de atención prioritaria en
materia de calidad del aire para el Gobierno del Estado e Instituciones Federales y
municipales.
A partir de septiembre de 2003, diferentes organismos entre los que se destacan
el Consejo Estatal de Ecología, la Secretaría de Salud del Estado, la Universidad
Tecnológica Tula-Tepeji, la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales,
así como el Centro Nacional de Investigación y Capacitación Ambiental, conjuntan
esfuerzos y llevan a cabo reuniones periódicas y acciones que han permitido
avanzar en la instalación y operación de la Red Manual de Muestreo de Partículas,
conformada por 6 estaciones, ubicadas en los municipios de: Pachuca, Atotonilco
de Tula, Tula de Allende, Tlaxcoapan, Tepeji del Río y Atitalaquia, las estaciones
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están integradas con seis muestreadores de alto volumen para PST y cuatro para
PM10. Cabe destacar que la operación de la Red se inició en febrero del año
2004.
Además de la Red Manual antes mencionada, el Estado de Hidalgo cuenta con
una estación automática fija, instalada en las oficinas regionales de este Consejo
en el municipio de Tula de Allende, Hgo. y una unidad móvil con equipo
automático para determinar concentraciones de contaminantes criterio y
condiciones meteorológicas, la cual monitorea en periodos programados las zonas
prioritarias del Estado, estos tres componentes integran la Red de Monitoreo
Atmosférico del Estado de Hidalgo (REHIMAT).
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Red manual de monitoreo atmosférico región Tula-Tepeji
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A continuación se presenta un resumen del estado atmosférico que guarda la
Refinería Miguel Hidalgo, de acuerdo a los datos presentados en la COA de la
misma.
En la siguiente tabla se presentan las emisiones anuales de la Refinería Miguel
Hidalgo por tipo de contaminante. Emisiones anuales (COA 2005)
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
24 108.123 ton FE:AP-42
23 146.269 ton FE:AP-42
9 100.202 ton FE:AP-42
32 18.755 ton FE:AP-42
35 22.558 ton FE:AP-42
14 6.591 ton FE:AP-42
22 37.529 ton FE:AP-42
21 27.415 ton FE:AP-42
28 24.251 ton FE:AP-42
27 23.531 ton FE:AP-42
31 20.947 ton FE:AP-42
30 22.09 ton FE:AP-42
44 3128.788 ton FE:AP-42
40 52.653 ton FE:AP-42
5 20.477 ton FE:AP-42
Óxidos de nitrógeno (NOx)
3 14.505 ton FE:AP-42
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 172
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
2 658.366 ton FE:AP-42
1 374.551 ton FE:AP-42
6 94.779 ton FE:AP-42
4 96.614 ton FE:AP-42
15 0.323 ton FE:AP-42
13 459.08 ton FE:AP-42
46 54.072 ton FE:AP-42
34 6.121 ton FE:AP-42
24 4.275 ton FE:AP-42
23 5.784 ton FE:AP-42
9 3.962 ton FE:AP-42
32 1.395 ton FE:AP-42
35 1.678 ton FE:AP-42
14 0.989 ton FE:AP-42
22 2.791 ton FE:AP-42
21 2.039 ton FE:AP-42
28 1.803 ton FE:AP-42
27 1.75 ton FE:AP-42
31 1.558 ton FE:AP-42
30 1.643 ton FE:AP-42
44 1961.87 ton FE:AP-42
40 3.916 ton FE:AP-42
5 5.189 ton FE:AP-42
Partículas suspendidas totales (PST)
3 1.235 ton FE:AP-42
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Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
2 467.552 ton FE:AP-42
1 263.461 ton FE:AP-42
6 35.397 ton FE:AP-42
4 69.842 ton FE:AP-42
15 270.128 ton FE:AP-42
13 1985.446 ton FE:AP-42
46 0.755 ton FE:AP-42
34 0.919 ton FE:AP-42
13 14.386 ton FE:AP-42
46 18.306 ton FE:AP-42
34 10.153 ton FE:AP-42
24 47.254 ton FE:AP-42
23 63.926 ton FE:AP-42
9 43.793 ton FE:AP-42
32 15.415 ton FE:AP-42
35 18.54 ton FE:AP-42
14 10.933 ton FE:AP-42
22 30.845 ton FE:AP-42
21 22.533 ton FE:AP-42
28 19.932 ton FE:AP-42
27 19.341 ton FE:AP-42
31 17.217 ton FE:AP-42
30 18.157 ton FE:AP-42
Monóxido de carbono
44 543.789 ton FE:AP-42
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 174
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
40 43.277 ton FE:AP-42
5 11.982 ton FE:AP-42
3 11.713 ton FE:AP-42
2 78.863 ton FE:AP-42
1 46.568 ton FE:AP-42
6 34.756 ton FE:AP-42
4 10.641 ton FE:AP-42
15 0.266 ton FE:AP-42
24 4.275 ton FE:AP-42
23 5.784 ton FE:AP-42
9 3.962 ton FE:AP-42
32 1.395 ton FE:AP-42
35 1.678 ton FE:AP-42
14 0.989 ton FE:AP-42
22 2.791 ton FE:AP-42
21 2.039 ton FE:AP-42
28 1.803 ton FE:AP-42
27 1.75 ton FE:AP-42
31 1.558 ton FE:AP-42
30 1.643 ton FE:AP-42
44 1985.446 ton FE:AP-42
40 3.916 ton FE:AP-42
5 5.189 ton FE:AP-42
Partículas PM-10
3 1.235 ton FE:AP-42
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 175
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
2 467.552 ton FE:AP-42
1 263.461 ton FE:AP-42
6 35.397 ton FE:AP-42
4 69.842 ton FE:AP-42
15 0.024 ton FE:AP-42
13 271.406 ton FE:AP-42
46 0.232 ton FE:AP-42
34 0.919 ton FE:AP-42
24 7.482 ton FE:AP-42
23 10.122 ton FE:AP-42
9 6.934 ton FE:AP-42
32 2.441 ton FE:AP-42
35 2.935 ton FE:AP-42
14 1.731 ton FE:AP-42
22 4.884 ton FE:AP-42
21 3.588 ton FE:AP-42
28 3.156 ton FE:AP-42
27 3.062 ton FE:AP-42
31 2.726 ton FE:AP-42
30 2.875 ton FE:AP-42
44 159.084 ton FE:AP-42
40 6.852 ton FE:AP-42
5 2.108 ton FE:AP-42
Hidrocarburos totales
3 1.863 ton FE:AP-42
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Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
2 29.803 ton FE:AP-42
1 17.131 ton FE:AP-42
6 6.706 ton FE:AP-42
4 4.278 ton FE:AP-42
15 0.042 ton FE:AP-42
13 2.278 ton FE:AP-42
46 274.336 ton FE:AP-42
34 1.608 ton FE:AP-42
41 0 ton FE:AP-42
42 0 ton FE:AP-42
37 0 ton FE:AP-42
36 0 ton FE:AP-42
24 3.094 ton FE:AP-42
23 4.186 ton FE:AP-42
9 2.867 ton FE:AP-42
32 1.009 ton FE:AP-42
35 1.214 ton FE:AP-42
14 0.716 ton FE:AP-42
22 2.02 ton FE:AP-42
21 1.475 ton FE:AP-42
28 1.305 ton FE:AP-42
27 1.266 ton FE:AP-42
31 1.127 ton FE:AP-42
Compuestos orgánicos volátiles
30 1.189 ton FE:AP-42
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Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
44 17.059 ton FE:AP-42
40 2.834 ton FE:AP-42
5 0.745 ton FE:AP-42
3 0.765 ton FE:AP-42
2 0.763 ton FE:AP-42
1 0.57 ton FE:AP-42
6 1.97 ton FE:AP-42
4 0.038 ton FE:AP-42
13 0.942 ton FE:AP-42
15 0.017 ton FE:AP-42
34 0.665 ton FE:AP-42
45 130.379 ton FE:AP-42
43 1159.784 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 24 0.338 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 23 0.457 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 9 0.313 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 32 0.11 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 35 0.132 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 14 0.078 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 22 0.22 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 21 0.161 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 28 0.142 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 27 0.138 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 31 0.123 ton FE:AP-42
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
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Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
Óxidos de azufre SOx 30 0.13 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 44 31505.471 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 40 0.309 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 5 65.391 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 3 2.871 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 2 7492.723 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 1 4218.682 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 6 525.436 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 4 1120.864 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 15 0.002 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 13 2959.243 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 46 77930.58 ton FE:AP-42
Óxidos de azufre SOx 34 0.073 ton FE:AP-42
BENCENO 24 1.181 kg FE:AP-42
BENCENO 23 1.598 kg FE:AP-42
BENCENO 9 1.095 kg FE:AP-42
BENCENO 32 0.385 kg FE:AP-42
BENCENO 35 464 kg FE:AP-42
BENCENO 14 0.273 kg FE:AP-42
BENCENO 22 0.771 kg FE:AP-42
BENCENO 21 0.563 kg FE:AP-42
BENCENO 28 0.498 kg FE:AP-42
BENCENO 27 0.484 kg FE:AP-42
BENCENO 31 0.43 kg FE:AP-42
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 179
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
BENCENO 30 0.454 kg FE:AP-42
BENCENO 44 18.637 kg FE:AP-42
BENCENO 40 1.082 kg FE:AP-42
BENCENO 5 0.31 kg FE:AP-42
BENCENO 3 0.293 kg FE:AP-42
BENCENO 2 3.168 kg FE:AP-42
BENCENO 1 1.838 kg FE:AP-42
BENCENO 6 0.952 kg FE:AP-42
BENCENO 4 0.445 kg FE:AP-42
BENCENO 15 0.006 kg FE:AP-42
BENCENO 13 0.359 kg FE:AP-42
BENCENO 34 0.253 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 23 0 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 32 0 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 14 0 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 31 0 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 30 0 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 44 13.369 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 5 0.028 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 3 0.001 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 2 3.172 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 1 1.787 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 6 0.22 kg FE:AP-42
TRICLOROETANO 4 0.474 kg FE:AP-42
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 180
Emisión anual Contaminante Punto de emisión1
Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4
TRICLOROETANO 34 0 kg FE:AP-42
OCDD 23 0 kg FE:AP-42
OCDD 32 0 kg FE:AP-42
OCDD 14 0 kg FE:AP-42
OCDD 31 0 kg FE:AP-42
OCDD 30 0 kg FE:AP-42
OCDD 44 0.00017 kg FE:AP-42
OCDD 5 0.00000036 kg FE:AP-42
OCDD 3 0.000000015 kg FE:AP-42
OCDD 2 0.000041 kg FE:AP-42
OCDD 1 0.000023 kg FE:AP-42
OCDD 6 0.0000028 kg FE:AP-42
OCDD 4 0.0000062 kg FE:AP-42
OCDD 34 0 kg FE:AP-42
1 Anotar el número del punto de emisión correspondiente al ducto o chimenea del que se emiten
contaminantes atmosféricos según corresponda a los diagramas de funcionamiento y la tabla de resumen
solicitados.
2 Anotar la cantidad anual del contaminante emitido
3 La emisión anual se reportará en unidades de masa: mg/año (miligramos/año), g/año (gramos/año), kg/año
(kilogramos/año), t/año (toneladas métricas/año) o lb/año (libras/año)
4 Anotar si el método que se empleó para obtener la cantidad total emitida fue: medición directa (MD), balance
de materiales (BD), aproximación mediante datos históricos (DH), factores de emisión (FE), cálculos de
ingeniería (CI), modelos matemáticos (MM) u otros (OM), especificando en el mismo espacio.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 181
De acuerdo al resumen antes presentado, el Municipio de Tula Hidalgo, presenta
un grado de contaminación avanzado, y considerando que el proyecto de las
desulfuradoras de gasolinas, se desarrollará dentro de los límites de batería de la
Refinería, el proyecto no representa cambios importantes sobre la calidad del aire
de la región.
b) Agua
Para el año de 1998, el principal uso consuntivo del agua en la entidad fue el
agrícola (48.11% del total extraído) utilizado para el riego de 146 127 hectáreas,
seguido por el público urbano (21.42%), el industrial (17.27%), servicios (9.09%),
acuacultura (3.74%), pecuario (0.22%) y doméstico (0.06%), que en total sumó
743.52 millones de metros cúbicos.
Para la generación de energía eléctrica se registra la utilización de un volumen
promedio de 1 214.52 millones de metros cúbicos durante los años de 1998 al
2002.
Comparativamente con el 2002, el uso agrícola sigue predominando en la entidad
(87.12 %) con 576.75 millones de metros cúbicos utilizados en el riego de 151 130
hectáreas. El aumento en la demanda de agua para la agricultura se asocia a que
se amplió la superficie agrícola de riego en 3.42%, principalmente en el distrito de
riego de Mixquiahuala (Valle del Mezquital) con una participación del 68%. El
volumen utilizado de agua superficial, para los otros usos consuntivos público
urbano, industrial, servicios y doméstico observa una disminución.
En el caso del uso industrial, la diferencia en volumen de 124.12 millones de
metros cúbicos menor para el 2002 respecto a 1998, se atribuye en un 56%, para
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 182
el mismo periodo, a una mayor extracción subterránea equivalente a 49.96
millones de metros cúbicos, y al reuso de 19.55 millones de metros cúbicos
(1.61% con previo tratamiento y 98.38% agua cruda) durante el 2002.
Uso y descarga de agua en la Refinería.
La refinería Miguel Hidalgo obtiene el agua de un pozo de extracción en la región
hidrológica No.26, bajo titulo de concesión No.5HGO10005526FMGE94, de
acuerdo a la información presentada en la COA 2005, se utiliza un volumen anual
de 44437224 m3 y cuenta con una descarga de aguas residuales hacia cuerpo
receptor (Río Tula), descargando 8649952.38m3 anualmente.
Los permisos para la descarga de aguas de la refinería y titulo de concesión para
extracción de la misma se pueden consultar en el anexo 8.
c) Suelo
En cuanto al suelo, a continuación se presentan los datos de generación de
residuos para el estado y más adelante la generación actual de la refinería.
La generación y composición de los RSU, varía de acuerdo a la modificación de
los patrones de consumo de la población y esencialmente, de factores como el
nivel de vida, la estación del año, el día de la semana, las costumbres de los
habitantes y la zona donde habita.
En el estado de Hidalgo, se estima una generación per capita de 0.806 kg.hab/día,
cuyo promedio por habitante arroja una generación diaria de 1 801.88 toneladas
diferenciada por regiones administrativas, de las cuales Pachuca contribuye con el
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 183
mayor porcentaje 15.01% en contraste con la de Zacualtipán con el 2.05%. Con
esto, se calcula una generación anual de 657 689.69 toneladas en la entidad.
Residuos urbanos por región año 2000
En cuanto a Residuos sólidos no peligrosos (industriales), En la entidad, para 88
empresas contabilizadas, el tonelaje generado se ha incrementado de 794.507
2001) a 30057.57 (2003), además de los 9 750.00 metros cúbicos reportados
durante los años 2002-2003.
Considerando la generación acumulada de los RSNP para el periodo 2001-2003,
se tiene que de las 40 688.51 toneladas, el 22.52% es plástico, 15.48% lodos,
14.83% cartón y el 13.88% vidrio.
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 184
Refiriendo la generación acumulada (2001-2003) de RSNP para 88 empresas
generadoras de este tipo de residuos, se tiene que de 40 688.51 toneladas en el
Estado de Hidalgo, el 51.84% se ha dispuesto en los rellenos sanitarios de
Pachuca (1.89%), Tula (29.39%) y Tepeji (0.49%), incluso en otros ubicados en el
Estado de México, como es el caso, de algunas empresas ubicadas en Tepeji del
Río, Cuautepec y Tizayuca.
Es decir, se exporta el 68.24% de los residuos generados lo que equivale a 28
514.82 toneladas. Seguido del 19.52%, porcentaje que ha sido reciclado por
empresas ubicadas en Huichapan (67.79%), Tepeji del Río (29.85%), y Atitalaquia
(2.35%).
Mientras el 13.45% de los RSNP generados a lo largo de los tres años, han
recibido tratamiento químico, es decir, 5 622.25 toneladas de vidrio; y el 8.98% se
destinan en los tiraderos a cielo abierto, principalmente cartón y plástico.
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Residuos sólidos no peligrosos
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En cuanto a los residuos peligrosos que se generan anualmente en la Refinería
Miguel Hidalgo en la siguiente tabla se presenta un resumen de la generación
anual de residuos en la refinería de acuerdo a la COA 2005. Generación de residuos Peligrosos en la Refinería.
Identificación del residuo Generación anual del residuo
Área de Generación2
NOM-052-SEMARNAT-
933
Clave4 C R E T I B5 Cantidad Unidad6 Residuo Nuevo7
A:SOSA GASTADA
RP12.5/01 O:ALCALIS X X X 3101 ton X
OA:CATALIZADOR RP7.5/01 O:ALUMINA SILICE MOLIBDENO NIQUEL
X X 2189 ton X
OA:LODOS ACEITOSOS
RP10.2/02 L6 X X X 400 m3 X
1 Número asignado por la SEMARNAT al establecimiento industrial generador de residuos peligrosos.
2 Indicar si el residuo peligroso fue generado en el área de transporte de insumos (TI), almacenamiento de insumos (AMP),
durante el proceso productivo (PP), almacenamiento del producto (PR), trasporte del producto (TP), descarga del producto
(DES), servicios auxiliares (SAX), mantenimiento (MN), otras (O) especifique. Si no se generaron residuos peligrosos en el
año de reporte entonces indicar NA.
3 Nombre y número de identificación del residuo peligroso según el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93. Si el residuo no
aparece en este listado se debe indicar sus características CRETIB.
4 Clave del residuo peligroso de acuerdo a la Tabla 4.6 del catálogo de claves del Instructivo para la elaboración de la COA,
sólo en caso de que no se encuentre en el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93 o en la normatividad vigente.
5 Cuando no aparezca el residuo peligroso en el listado según la NOM-052-SEMARNAT-93, indicar con una X la o las siglas
iniciales de: Corrosividad, Reactividad, Explosividad, Toxicidad, Inflamabilidad o Biológico infeccioso, que corresponden a la
característica de peligrosidad del residuo generado.
6 La cantidad anual generada y/o transferida de residuos peligrosos se reportará en unidades de masa o volumen: kg/año
(kilogramos/año), t/año (toneladas métricas/año) o m3/año (metros cúbicos/año).
7 Indicar con una X si es un residuo nuevo generado en el establecimiento.
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d) Flora y Fauna
En este rubro ya hemos señalado que el proyecto se desarrollara como parte
integral de los procesos que conforman la Refinería Miguel Hidalgo, por lo que no
habrá cambios ni afectaciones importantes en este aspecto. En la figura
presentada al final de este capítulo, se muestra el estado que guarda la zona del
proyecto y la superposición del área que abarcaran las plantas dentro de la
refinería, de tal forma que se puede apreciar que no hay afectación alguna sobre
la dinámica natural de la región, (ver anexo 16, álbum fotográfico)
IV.2.5.1 Integración e interpretación del inventario ambiental
Como se ha mencionado el proyecto se desarrollará dentro de las instalaciones de
la Refinería “Miguel Hidalgo”, por lo cual no se afectará la calidad del paisaje.
De acuerdo a los puntos analizados anteriormente, se puede decir que
ambientalmente el lugar es meramente industrial.
IV.2.5.2 Síntesis del inventario.
Como se puede observar en la figura presentada a continuación, la Refinería se
encuentra inmersa en una zona industrial y agrícola, por lo cual esta no interfiere
con el medio natural de la región.
La instalación de las plantas desulfuradoras de gasolina, no representa ningún
cambio en la dinámica natural de la zona, ya que las plantas serán construidas
dentro de los límites de batería de la refinería sin provocar ningún cambio hacia el
exterior
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.
Medio Natural en la Refinería Miguel Hidalgo y colindancias de la misma; superposición de el área a ser afectada por el proyecto.
INDICE CAPITULO V
V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS
AMBIENTALES.......................................................................................... 189
V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales
191
V.1.1 Indicadores de impacto ................................................................ 191
V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto ................................... 192
V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación........................................ 194
V.2 Impactos ambientales generados................................................. 202
V.2.1 Identificación de impactos ............................................................ 202
V.3 Evaluación de los impactos ambientales .................................... 215
V.3.1 Preparación del sitio ..................................................................... 215
V.3.2 Etapa de Construcción ................................................................. 216
V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento .......................................... 216
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V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS
AMBIENTALES
En este punto serán identificadas las fuentes de cambio (acciones), las
perturbaciones y efectos, de una Manera global, de tal forma que esta primera
impresión de los efectos, se pueda prever de manera inicial las consecuencias
que las acciones que se llevarán a cabo para el desarrollo del proyecto tendrán
sobre los parámetros medio ambientales.
En la siguiente tabla, se describen las acciones del proyecto que pueden generar
impactos así como los factores ambientales que pueden ser impactados.
Acciones del proyecto que pueden generar impactos
ACCIONES
Despalme
Cortes y excavaciones
Requerimientos de mano de obra
Manejo de combustible
Requerimientos de agua
Operación de vehículos y maquinaria pesada
Generación, manejo y disposición de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos
Extracción de materiales
Transporte de materiales
Disposición final de material residual
Construcción de obras de drenaje
Construcción de obra civil
Construcción de pavimentación
Tendido de tubería para servicios de agua
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Tendido de tubería para servicios eléctricos
Tendido de tubería que transporta hidrocarburos
Tendido de tubería de químicos
Instalación de equipos
Acabados de obra arquitectónica
Instalación de sistemas contra incendio
Instalación de sistemas de seguridad
Limpieza del área de trabajo
Operación de la planta
Factores que pueden ser impactados.
FACTORES
Cambios en la estructura del suelo
Erosión del suelo
Calidad del agua superficial
Calidad del agua subterránea
Drenaje natural del suelo
Geomorfología
Calidad del aire
Generación de ruidos
Paisaje
Medio socioeconómico
Generación de empleos
Calidad de vida
Salud y seguridad de los trabajadores
Impulso a la economía de la región
Reducción de contaminación ambiental a nivel nacional por mejora en combustibles
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V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales
Para estimar cualitativamente los impactos negativos y positivos que puede
generar el desarrollo del proyecto, se considero la metodología de V. Conesa
Fernández –Vítora 1996.
Esta metodología utiliza ciertos criterios que nos permiten evaluar la importancia
de los impactos producidos, agrupándolos en una formula que nos dará como
resultado la importancia del impacto.
V.1.1 Indicadores de impacto
El presente estudio se refiere a los indicadores de impacto ambiental como
elementos del ambiente que serán afectados o potencialmente afectados por un
agente de cambio. La letra marcada frente a cada indicador será su
representación en la matriz de impactos ambientales, como se indica en la
siguiente tabla.
Los indicadores ambientales mencionados en la siguiente tabla, han sido
desarrollados tomando como base los indicadores básicos del desempeño
ambiental de México 2005. (Secretaría del Medio Ambiente)
Indicadores ambientales y su codificación
ASPECTO AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL INDICADOR AMBIENTAL SIMBOLOGIA
Partículas suspendidas A1
Emisiones a la atmósfera A2
Medio abiótico
Atmósfera (A)
Cambio Climático A3
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ASPECTO AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL INDICADOR AMBIENTAL SIMBOLOGIA
Morfología S1
Características fisicoquímicas S2
Erosión S3
Suelo (S)
Uso del suelo S4
Calidad del agua superficial H1
Calidad del agua subterránea H2
Hidrología (H)
Uso del agua H3
Ruido (R) Nivel de ruido R1
Flora (V) Abundancia V1
Fauna (F) Abundancia F1
Medio Biótico
Paisaje (P) Contraste con arquitectura del paisaje
P1
Empleo E1
Economía local E2
Economía Regional E3
Medio Socioeconómico Socioeconómico (E)
Calidad de vida E4
V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto
En la siguiente tabla se describen los indicadores de impacto ambiental para cada
componente de impacto ambiental que ha sido identificado para el desarrollo de la
obra.
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Lista indicativa de indicadores de impacto
Indicador ambiental Característica a considerar
Partículas suspendidas Número de actividades en el proceso que generen la emisión de
partículas suspendidas y área de afectación
Otras emisiones a la atmósfera Número de fuentes fijas y móviles que emitan contaminantes a la
atmósfera, emisiones dentro de norma; sistemas de control instalados
Morfología Número de actividades que alteren la morfología natural del suelo y
extensión afectada
Características fisicoquímicas Procesos que puedan alterar la composición fisicoquímica del suelo y
posibles derrames
Erosión Determinación de la generación de erosión por parte de los procesos
productivos y acarreo de material en la obra
Uso de suelo Compatibilidad del uso de suelo necesario para el proyecto con los usos
de suelo establecidos por el Plan de Desarrollo Municipal u/o planes de
ordenamiento del sitio.
Calidad del agua superficial Existencia de cuerpos de agua superficial, descargas de agua residual
a cuerpos de agua superficial
Calidad del agua subterránea Existencia de corrientes de agua subterránea en el sitio, descarga de
aguas residuales a corrientes subterráneas, lixiviación de
contaminantes
Uso del agua Cantidad de agua a extraer, agua suministrada por pipas
Nivel de Ruido Maquinaria y equipo que emita ruidos, ruido generado dentro de la
norma
Abundancia Flora Pérdida de especies vegetales pro las actividades del proyecto;
actividades de reforestación y conservación
Abundancia Fauna Si el proyecto ocasiona la pérdida de elementos de la fauna,
actividades de conservación
Contraste con medio natural Si el desarrollo del proyecto es compatible con la imagen paisajista de
la zona
Creación y/o eliminación de barreras
físicas
Si el proyecto crea barreras físicas que impidan el paso de la fauna o si
elimina alguna que sirva para protección de vientos o delimitación de
territorios.
Empleo Número de empleos que generara el proyecto, temporales y
permanentes
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Indicador ambiental Característica a considerar
Economía local Como afecta la economía de la localidad el desarrollo y operación del
proyecto
Economía regional Como afecta la economía de la región y posibles beneficios económicos
que genere el proyecto
Calidad de vida en la localidad Si la construcción y operación del proyecto impulsa el desarrollo y la
calidad de vida en la localidad.
V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación
La importancia del impacto es el radio mediante el cual medimos cualitativamente
el impacto ambiental, en función, tanto del grado de incidencia o intensidad de la
alteración producida, como de la caracterización del efecto, que responde a su vez
a una serie de atributos de tipo cualitativo, tales como extensión, tipo de efecto,
plazo de manifestación, persistencia, reversibilidad, recuperabilidad, sinergia,
acumulación y periodicidad.
V.1.3.1 Criterios
Los criterios que conforman la importancia del impacto (I), de una matriz de
valoración cualitativa o matriz de importancia se describen a continuación.
Signo (+) (-)
El signo del impacto hace alusión al carácter benéfico (+) o negativo (-) de las
acciones que van a impactar sobre los factores ambientales considerados.
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a) Intensidad (I)
Este término se refiere al grado de incidencia de la acción sobre el factor, en el
ámbito específico en que actúa. La valoración se comprende entre valores del 1 al
12, en el que el 12 expresará una destrucción total del factor en el área en la que
se produce el efecto, y el 1 una afección mínima. Los valores comprendidos entre
esos dos términos reflejarán situaciones intermedias.
b) Extensión (EX)
Se refiere al área de influencia teórica del impacto en relación con el entorno del
proyecto (% de área, respecto al entorno, en que se manifiesta el efecto).
Si la acción produce un efecto muy localizado, se considera que el impacto tiene
un carácter puntual (1). Si, por el contrario, el efecto no admite una ubicación
precisa dentro del entorno del proyecto, teniendo una influencia generalizada en
todo él, el impacto será total (8), considerando las situaciones intermedias, según
su afectación, como impacto parcial (2) y extenso (4).
En el caso de que el efecto sea puntual pero se produzca en un lugar crítico, se le
atribuir+aun valor de cuatro unidades por encima del que le correspondería en
función del porcentaje de extensión en que se manifiesta y , en el caso de
considerar que es peligrosos y sin posibilidad de introducir medidas de mitigación
o corrección, habrá que buscar inmediatamente otra alternativa al proyecto,
anulando la causa que este efecto produciría.
c) Momento (MO)
El plazo de manifestación del impacto alude al tiempo que transcurre entre la
aparición de la acción (to) y el comienzo del efecto (ti) del medio considerado.
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De este modo cuando el tiempo transcurrido sea nulo, el momento será inmediato
y si es inferior a un año, corto plazo asignándole en ambos casos un valor de (4).
Si es un periodo de tiempo que va de 1 a 5 años, medio plazo (2), y si el efecto
tarda en manifestarse más de cinco años, largo plazo, con valor asignado de (1)
d) Persistencia (PE)
Se refiere al tiempo que esperado de permanencia del efecto desde su aparición y
a partir del cual el factor afectado retornaría a las condiciones iniciales previas a
la acción ya sea por medios naturales, o mediante la introducción de medidas de
corrección.
Si la permanencia del efecto tienen lugar durante menos de un año, consideramos
que la acción produce un efecto fugaz, asignándole un valor de (1). Si dura entre 1
y 10 años, temporal (2); y si el efecto tiene una duración superior a los 10 años,
consideramos el efecto como permanente asignándole un valor de (4).
La persistencia es independiente de la reversibilidad.
e) Reversibilidad (RV)
Se refiere a la posibilidad de reconstrucción del factor afectado por el proyecto, es
decir, la posibilidad de retornar a las condiciones iniciales previas a la acción, por
medios naturales, una vez que la acción deja de actuar sobre el medio.
Si es a corto plazo o sea menos de un año, se le asigna un valor (1), si es a medio
plazo, de 1 a 10 años (2) si el efecto es irreversible, con una duración superior a
10 años, le asignamos el valor (4).
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f) Recuperabilidad(MC)
Se refiere a la posibilidad de reconstrucción, total o parcial, del factor afectado
como consecuencia del proyecto, es decir, la posibilidad de retornar a las
condiciones iniciales previas a la actuación por medio de la intervención humana
(introducción de medidas correctivas).
Si el efecto es totalmente recuperable, se le asigna un valor (1) o (2) dependiendo
si se puede recuperar de manera inmediata o a medio plazo, si lo es
parcialmente, el efecto es mitigable toma un valor de (4). Cuando el efecto es
irrecuperable (alteración imposible de reparar, tanto por la acción natural, como
por la humana, le asignamos el valor (8). En caso de ser irrecuperables, pero
existe la posibilidad de introducir medias compensatorias, el valor adoptado será
(4).
g) Sinergia (SI)
Este atributo contempla el reforzamiento de dos o más efectos simples. La
componente total de la manifestación de los efectos simples, provocados por
acciones que actúan simultáneamente, es superior a la que cabría de esperar de
la manifestación de efectos cuando las acciones que los provocan actúan de
manera independiente no simultánea.
Cuando una acción actuando sobre un factor, no es sinérgica con otras acciones
que actúan sobre el mismo factor, el atributo toma el valor (1), si presenta un
sinergismo moderado (2) y si es altamente sinérgico (4).
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Cuando se presenten casos de debilitamiento, la valoración del efecto presentará
valores de signo negativo, reduciendo al final el valor de la importancia del
impacto.
h) Acumulación (AC)
Este atributo se refiere al crecimiento progresivo de la manifestación del efecto,
cuando persiste de forma continuada o reiterada la acción que lo genera.
Cuando una acción no produce efectos acumulativos (acumulación simple), el
efecto se valora como (1). Si el efecto producido es acumulativo el valor se
incrementa a (4)
i) Efecto (EF)
Este atributo se refiere a la relación causa-efecto, o sea a la forma de
manifestación del efecto sobre un factor, como consecuencia de una acción.
El efecto puede ser directo o primario, siendo en este caso la repercusión de la
acción consecuencia directa de esta. En el caso de que el efecto sea indirecto o
secundario, su manifestación no es consecuencia directa de la acción, sino que
tiene lugar a partir de un efecto primario, actuando éste como una acción de
segundo orden. Este término toma el valor de 1 en caso de que el efecto sea
secundario y el valor de 4 cuando sea directo.
j) Periodicidad (PR)
La periodicidad se refiere a la regularidad de manifestación del efecto, bien sea de
manera cíclica o recurrente (efecto periódico), de forma impredecible en el tiempo
(efecto irregular), o constante en el tiempo (efecto continuo).
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A los efectos continuos se les asigna un valor de (4), a los periódicos (2) y a los
de aparición irregular, que deben evaluarse en términos de probabilidad de
ocurrencia y a los discontinuos (1).
k) Importancia del Impacto (I)
La importancia del impacto se representa por un número que se deduce, en
función del valor asignado a los criterios considerados. La importancia del impacto
toma valores entre 13 y 100.
Los impactos con valores de importancia inferiores a 25 son irrelevantes. Los
impactos moderados presentan una importancia entre 25 y 50. Serán severos
cuando la importancia se encuentre entre 50 y75 y críticos cuando el valor sea
superior a 75.
I= ({3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC}
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Importancia del Impacto
IMPORTANCIA DEL IMPACTO
NATURALEZA
o Impacto beneficioso
o Impacto perjudicial
+
-
INTENSIDAD (I)
(grado de destrucción)
o Baja
o Media
o Alta
o Muy alta
o Total
1
2
4
8
12
EXTENSION (EX)
(área de influencia)
o Puntual
o Parcial
o Extenso
o Total
o Crítica
1
2
4
8
(+4)
MOMENTO (MO)
(plazo de manifestación)
o Largo plazo
o Medio plazo
o Inmediato
o Crítico
1
2
4
(+4)
PERSISTENCIA (PE)
(permanencia del efecto)
o Fugaz
o Temporal
o Permanente
1
2
4
REVERSIBILIDAD(RV)
o Corto Plazo
o Medio Plazo
o Irreversible
1
2
4
SINERGIA (SI)
(regularidad de la manifestación)
o Sin sinergismo (simple)
o Sinérgico
o Muy sinérgico
1
2
4
ACUMULACION (AC)
(Incremento progresivo)
o Simple
o Acumulativo
1
4
EFECTO (EF)
(relación causa-efecto)
o Indirecto (secundario)
o Directo
1
4
PERIODICIDAD (PR)
(regularidad de la manifestación)
o Irregular y discontinuo
o Periódico
o Continuo
1
2
4
RECUPERABILIDAD (MC)
(reconstrucción por medios humanos)
Recuperable de manera inmediata
Recuperable a mediano plazo
Mitigable
Irrecuperable
1
2
4
8
IMPORTANCIA (I)
I=±(3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC)
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V.1.3.2 Metodologías de evaluación y justificación de la metodología
seleccionada.
Para estimar cuantitativamente y cualitativamente los impactos negativos y
positivos que pudiera generar el desarrollo del proyecto sobre el medio ambiente,
se utilizará la metodología diseñada por V. Conesa Fernández-Vitora. (1997).
Este método se basa en las matrices de causa efecto derivadas de la Matriz de
Leopold con resultados cualitativos y el método del Instituto Batelle-Columbus, con
resultados cuantitativos.
Esta metodología consiste en un cuadro de doble entrada en cuyas columnas
figuran las acciones del proyecto susceptibles de generar impactos y en las filas,
los factores ambientales susceptibles de recibir impactos.
En el anexo 22, se pueden visualizar los resultados obtenidos en la matriz de
Conesa Fernández para valorar la magnitud de los impactos, tanto positivos como
negativos.
Este método fue seleccionado ya que se considera uno de los más completos y
actualizados dentro de este ámbito, y el cual nos puede ayudar a obtener un
análisis cuantitativo de los impactos que causará el proyecto.
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V.2 Impactos ambientales generados.
V.2.1 Identificación de impactos
Una vez identificadas las fuentes de cambio (acciones) del proyecto y por otro lado
los factores del medio que pudieran ser impactados por estas acciones, y
definidas las posibles alteraciones, se hace preciso una previsión y valoración de
las mismas. A continuación se hace un análisis de los posibles impactos
ambientales en cada una de las etapas del proyecto.
V.2.1.1 Etapa de preparación del sitio
a) Aire
En esta etapa se generarán impactos temporales al ambiente derivados de las
emisiones de la maquinaria que se utilizará en el sitio para las actividades de
cortes y nivelaciones del terreno así como la generación de partículas
suspendidas por el movimiento de tierras.
Otro impacto esperado es el del ruido emitido por la maquinaria, aunque cabe
mencionar que los trabajos se llevan a cabo al aire libre en las horas laborales y
dentro de una instalación industrial.
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ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA Emisiones atmosféricas
- 2 1 4 2 1 1 4 4 1 4 29 moderado
Generación de partículas suspendidas
- 2 2 4 2 1 2 4 4 1 4 32 moderado
Emisión de Ruidos
- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 1 21 Irrelevante
b) Suelo
En esta etapa los impactos al suelo corresponden particularmente al desmonte y
despalme del terreno que traerá cambios sobre la morfología y características
fisicoquímicas del suelo, considerando que las plantas se construirán dentro de la
refinería y con un uso de suelo industrial se considera como un impacto
moderado.
Así mismo se producirá un impacto por la generación de residuos sólidos (no
peligrosos), por las actividades de limpieza y nivelación del terreno. Estos residuos
serán manejados de acuerdo a ley y dispuestos a través de un servicio autorizado
para tal fin. Así mismo pueden generarse durante el desarrollo de los trabajos
residuos peligrosos, tales como trapos impregnados de aceite, etc. Estos residuos
serán manejados y contenidos en recipientes adecuados, de acuerdo a norma y
enviados a un área o almacén destinado para tal fin por el contratista, para su
posterior disposición de acuerdo a normas y reglamentos internos.
En cuanto a la compatibilidad con el uso de suelo en el área del proyecto, como
hemos mencionado antes las plantas desulfuradoras de gasolina corresponden a
una etapa de modernización de la refinería y formarán parte intrínseca de las
actividades productivas de la misma, por lo cual se considera como un impacto
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positivo el hecho de que estas plantas se construyan dentro de un predio con uso
de suelo meramente industrial.
ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Cambios en la morfología del terreno
- 1 1 4 4 4 1 1 4 4 8 35 Moderado
Cambios fisicoquímicos del suelo
- 1 1 4 4 2 1 1 1 4 8 30 Moderado
Generación de Residuos no peligrosos
- 1 2 2 2 4 1 1 1 1 2 21 Irrelevante
Generación de residuos peligrosos por mantenimiento a maquinaria
- 1 1 4 1 4 1 4 1 1 4 25 Irrelevante
Uso de suelo, compatibilidad
+ 4 2 2 4 4 1 1 4 4 1 37 moderado
c) Agua
Se causará un impacto considerado como moderado, por el uso agua para los
trabajos de compactación y nivelación del terreno. Aunque debe quedar claro que
esta agua será suministrada a través de pipas que deberá comprar el constructor
de la obra.
La generación de aguas residuales provenientes de las instalaciones sanitarias
que darán servicio a los trabajadores de la obra, se considera como un impacto de
baja magnitud ya que los residuos de estos sanitarios portátiles serán
manejados pro la compañía arrendadora del servicio de acuerdo a la normatividad
vigente.
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ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AGUA
ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Uso de agua en los trabajos de compactación y nivelación del terreno
- 2 1 4 4 4 1 1 1 1 2 26 Moderado
Generación de agua residual por los trabajadores
- 1 1 4 1 1 1 1 1 1 4 19 irrelevante
d) Flora
El predio donde se construirán las plantas desulfuradoras se encuentra poblado
por matorrales y árboles (aproximadamente 50 ejemplares) de talla delgado de la
especie álamos. Estos árboles fueron plantados. Considerando que son especies
introducidas y que el área forestada se encuentra con un alto grado de
perturbación el impacto no se considera como severo. (ver anexo 16 álbum
fotográfico)
Como medida de mitigación se llevaran a cabo las acciones que la autoridad
considere conveniente
ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FLORA
ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Desmonte de especies vegetales
- 2 1 4 4 4 1 1 4 4 4 34 Moderado
e) Fauna
Este factor no se verá afectado ya que en el predio no existen especies animales
de importancia ecológica.
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Los animales que pudieran estar presentes en el predio corresponden a pequeños
mamíferos, aves comunes y algunos insectos o reptiles característicos de zonas
con alto nivel de perturbación. Por lo anterior el impacto evaluado se considera
como irrelevante.
ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FAUNA
ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Desplazamiento de la fauna presente en el predio.
- 1 1 4 4 2 1 1 1 4 4 26 Moderado
f) Paisaje
La presencia de maquinaria en el sitio, no tendrá un efecto significativo en la
apariencia visual del mismo, toda vez que se trata de la preparación del predio
para la construcción de dos plantas dentro de una instalación industrial, por lo que
su aspecto visual solo se verá afectado por la presencia de maquinaria, vehículos
de transporte de materiales, y los propios materiales para el relleno y nivelación
del área correspondiente.
Así mismo en esta etapa se podrán instalar obras provisionales (servicios para
trabajadores y oficinas), que afectará el paisaje en forma temporal.
ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: PAISAJE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Apariencia visual de la zona de trabajo con respecto a su entorno
- 1 1 4 2 2 1 1 1 1 2 19 irrelevante
Obras provisionales
- 1 1 4 2 2 1 1 1 2 2 20 irrelevante
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 207
g) Socioeconómico
En esta etapa se considera la ocurrencia de efectos positivos en función a la
creación de empleos temporales y activación de la economía local. Por su
temporalidad este impacto se considera benéfico de una magnitud moderada.
ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Generación de empleos temporales
+ 2 2 4 2 4 1 1 4 1 8 35 Moderado
Activación de economía local por necesidad de servicios.
+ 2 2 4 2 4 2 1 1 2 8 34 Moderado
V.2.1.2 Etapa de construcción
a) Aire
Durante esta etapa se generarán ruidos provenientes de la maquinaria pesada
que trabajará en el sitio, este impacto está en función de la duración de los
trabajos y por lo tanto será en todos los casos de carácter temporal. Considerando
que los trabajos se llevan a cabo en un área industrial abierta, y en horas
laborales, así como la distancia del sitio de emisión hasta los asentamientos
humanos, lo cual permite la disipación de las ondas sonoras, no se espera
rebasar los límites establecidos por la NOM-081-SEMARNAT-94, que son 68dB
para el horario diurno y 65dB para el horario nocturno. Por lo anterior este impacto
es considerado poco significativo.
Otro impacto que las obras traerán sobre la atmósfera, será la emisión de polvos
generados por el traslado de materiales para las obras civiles, estos deberán
transportarse en vehículos con lona para mitigar esta emisión. Este impacto por su
temporalidad se considera de baja magnitud.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 208
El uso de maquinaria traerá consigo la emisión de gases de combustión, este
impacto será temporal y considerando que la obra se desarrolla dentro de una
instalación industrial no se espera una afectación sobre la calidad del aire del
lugar, sin embargo como medida de mitigación se tendrá la maquinaria en óptimas
condiciones de mantenimiento por lo que se considera un impacto temporal poco
significativo con medidas de mitigación de fácil aplicación.
ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Generación de Ruido
- 2 2 4 2 1 1 4 1 1 4 28 Moderado
Emisión de polvos en traslado de material
- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 4 24 Irrelevante
Emisión de gases de combustión por maquinaria pesada
- 1 2 4 2 1 1 4 4 1 4 28 Moderado
b) Suelo
Durante esta etapa se generaran residuos de la construcción como son varillas,
madera, etc. Estos deberán ser clasificados y dispuestos por el contratista ya que
son de su propiedad, y aquel material que no reúna las características apropiadas
para su reuso, y deba ser dispuesto como residuo, será manejado de acuerdo a la
normatividad vigente por una compañía autorizada para el transporte y disposición
final de residuos de la construcción. La generación de estos residuos se considera
como un impacto al factor suelo, este impacto se considera de baja magnitud y
con medida de mitigación.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 209
Así mismo en esta etapa se generarán residuos peligrosos como son latas de
pintura impregnadas, estopas, envases de solventes, etc. Estos deberán ser
clasificados y enviados a un área o almacén temporal de residuos peligrosos que
deberá ser provisto por el contratista que desarrolle los trabajos de construcción,
así mismo el contratista deberá llevar a cabo las gestiones para su entrega-
recepción y su traslado al sitio de disposición final. La generación de estos
residuos y la posibilidad de un mal manejo de los mismos representa un impacto al
ambiente que se considera de una categoría moderada y con medidas de
prevención y mitigación.
ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Generación de residuos no peligrosos
- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado
Generación de residuos peligrosos
- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado
Mal manejo o almacenamiento indebido de residuos
- 4 2 4 2 2 1 1 1 1 4 32 Moderado
c) Agua
Durante esta etapa se utilizará agua para trabajos de construcción que al igual que
en el caso de la preparación del sitio, deberá ser proporcionada por el contratista
mediante pipas, el uso del agua es un impacto negativo de baja magnitud
considerando la cantidad a utilizar.
El agua residual generada por los servicios prestados a los trabajadores de la
obra, es otro impacto negativo que por su temporalidad no representa un impacto
importante toda vez que esta agua residual será manejada por la compañía
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 210
encargada de suministrar los servicios de sanitarios portátiles para el uso de los
trabajadores de la construcción.
ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Uso de agua para trabajos de construcción
- 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 14 irrelevante
Agua residual generada por los trabajadores de la construcción
- 2 1 4 2 2 1 4 1 1 4 27 Moderado
d) Paisaje
Durante esta etapa el paisaje se vera modificado por la presencia de maquinaria y
materiales de la construcción, sin embargo el área de construcción será
delimitada lo cual evitará el acceso al área de personas ajenas a la obra así como
la interferencia en la operación de las demás plantas de la refinería. El paisaje se
verá modificado temporalmente y dentro de los límites de la refinería por lo que el
impacto se considera irrelevante.
ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: PAISAJE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Alteración del paisaje dominante en el área
- 1 1 4 2 2 1 1 4 4 2 25 irrelevante
e) Socioeconómico
En este rubro se esperan impactos positivos por la generación de empleos los
cuales considerando el tipo de proyecto y duración de la obra, serán en beneficio
de la población local, ya que por otra parte se impulsará la economía de la zona, al
requerirse de servicios para el personal involucrado en la construcción del
proyecto.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 211
Los impactos antes mencionados por su temporalidad se consideran de una
moderada magnitud.
ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Generación de empleos
+ 4 2 2 2 4 2 4 4 2 8 44 Moderado
Activación de economía local
+ 4 1 2 2 4 2 4 4 2 8 42 Moderado
V.2.1.3 Etapa de Operación
a) Aire
Durante esta etapa se tendrán emisiones a la atmósfera por fuentes fijas,
correspondientes a los quemadores elevados y calentadores en el proceso de la
planta desulfuradora. Estos puntos de emisión cumplirán con los niveles de
contaminantes normados de acuerdo a los requerimientos aplicables en la
materia.
Los compuestos que serán emitidos a atmósfera corresponden a: SO2, SO3, NOx,
CO, PM 10, CH4, COTS, SOx, partículas, COV, N2O y CO2
Otro impacto a considerar será la posibilidad de fugas y/o acontecimientos de
eventos que puedan generar emisiones no controladas al ambiente generando un
alto grado de contaminación a la atmósfera.
Así mismo, al entrar en operación la planta, se producirán gasolinas bajas en
azufre, que estarán dentro de los parámetros establecidos en la norma NOM-086-
SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, con lo que se reducirán las emisiones
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 212
provenientes de vehículos automotores que circulan en las principales urbes del
país. Esto representa un impacto positivo de importante magnitud.
ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Emisión de fuentes fijas
- 4 2 4 4 2 2 4 4 4 4 44 Moderado
Posibles accidentes en la planta
- 8 4 4 2 2 4 4 4 1 2 55 Severo
Fuga en líneas de proceso
- 8 2 4 2 2 2 4 4 1 4 51 severo
Reducción de emisiones por el uso de gasolinas UBA
+ 8 8 2 4 4 4 4 4 4 8 74 severo
b) Suelo
En cuanto a afectaciones al factor suelo, debemos considerar derrames por fuga
en línea de producto, lo cual es poco probable considerando que las líneas y
equipos recibirán mantenimiento periódico y se cuenta con cabinas de control
donde se verifica el buen funcionamiento de equipos y líneas de producto.
La generación de residuos es otro impacto a considerar en este factor,
Los residuos no peligrosos, serán enviados al almacén temporal de la refinería
para ser dispuestos en el relleno sanitario indicado por las autoridades
competentes. El mal manejo de estos residuos o su acumulación fuera del área
destinada para ellos puede generar un impacto negativo contaminando el suelo.
Así mismo, la planta generará residuos peligrosos consistentes en catalizadores
gastados, trapos impregnados, aceites para mantenimiento, etc. Estos residuos
serán manejados y dispuestos en el almacén temporal de la refinería para ser
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 213
posteriormente entregados a compañías autorizadas para su transporte y
disposición final, de acuerdo a lo establecido en la legislación ambiental vigente.
Los catalizadores serán enviados al licenciador con la finalidad de ser
regenerados para su reuso, ya que tienen un valor intrínseco reduciéndose de
esta forma la generación de residuos por este concepto.
ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Fuga en línea de producto
- 4 1 4 2 2 2 4 1 1 4 34 Moderado
Mal manejo de residuos no peligrosos
- 2 2 4 2 1 1 1 4 1 4 28 Moderado
Generación de Residuos peligrosos
- 4 2 2 4 4 2 4 4 2 4 42 Moderado
Mal manejo o almacenamiento de residuos peligrosos
- 8 2 8 2 2 1 4 4 1 4 54 Severo
c) Agua
La Refinería Miguel Hidalgo, cuenta con drenajes separados para el manejo de
aguas residuales y con planta de tratamiento de aguas residuales.
El agua utilizada en el proceso, es enviada al tratamiento de aguas amargas, para
la eliminación del azufre y su posterior reuso en el desalado de crudo. Sin
embargo, un mal manejo de las mismas podría representar un impacto sobre este
factor.
Así mismo se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes, que consta de
un tratamiento primario que elimina impurezas y grasas y aceites, esta agua
tratada es acondicionada para su reuso como agua de enfriamiento. El agua
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 214
tratada también se utiliza para riego de áreas verdes, la existencia de este sistema
de tratamiento es considerado como un impacto benéfico ya que se reduce la
generación de aguas residuales.
El agua que ya no cumple con las características necesarias para su reuso,
descargada al cuerpo receptor conocido como el Río tula, cuidando que los
parámetros de descarga se encuentren bajo norma. Este último aún contando con
medidas de mitigación es un impacto de carácter moderado sobre las aguas
superficiales.
ETAPA DE OPERACION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Uso de agua en el proceso
- 4 4 4 2 2 1 1 4 1 4 39 Moderado
Generación de aguas amargas
- 2 2 4 2 2 1 1 1 1 4 26 Moderado
Tratamiento de aguas residuales para su reuso
+ 4 1 4 4 4 2 4 4 4 8 55 Severo
Descarga de agua residual al Río Tula
- 2 2 4 4 4 2 4 1 4 4 37 Moderado
d) Paisaje
En cuanto a los elementos del medio perceptual, entre los cuales se encuentran
las vistas panorámicas, la naturalidad y singularidad, no habrá un cambio
significativo ya que la planta formará parte de las instalaciones industriales de la
Refinería por lo que no se considera un impacto sobre este factor.
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Refinería “Miguel Hidalgo” Página 215
e) Socioeconómico
La generación de empleos para la operación de la planta es considerado como un
impacto benéfico permanente ya que los trabajadores contratados para su
operación son de carácter permanente y muy especializados.
Así mismo la modernización de las refinerías repercute en una producción de
gasolinas de mayor calidad que impulsa la economía del país reduciendo las
importaciones.
ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA
Generación de empleos
+ 4 2 2 4 4 2 1 1 4 8 42 moderado
Impulso económico regional
+ 8 4 2 4 4 4 4 1 4 8 63 Severo
V.3 Evaluación de los impactos ambientales
En este punto se realizará una evaluación global de los impactos que genera el
proyecto.
V.3.1 Preparación del sitio
En esta etapa los impactos ambientales corresponden al desmonte del área a
construir y la modificación de la morfología del suelo natural.
Ya que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel
Hidalgo estos impactos se consideran de baja relevancia, ya que las especies a
desmontar fueron introducidas por el hombre y no forman una comunidad bien
definida. El área a desmontar se encuentra en un alto grado de perturbación.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 216
V.3.2 Etapa de Construcción
Los impactos identificados en esta etapa obedecen a los propios de la industria de
la construcción con la generación de emisiones, residuos y aguas residuales,
todos de carácter temporal. En esta etapa también existen impactos positivos en el
factor socioeconómico sin embargo, cabe mencionar que también son empleos
temporales, aunque de diversas especialidades.
V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento
En esta etapa se esperan impactos al aire, suelo y agua de los procesos
productivos de las plantas desulfuradoras, los cuales cuentan con medidas de
mitigación y control. Así mismo se espera un impacto positivo de carácter regional
ya que la producción de gasolinas ultra bajas en azufre reducirán sustancialmente
las emisiones producidas por los vehículos automotores, principalmente en las
ciudades más pobladas del país.
INDICE CAPITULO VI
VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS
AMBIENTALES .................................................................................................. 217
VI.1 DESCRIPCIÓN DE LA MEDIDA O PROGRAMA DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN O
CORRECTIVAS POR COMPONENTE AMBIENTAL....................................................... 217
VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación.................................... 217
VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de
mitigación propuestas por componente ambiental. ...................................... 218
VI.2 IMPACTOS RESIDUALES ........................................................................ 221
VI.2.1 Atmósfera ...................................................................................... 221
VI.2.2 Suelo.............................................................................................. 222
VI.2.3 Agua .............................................................................................. 222
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 217
VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS
AMBIENTALES
VI.1 Descripción de la medida o programa de medidas de mitigación o
correctivas por componente ambiental.
VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación
Existen diferentes medidas de mitigación que van enfocadas a sanear
determinadas actividades y cada una de ellas se aplicarán en las diferentes etapas
de desarrollo del proyecto.
Clasificación de medidas de mitigación
Tipo de Media Características
Medidas de prevención (P) Medidas aplicadas antes de la preparación del sitio y enfocadas a evitar algún impacto significativo. Por ejemplo, pláticas de concientización a trabajadores para evitar la caza de animales o destrucción de nidos y madrigueras.
Medidas de remediación (R ) Medidas aplicadas durante la realización del proyecto y dirigidas a restaurar los impactos generados por las actividades de construcción en el tiempo que estos se desarrollan. Por ejemplo el derrame accidental de aceites y grasas durante el uso de maquinaria y equipo.
Medidas de Rehabilitación (RH) Medidas aplicadas durante y después de las actividades del proyecto, enfocadas a reponer las pérdidas del medio físico o biológico en la zona del proyecto. Por ejemplo la recuperación y restitución del suelo en el área del proyecto.
Medidas de compensación (C) Medidas enfocadas a resarcir el daño causado por las actividades y estas serán aplicadas fuera del área del proyecto. Por ejemplo la participación en áreas externas al proyecto en programas ecológicos que determine la autoridad
Medidas de Reducción (RC) Medidas dirigidas a disminuir los impactos generados durante la construcción y operación de las obras del proyecto. Por ejemplo en la tala selectiva respetar el estrato arbustivo.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 218
VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de mitigación propuestas
por componente ambiental.
Los impactos ambientales se agruparán de acuerdo al tipo de medida de
mitigación. También se indicará si existen sistemas de mitigación para un impacto
o varios. En la siguiente tabla, se resumen los impactos por etapa y tipo de medida
de mitigación a aplicar. En esta tabla se entenderá como E1, la preparación del
sitio, E2 la etapa de construcción y E3 la etapa de operación y mantenimiento.
Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica. (Aire)
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Emisiones de contaminantes a la atmósfera, constituidos por NOx, SOx, HC, CO, producto de la combustión interna de los motores de maquinaria y equipo
E1 E2
Los contratistas que lleven a cabo las obras de preparación del sitio y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas 1 y 2, deberán emplear equipo reciente y con tecnología de punta con el objeto de evitar descomposturas, baja eficiencia, y contaminación. Deberá darse mantenimiento preventivo y correctivo a la maquinaria y equipo a utilizar, incluyendo los vehículos automotores Para lo anterior el contratista deberá llevar una bitácora de mantenimiento preventivo y correctivo para cada unidad empleada, la cual deberá ser presentada mensualmente al supervisor de PEMEX-Refinación para su firma de conformidad. Así mismo para el caso de vehículos automotores sujetos al programa federal de verificación vehicular, además de lo anterior, el contratista deberá presentar a PEMEX-Refinación semestralmente el comprobante de verificación vehicular de cada unidad. Tanto la bitácora de mantenimiento como las fotocopias de los comprobantes de verificación vehicular deberán estar disponibles para consulta por parte de las autoridades ecológicas en la residencia de construcción. Los contratistas deberán cumplir con todo lo estipulado en el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200.
P
Generaciones atmosféricas provenientes de quemadores
E3 PEMEX-Refinación, deberá cumplir con los parámetros establecidos por norma para las emisiones por fuentes fijas, deberá integrar estas emisiones en la LAU
P
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 219
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
elevados y calentadores en el proceso productivo de las Plantas desulfuradoras Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras y materiales de construcción
E1 E2
Con la finalidad de evitar o disminuir la generación de partículas suspendidas por el movimiento de tierras el contratista que lleva a cabo las obras de preparación del sitio y construcción, deberá mantener el terreno húmedo mediante el riego constante de la zona de trabajo.
P
Emisión de ruidos de maquinaria y equipo de construcción
E1 E2
Aunque no se trata de una fuente fija, se recomienda evitar la generación de ruido superior a los 68dB de 6;00 a 18:00 hrs y de 65dB de 18:00 a 6:00 hrs. Dentro de la obra se manejaran turnos de trabajo con jornadas de 8 horas. Se verificará que los equipos cuenten con sistemas de reducción de ruido (mofles y silenciadores) operando adecuadamente
P
Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica. (suelo)
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Manejo de combustibles en el área del proyecto.
E1 E2
En caso de requerirse el almacenamiento temporal de combustibles en el área de trabajo, además de observar la normatividad específica para el transporte y almacenamiento de combustible emitida por la SCT, deberán realizarse las actividades y medidas de seguridad pertinentes con el objeto de poder controlar cualquier incidente o derrame accidental y cumplir en todo momento con el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200. Asimismo se deberá conocer el procedimiento para la atención de derrames accidentales de PEMEX-Refinación
P R
Generación de residuos domésticos por trabajadores
E1 E2 E3
Todos los trabajadores de la Cía. que lleva a cabo la obra de construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas deberán cumplir con la normatividad interna de PEMEX-Refinación, y deberán depositar sus residuos dentro de los contenedores colocados por la contratista dentro de la Refinería para tal fin. Así mismo los trabajadores asignados a esta área una vez que entre en operación deberán depositar sus residuos en los sitios asignados.
P
Generación de residuos producto de los trabajos de despalme y nivelación
E1 Los residuos de los trabajos de preparación del sitio serán manejados de acuerdo a los procedimientos establecidos por la compañía contratista. Manejados por empresas autorizadas para el manejo de residuos no peligrosos y transportados con los permisos correspondientes de las autoridades ambientales.
P
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 220
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Generación de residuos peligroso por mantenimiento de la maquinaria
E1 E2
El mantenimiento a maquinaria y equipo de construcción deberá llevarse a cabo en talleres externos a la refinería para evitar la contaminación del suelo dentro de la misma. Los residuos peligrosos generados durante estas etapas, deberán ser almacenados en tambos de 200l, con tapa, señalizados y enviados a resguardo en el sitio asignado o almacén temporal residuos peligrosos de la compañía contratista para su posterior disposición de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.
P
Generación y manejo de residuos peligrosos( grasas, aceites, catalizadores gastados)
E3 Los residuos peligroso generados en las Plantas Hidrodesulfuradoras de gasolina catalítica, serán enviados al almacén de residuos peligrosos de la refinería para su posterior envío a tratamiento o disposición según sea el caso. Deberá llevarse el control de los manifiestos de entrega-recepción de residuos peligrosos y bitácoras correspondientes. Los catalizadores gastados serán enviados al proveedor de los mismos para recuperación de materiales, previo cumplimiento de trámites legales para su envío fuera del país.
P RC
Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica. (Agua)
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Generación de aguas residuales por trabajadores en la construcción
E1 E2
rán letrinas portátiles y se contratarán los servicios de empresas con n vigente para el manejo, transporte, tratamiento o disposición final de residuales sanitarias.
RC
Generación de aguas residuales industriales (aguas amargas)
E3 La refinería cuenta con planta de tratamiento de aguas amargas, por lo que el agua amarga generada en este proceso durante la operación normal será enviada a la misma para su tratamiento y reuso en otras actividades productivas o en su caso agua contra-incendio. También se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes para el reuso de agua de proceso y drenajes aceitosos.
R RC
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
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Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica. (Flora)
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Derribo de árboles y desmonte le áreadel proyecto
E1 Aún cuando las especies vegetales a derribar no tienen una talla significativa, como medida de compensación, se llevarán acabo las acciones que indique la autoridad competente.
C
Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas
desulfuradoras de gasolina catalítica. (Paisaje)
Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida
Alteración del paisaje por obras
E1 E2
Se delimitará la zona de trabajo para evitar el ingreso de personal ajeno a esta obra y también para evitar la interferencia con las actividades normales de la Refinería.
P
VI.2 Impactos residuales
Se debe considerar que aún aplicando medidas de mitigación y control existen
impactos que no pueden ser evitados y son considerados como impactos
residuales. Se describen a continuación por componente ambiental los impactos
esperados y los que se consideran serán impactos residuales.
VI.2.1 Atmósfera
En este rubro se esperan los siguientes impactos:
• Emisiones atmosféricas por maquinaria y equipo y por actividades de pavimentación y circulación de vehículos una vez en operación.
• Emisiones atmosféricas una vez que se establezcan las plantas desulfuradoras de gasolinas ya que cuentan con fuentes fijas
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 222
• Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras
• Emisión de ruidos por maquinaria
La mayor parte de estos impactos son de carácter temporal, ya que dejaran de
producirse una vez concluida la obra y se dispersarán gradualmente.
En cuanto a las emisiones que pudieran generarse por las plantas desulfuradoras
de gasolinas 1 y 2, aún contando con sistemas de control, es muy probable que
se genere un impacto a la calidad del aire que persistirá mientras la fuente esté
en operación pudiendo considerarlo como un impacto residual.
VI.2.2 Suelo
• Generación de residuos de construcción
• Derrame por mal manejo de combustibles en el área
• Generación de residuos en operación
• Generación de residuos peligrosos
Todos los posibles impactos al suelo cuentan con medidas de prevención, control
y mitigación, sin embargo la generación de basura y su acumulación en rellenos
sanitarios así como la disposición de residuos peligrosos en confinamientos
controlados puede considerarse como un impacto residual.
VI.2.3 Agua
En este rubro se tiene
• Uso del agua
• Generación de aguas residuales
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”
Refinería “Miguel Hidalgo” Página 223
El uso de cierta cantidad de agua para el proceso y la descarga de la misma aún
tratada representan un impacto sobre la calidad del agua original, por lo que se
puede considerar un impacto residual.
INDICE CAPITULO VII
VII PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE
ALTERNATIVAS................................................................................................. 224
VII.1 PRONÓSTICO DEL ESCENARIO............................................................... 224
VII.2 PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL.................................................. 224
VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción................. 224
VII.3 CONCLUSIONES ................................................................................... 228
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones
complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 224
VII PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE
ALTERNATIVAS
VII.1 Pronóstico del escenario
Una vez instaladas las plantas desulfuradoras de gasolinas en la Refinería, estas
estarán integradas a los procesos de la misma y formarán parte del grupo de
plantas que conforman la refinería.
En cuanto al impacto global que el establecimiento de estas plantas producirá,
cabe mencionar que al tener combustibles más limpios, se reducirán
significativamente las emisiones provenientes de vehículos automotores, elevando
así la calidad de vida de los habitantes de las zonas más pobladas de la
República.
VII.2 Programa de vigilancia ambiental
Los objetivos del programa de vigilancia ambiental son principalmente:
• Vigilar que, en relación con el medio, cada actividad o etapa de la obra se
realice según el proyecto y según las condiciones en que ha sido autorizado
• Determinar la eficacia de las medidas de protección ambiental que han sido
propuestas y en su caso corregirlas.
VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción
Durante esta fase, el programa de vigilancia ambiental establece que para el
correcto funcionamiento del mismo, habrá vigilancia sobre los siguientes
indicadores de impacto.
• Seguimiento a las emisiones de polvo y ruido
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones
complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 225
• Seguimiento de afectaciones del suelo
• Seguimiento de afectaciones a la flora y fauna
Para el seguimiento de las emisiones de polvo, producidas en su mayor parte por
la maquinaria que trabaja en las obras durante las etapas de preparación del sitio
y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 se
realizarán visitas periódicas semanales sin previo aviso a todas las zonas donde
se localicen las fuentes emisoras. En esas visitas se observará si se cumplen las
medidas adoptadas como son:
• Regar las superficies donde potencialmente puede haber una
cantidad superior de polvo.
• Velocidad reducida de los camiones que trabajen en la obra.
• Vigilancia de las operaciones de carga, descarga y transporte del
material.
• Todos los vehículos automotores utilizados (camiones, camionetas,
vehículos de carga, etc.), deberán contar con su certificado de
verificación de contaminantes y/o registro de última afinación.
Las inspecciones se realizarán una vez por semana, en las horas del día donde
las emisiones de polvo se consideren altas. Como norma general, la primera
inspección se realizará antes del comienzo de las actividades para tener un
conocimiento de la situación previa y poder realizar comparaciones posteriores.
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En cuanto al suelo, las tareas que pueden afectar los suelos son, sobretodo, las
actividades durante la etapa de despalme, rellenos y cortes de todas las
superficies necesarias para la ejecución de las obras.
Se realizaran visitas periódicas para poder observar directamente el cumplimiento
de las medidas establecidas para minimizar el impacto, evitando que las
operaciones se realicen fuera de las zonas señaladas para ello.
Durante las visitas se observará:
• La vigilancia en el despalme inicial y cualquier otro movimiento de tierra
para minimizar el fenómeno de la erosión y evitar la posible inestabilidad
de los terrenos más allá de lo necesario.
En cuanto a las afectaciones a flora y fauna, se mantendrá una supervisión
continua para constatar que los residuos del desmonte sean triturados y utilizados
en los rellenos de la misma obra. Así mismo se vigilará el respeto a las especies
animales que pudieran transitar por el sitio evitando caza y captura de especies.
Durante la Fase de Operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas
catalíticas 1 y 2
• Seguimiento a emisiones atmosféricas y ruido
• Seguimiento a generación de aguas residuales
• Seguimiento a generación y manejo de residuos peligrosos y no
peligrosos
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En esta etapa las plantas contarán con sus propios sistemas de monitoreo para
observar el cumplimiento de la normatividad ambiental vigente y serán integradas
a la Cédula de Operación Anual de la Refinería para mantener registradas sus
emisiones ante la SEMARNAT.
La refinería cuenta con un departamento de seguridad industrial y protección
ambiental, las nuevas plantas desulfuradoras serán incluidas en sus programas de
vigilancia, mantenimiento, monitoreo y administración ambiental.
Las plantas deberán contar con procedimientos para el manejo y control
ambiental, y con procedimientos de seguridad.
Todos los residuos sólidos generados en las plantas desulfuradoras serán
enviados a los almacenes temporales que le correspondan y manejados de
acuerdo a normas y procedimientos internos de la Refinería.
Por su parte dentro de las actividades de operación de las plantas desulfuradoras
se contarán con indicadores ambientales como medidas de control del desempeño
ambiental de las propias plantas, los indicadores ambientales incluirán controles
en materia de emisiones, generación y disposición de residuos sólidos y
peligrosos por unidad de producción y controles mediante auditorias ambientales
continuas tanto a sus procesos como a las actividades de mantenimiento, es
importante que el seguimiento que se de a los indicadores que sean establecidos
sean reportados como parte del desempeño ambiental de la operación de las
plantas.
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VII.3 Conclusiones
Como está señalado en el Plan Nacional de Desarrollo, el proyecto se inserta en la
política de planeación tanto estatal como nacional, como una alternativa que
permitirá elevar las condiciones de vida de la población al mejorar la calidad de
los combustibles, tanto para el consumo doméstico como para el industrial.
Por todo lo anteriormente expuesto, y de acuerdo a la identificación, descripción y
evaluación de los impactos ambientales generados por la construcción de las
plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 el proyecto en cuestión
reviste un significativo beneficio para el país considerando los efectos positivos
que al ámbito económico, social y de sustentabilidad ambiental se producen;
además por una parte se da cumplimiento a las disposiciones establecidas por el
gobierno federal a través de la norma oficial mexicana NOM-086-SEMARNAT-
SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero del 2006 que requiere el suministro
de gasolina con bajo contenido de azufre en las áreas metropolitanas de la Ciudad
de México, Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008, y para el resto
del país a partir de enero del 2009, lo que sin duda implica un beneficio en el
ambiente ya de por si afectado por el consumo de combustibles para el uso de
vehículos automotores.
Por otra parte bajo un esquema de ordenamiento ecológico el cual se basó en el
análisis de la relación sociedad-naturaleza y de su marco espacial, lo que de
acuerdo a lo señalado, permitirá promover el desarrollo sustentable para el
territorio en concordancia y de acuerdo a la Ley General del Equilibrio Ecológico y
la Protección al Ambiente, la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente
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del estado de Hidalgo y en otras leyes, decretos y regulaciones federales y
estatales, se impulsa de esta manera la economía del Estado, sin causar efectos
significativos al Ecosistema de la Región, toda vez que la construcción de las
plantas se realizará dentro de las Instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo,
ubicada en el Municipio de Tula, Hgo., donde el medio ha sido previamente
modificado y los impactos al ambiente (aire, Suelo, agua, etc.) serán únicamente
de carácter temporal, en tanto que los beneficios generados tendrán un mayor
significado, tanto desde el punto de vista de sustentabilidad ambiental, como
socioeconómico.
Finalmente desde un punto de vista general, la construcción de estas plantas,
contribuirá al abatimiento en la importación de gasolinas, redundando en un ahorro
considerable para la nación.
Considerando lo anteriormente expuesto se concluye que el proyecto es
ambientalmente VIABLE y Socio-económicamente DESEABLE.
INDICE CAPITULO VIII
VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES. ............................................................. 230
VIII.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN ............................................................. 230 Planos definitivos ......................................................................................... 230
Fotografías ................................................................................................... 230
VIII.2 OTROS ANEXOS .................................................................................. 230 VIII.3 GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................... 230 VIII.4 BIBLIOGRAFÍA..................................................................................... 252
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VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y
ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN
SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES.
VIII.1 Formatos de presentación
Planos definitivos
Se anexan Diagramas de flujo de proceso anexo 13
Se anexan Planos del sistema contra incendio anexo 14
Se anexan planos de cimentación anexo 11
Se anexan cartas geográficas (anexos 17 al 21)
Fotografías
Se anexa álbum fotográfico anexo 16
VIII.2 Otros anexos
Se anexa documentación legal del promovente (anexos 2 y 3)
Se anexa documentación del responsable técnico del estudio (anexo 4)
VIII.3 Glosario de términos
• ACIDIFICACIÓN. Es el incremento de los iones de hidrógeno, comúnmente
expresado como pH, en un medio del ambiente.
• ACTIVIDAD RIESGOSA: Toda acción u omisión que ponga en peligro la
integridad de las personas o del ambiente, en virtud de la naturaleza,
características o volumen de los materiales o residuos que se manejen, de
conformidad con las normas oficiales mexicanas, los criterios o listados en materia
ambiental que publiquen las autoridades competentes en el Diario Oficial de la
Federación
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• AEROSOLES. Suspensión en el aire u otro medio gaseoso de partículas
sólidas o líquidas, de tamaño generalmente menor a una micra, que, por lo mismo,
tienen una velocidad de caída insignificante y tienden a asentarse.
• AGUA (USO CONSUNTIVO EN LA INDUSTRIA). Extracto de agua que no
está disponible para su uso debido a que ésta se ha evaporado, transpirado o fue
incorporada en productos industriales. Se excluye la pérdida de agua durante su
transportación, entre el punto de extracción y el de uso.
• AGUA CONTAMINADA. Presencia en el agua de material dañino e
inconveniente obtenido de las alcantarillas, desechos industriales y del agua de
lluvia que escurre en concentraciones suficientes y que la hacen inadecuada para
su uso.
• AGUA DULCE. Agua que generalmente contiene menos de 1 000
miligramos por litro de sólidos disueltos.
• AGUA DURA. Agua alcalina que contiene sales disueltas que interfieren
con algunos procesos Industriales e impiden que el jabón haga espuma.
• AGUA RESIDUAL. Agua contaminada, proveniente de las unidades
industriales, de los hogares, o agua de lluvia contaminada por los asentamientos
urbanos.
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• AGUAS SUBTERRÁNEAS. Agua dulce encontrada debajo de la superficie
terrestre, normalmente en mantos acuíferos, los cuales abastecen a pozos y
manantiales.
• AGUAS SUPERFICIALES. Toda el agua expuesta naturalmente a la
atmósfera (ríos, lagos, depósitos, estanques, charcos, arroyos, presas, mares,
estuarios, etcétera) y todos los manantiales, pozos u otros recolectores
directamente influenciados por aguas superficiales.
• ALCALINIDAD. Capacidad cuantitativa de los medios acuosos para
reaccionar ante los iones hidróxidos. La alcalinidad es un fenómeno que
representa la capacidad de neutralización ácida de un sistema acuoso.
• AMBIENTE. El conjunto de elementos naturales y artificiales o inducidos por
el hombre que hacen posible la existencia y desarrollo de los seres humanos y
demás organismos vivos que interactúan en un espacio y tiempo determinados.
(LGEEPA).
• ÁREA FORESTAL PROTEGIDA (CON FUNCIONES DE CONSERVACIÓN
Y USO BIOLÓGICO). El bosque u otro territorio arbolado, cuya función
predominante, en combinación o individualmente, es proteger el suelo contra la
erosión, controlar los flujos de agua, purificar el aire, proteger del viento, abatir el
ruido, preservar los hábitat, proteger las especies de flora y fauna, preservar los
forrajes naturales de la fauna silvestre y otros usos biológicos.
• ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS. Son “zonas del territorio nacional y
aquellas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción, en donde los
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ambientes originales no han sido significativamente alterados por la actividad del
ser humano o que requieren ser preservadas y restauradas.” (LGEEPA).
• ATMÓSFERA. Mezcla invisible de gases, partículas en suspensión de
distinta clase y vapor de agua, cuya composición relativa, densidad y temperatura
cambia verticalmente. Esta mezcla envuelve a la Tierra a la cual se mantiene
unida por atracción gravitacional; en ella se distinguen varias capas cuyo espesor
global es de aproximadamente 1 200 kilómetros.
• AUDITORIA AMBIENTAL. Este es un instrumento previsto en la Ley
general de equilibrio ecológico y protección al ambiente, mediante el cual “los
responsables del funcionamiento de una empresa podrán en forma voluntaria, a
través de la auditoria ambiental, realizar el examen metodológico de sus
operaciones, respecto a la contaminación y al riesgo que generan, así como el
grado de cumplimiento de la normatividad ambiental y de los parámetros
internacionales y de buenas prácticas de operación e ingeniería aplicables, con el
objeto de definir las medidas preventivas y correctivas necesarias para proteger el
ambiente”.
• AZOLVE. Sustancia gelatinosa y viscosa que se acumula durante el
recorrido del agua a través de un conducto, resultado de la actividad de los
organismos en las aguas.
• BIOTA. Todas las especies de cosas vivas (plantas y animales) dentro de
un territorio o área especial. Se refiere al peso vivo de todos los organismos en
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una área particular o hábitat. Algunas veces es expresado como carga por unidad
de área de terreno o por unidad de volumen de agua.
• BIÓXIDO DE AZUFRE (SO2). Proviene de la quema de combustibles que
contienen azufre, principalmente combustóleo y en menor medida diesel. Es un
irritante respiratorio muy soluble, que en altas concentraciones puede resultar
perjudicial para los pulmones. El valor normado para este contaminante es de 0.13
ppm en promedio móvil de 24 horas.
• BIÓXIDO DE CARBONO (CO2). Gas incoloro, sin olor, no venenoso en
bajas concentraciones, aproximadamente 50 por ciento más pesado que el aire
del cual es un componente menor. Se forma por procesos naturales y también es
producido por la quema de combustibles fósiles. Es uno de los gases más
importantes causantes del efecto de invernadero. El valor normado para este
contaminante es de 11 ppm en promedio móvil de 8 horas.
• CALIDAD DEL AIRE (CRITERIO DE). Término que describe la relación
entre las concentraciones de contaminantes en el aire y sus efectos sobre la
salud.
• CLIMATOLOGÍA. Análisis y síntesis de datos acerca de las condiciones de
la atmósfera. Esta concepción se basa en observaciones meteorológicas durante
periodos de tiempo prolongados. Las variables climáticas que se usan con más
frecuencia son: temperatura, precipitación, presión atmosférica y evaporación.
• COMBUSTIÓN. 1) Ardiente o rápida oxidación, acompañada por emisión de
energía en forma de calor y luz. Es la causa básica de contaminación del aire. 2)
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Se refiere a la quema controlada de residuos en el que lo caliente altera
químicamente los componentes orgánicos, convirtiéndolos en inorgánicos
estables, tales como bióxido de carbono y agua.
• COMPENSACIÓN. El resarcimiento del deterioro ocasionado por cualquier
obra o actividad en un elemento natural distinto al afectado, cuando no se pueda
restablecer la situación anterior en el elemento afectado (LADF).
• COMPUESTO CARCINOGÉNICO (O CARCINÓGENO). Son compuestos
químicos complejos, responsables de la producción del cáncer en los pulmones,
uno de los más conocidos es el ‘Benzopireno’.
• COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV). Se generan por la
combustión de gas, combustóleo y principalmente gasolinas; su contribución a las
emisiones es baja en volumen, como lo es también su baja toxicidad, aunque son
dañinos a la salud en altas concentraciones. Los COV contribuyen a la formación
del ozono. Factor de tolerancia: 800.
• CONDICIONES PARTICULARES DE DESCARGA. Aquellas fijadas por la
Secretaría del Medio Ambiente que establecen respecto del agua residual, límites
físicos, químicos y biológicos más estrictos que las normas oficiales mexicanas
respecto de un determinado uso, usuario o grupo de usuarios o de un cuerpo
receptor de jurisdicción local (LADF).
• CONTAMINACIÓN. En general, se trata de la presencia de materia o
energía cuya naturaleza, ubicación o cantidad produce efectos ambientales
indeseables. En otros términos, es la alteración hecha por el hombre o inducida
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por el hombre a la integridad física, biológica, química y radiológica del medio
ambiente.
• CONTAMINANTE. Materia o sustancia, sus combinaciones o compuestos,
derivados químicos o biológicos (desechos orgánicos, sedimentos, ácidos,
bacterias y virus, nutrientes, aceite y grasa) así como toda forma de energía,
radiaciones ionizantes, vibraciones o ruido que al incorporarse y actuar en la
atmósfera, aguas, suelos, flora, fauna o cualquier elemento del ambiente alteran o
modifican su composición o afectan a la salud humana.
• CONURBACIÓN. Es un fenómeno del crecimiento de las áreas urbanas,
que se da mediante la unión entre localidades contiguas, que pueden pertenecer a
distintas jurisdicciones político-administrativas.
• CONVERTIDOR CATALÍTICO. Dispositivo idóneo para la reducción de la
contaminación del aire de los tubos de escape en los motores de los automóviles
ya sea por un proceso de oxidación o de reducción.
• CRITERIOS ECOLÓGICOS. Los lineamientos de carácter obligatorio
establecidos en la presente ley, para orientar las acciones de preservación y
restauración del equilibrio ecológico, el aprovechamiento sustentable de los
elementos naturales y la protección al ambiente; y que tendrán carácter de
instrumentos de política ambiental (LPADSEM).
• CUERPO RECEPTOR. La corriente, depósito de agua, el cauce o bien del
dominio público del Distrito Federal en donde se descargan, infiltran o inyectan
aguas residuales (LADF).
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• DECIBEL (dB). Unidad de medida para el volumen relativo del sonido,
aproximadamente el grado más pequeño de diferencia respecto del volumen
ordinario detectable por el oído humano, rango que incluye alrededor de 130
decibeles sobre una escala inicial de 1 para el sonido más agradable disponible.
En general, un sonido se duplica en volumen por cada incremento de 10
decibeles.
• DEFORESTACIÓN. Destrucción de los bosques de manera tal que se torna
imposible su reproducción natural.
• DEGRADACIÓN. Proceso por el cual un químico se reduce a su forma
menos compleja.
• DEMANDA BIOQUÍMICA DE OXÍGENO (DBO). Oxígeno disuelto y
requerido por los organismos para la descomposición aeróbica de la materia
orgánica presente en el agua. Da la proporción en que desaparece el oxígeno de
una muestra de agua y es utilizado como un indicador de la calidad de afluentes
residuales. Los datos utilizados para los propósitos de esta clasificación deberán
ser medidos en 20 grados Celsius y por un periodo de 5 días (DBO5).
• DEMANDA QUÍMICA DE OXÍGENO (DQO). Concentración de masa de
oxígeno consumido por la descomposición química de la materia orgánica e
inorgánica. La prueba DQO, como la prueba DBO, determinan el grado de
contaminación en un flujo. Los datos utilizados para el propósito de esta
clasificación deberán ser medidos a través del consumo de permanganato de
sodio (DQO-Mn).
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• DERRUMBES. Movimientos de masa con rocas de gran tamaño,
generalmente de miles de toneladas, producidos por un gran desprendimiento en
una ladera empinada de más de 20°, ocasionado por sismos o bien por
precipitaciones extraordinarias.
• DESARROLLO SUSTENTABLE. Proceso evaluable mediante criterios e
indicadores de carácter ambiental, económico y social que tiende a mejorar la
calidad de vida y la productividad de las personas, que se funda en medidas
apropiadas de preservación del equilibrio ecológico, protección del ambiente y
aprovechamiento de recursos naturales, de manera que no se comprometa la
satisfacción de las necesidades de las generaciones futuras.
• DESECHOS (GENERACIÓN DE). Incluye desechos peligrosos, así como
los desechos que son reciclados y reutilizados en otros sitios distintos a aquellos
en que fueron generados. Aunque en principio los productos primarios no son
considerados en esta clasificación, el producto final puede volverse desecho,
siempre y cuando éste no sea comercializable.
• DESECHOS (MANEJO DE). Este término se aplica a los sistemas
racionales, integrados y amplios, encaminados al logro y mantenimiento de una
calidad ambiental aceptable. Cubre actividades como: formulación de políticas,
desarrollo de normas de calidad del medio ambiente; prescripción de tasas de
emisiones; instrumentación, monitoreo y evaluación de varios aspectos del medio
ambiente. Las medidas de corrección y protección se basan en estos reportes.
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• DESECHOS (RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE). Acopio de desechos
ya sea por los servicios municipales o instituciones similares, o por corporaciones
privadas o públicas, empresas especializadas o el gobierno en general, y su
transporte al lugar de tratamiento o descarga. La recolección del desperdicio
municipal puede ser selectiva (realizada específicamente para un tipo de producto)
o no diferenciada (cubriendo al mismo tiempo cualquier desecho). La limpieza de
las calles puede considerarse como parte de la recolección de desechos de las
calles. Están excluidos los servicios de invierno, por ejemplo, la remoción de
nieve.
• DESECHOS INDUSTRIALES. Desperdicios orgánicos e inorgánicos
descargados por empresas industriales o comerciales. Los desperdicios orgánicos
en gran escala tienen su origen en las industrias de alimentos, lecherías,
empacadoras de pescado, fábricas de cerveza, fábricas de papel, procesos
petroquímicos, fábricas textiles y lavanderías. Los desechos inorgánicos incluyen
ácidos, álcalis, cianuros, sulfuros y sales de arsénico, plomo, cobre, cromo y zinc.
• DESECHOS PELIGROSOS. Residuos de productos generados por las
actividades humanas, que ponen sustancial o potencialmente en peligro la salud
humana o el medio ambiente cuando son manejados inadecuadamente. Poseen al
menos una de las siguientes características: inflamable, corrosivo, reactivo o
tóxico.
• DESECHOS SÓLIDOS. Materiales inútiles y dañinos (algunas veces
peligrosos). Incluyen la basura municipal, los desechos generados por las
actividades comerciales e industriales, el lodo de las aguas negras, los
desperdicios resultantes de las operaciones agrícolas y de la cría de animales y
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otras actividades relacionadas, los desechos por demolición y los residuos de la
minería. Los desechos sólidos también se refieren a los líquidos y gases en
envases.
• DISPOSICIÓN DE DESECHOS. Colocación final o destrucción, en lugares
habilitados aprobados, de los desperdicios tóxicos, radioactivos u otros; los
pesticidas excedentes o prohibidos u otros químicos; suelos contaminados y
tambos con material peligroso proveniente de acciones de eliminación o emisiones
accidentales.
• DRENAJE. Sistema que ha sido empleado tradicionalmente para recolectar
el agua del drenaje municipal en alcantarillas de gravedad y conducirla a una
planta de tratamiento central primaria o secundaria previo a su descarga en las
aguas superficiales.
• ECOSISTEMA. La unidad funcional básica de interacción de los organismos
vivos entre sí y de éstos con el ambiente, en un espacio y tiempo determinados.
• EDAFOLOGÍA. Ciencia que trata sobre el origen y desarrollo de los suelos,
sus propiedades y localización geográfica. Sus conceptos se basan en estudios
sobre la génesis de los suelos, sus propiedades físicas, químicas, mineralógicas y
biológicas.
• EMERGENCIA ECOLÓGICA. Situación derivada de actividades humanas o
fenómenos naturales que afecten severamente a uno o varios ecosistemas
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• EMISIÓN. Contaminación descargada en la atmósfera procedente de los
tubos de escape, otros respiraderos o salidas de emisiones, así como de
instalaciones comerciales o industriales, de chimeneas residenciales; y de
vehículos de motor, escapes de locomotoras o aeronaves.
• EMISIONES ATMOSFÉRICAS (INVENTARIO DE). Listado por fuente de
emisión de la cantidad de contaminantes descargados en la atmósfera de una
comunidad. Se utiliza para establecer factores de emisiones.
• FLUOROCARBONO. Gas utilizado como propulsor en los aerosoles; se ha
probado que este gas está reduciendo la capa de ozono que protege a la
atmósfera.
• FLUORURO. Componentes disueltos, sólidos o gaseosos, que contienen
flúor y que resulta de procesos industriales.
• FUENTES FIJAS. Los establecimientos industriales, mercantiles y de
servicios y los espectáculos públicos que emitan contaminantes al ambiente,
ubicados o realizados, según corresponda, en el Distrito Federal (LADF).
• FUENTES MÓVILES. Los vehículos automotores que emitan
contaminantes al ambiente (LADF).
• GASES DE ESCAPES. Producidos por la quema de petróleo (gasolina) en
los motores de combustión. Los gases de escapes son dañinos a los seres
humanos, a las plantas y a los animales.
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• GASES TÓXICOS. Los magmas contienen gases en solución que son
liberados en la erupción, están constituidos por vapor de agua, bióxido y monóxido
de carbono así como varios compuestos de azufre, cloro, flúor, hidrógeno y
nitrógeno.
La absorción de los gases por partículas finas y por las gotas de lluvia, pueden
conducir a irritación en la piel humana y daños en las plantas y animales.
• GASOLINAS FÓSILES. Se refiere al carbón, petróleo y gas natural. Se
llaman así debido a que son derivados de los sobrantes de plantas y vida animal
antiguas.
• GEOLOGÍA. Ciencia que estudia la composición, estructura y desarrollo de
la corteza terrestre y sus capas más profundas.
• HÁBITAT. Lugar y sus alrededores, tanto vivos como no vivientes, donde
habita una población determinada; por ejemplo, humanos, plantas, animales,
microorganismos.
• HIDROCARBUROS. Compuestos de hidrógeno y carbón en varias
combinaciones, las cuales están presentes en la gasolina fósil. Varios de estos
compuestos son los principales contaminantes del aire; algunos pueden ser
cancerígenos y otros contribuyen al humo fotoquímico.
• HIDRÓGENO (SULFURO DE) O ÁCIDO SULFHÍDRICO (HS). Gas emitido
durante la descomposición orgánica y también como resultado del refinamiento y
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quema del petróleo; su olor es parecido al de los huevos podridos y en
concentraciones espesas pueden ocasionar enfermedades.
• HIDROLOGÍA. Ciencia que estudia los fenómenos y procesos que
transcurren en la hidrosfera. Se subdivide en hidrología superficial, hidrología
subterránea y oceanología. En cada caso, estudia el régimen y el balance hídrico,
la dinámica del agua, los procesos termales y las sustancias agregadas. Estudia el
ciclo del agua en la naturaleza, la influencia sobre el mismo de la actividad
humana, y su evolución en territorios determinados y en la tierra en conjunto.
• IMPACTO ECOLÓGICO. El impacto del hombre o de las actividades
naturales sobre los organismos vivientes y sus ambientes no vivientes (abióticos).
• INCINERACIÓN. Tratamiento térmico del desecho, durante el cual la
energía químicamente fija de la materia quemada se transforma en energía
térmica. Los compuestos combustibles son trasformados en gases de combustión
y son emitidos a través de chimeneas. La materia inorgánica no combustible
permanece en forma de escoria y ceniza que se desvanece.
• INDICADOR AMBIENTAL. Es un parámetro o valor derivado de parámetros
generales, que describe de manera sintética las presiones, el estado, las
respuestas y/o tendencias de los fenómenos ecológicos y ambientales, cuyo
significado es más amplio que las propiedades asociadas directamente al valor del
parámetro.
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• INFILTRACIÓN. Penetración del agua a través de la superficie terrestre
hacia el subsuelo o la penetración del agua desde el suelo a las alcantarillas u
otras tuberías a través de juntas, conexiones o túneles defectuosos.
• INVERNADERO (EFECTO DE). Calentamiento de la atmósfera terrestre
ocasionado por la generación de bióxido de carbono u otros gases residuales. Los
científicos sostienen que esta acumulación de gases genera, mediante la luz
proveniente de los rayos solares, el calentamiento de la tierra, dado que dichos
gases interceptan parte del calor irradiado por la Tierra hacia el espacio exterior.
• INVERSIÓN TÉRMICA. Fenómeno físico que suele presentarse con mayor
frecuencia durante los meses de invierno y que se produce en función de la
diferencia de temperaturas que se registran en la composición de la atmósfera.
En condiciones normales, las capas de aire más frío se encuentran arriba y las
calientes abajo. Cuando se da la inversión, se forma una capa de aire caliente
entre dos de aire frío, de tal manera que el aire frío no puede ascender a través
de la capa cálida. Esto provoca que los contaminantes producidos en la
superficie de la tierra queden atrapados en la capa inferior que no circula, trayendo
consecuencias graves sobre la salud de los seres vivos, particularmente del
hombre. El fenómeno desaparece hasta que la capa de inversión se dispersa, lo
cual sucede normalmente durante el día, cuando los rayos solares calientan la
tierra y, por tanto, se calienta también la capa inferior de aire frío.
• LIXIVIADOR. Líquido que resulta del agua que escurre a través de los
desechos agrícolas, de los insecticidas o de los fertilizantes. La lixiviación puede
ocurrir en las áreas de cultivos, en predios de desechos de alimentos y tierras de
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rellenos y pueden resultar sustancias peligrosas al mezclarse con aguas
superficiales y/o subterráneas o con el suelo.
• LLUVIA ÁCIDA. Complejo fenómeno químico y atmosférico, con un bajo pH
(frecuentemente debajo de 4.0), que ocurre cuando las emisiones de compuestos
de sulfuro y nitrógeno y de otras substancias son transformadas por un proceso
químico en la atmósfera, en ocasiones lejos de las fuentes originales y luego
depositadas en la tierra en forma seca o húmeda. La sequedad o humedad
desprendida de todas esas sustancias tiene el potencial de incrementar la acidez
del medio receptor. La forma húmeda, conocida popularmente como “lluvia ácida”,
cae como lluvia, nieve o niebla. Las formas secas son gases o partículas ácidas.
• LODO ACTIVADO INSALUBRE. Lodo activado que no reacciona fácilmente
ya sea debido a la presencia de químicos tóxicos en el drenaje o al poco aire que
entra en el tanque de aireación.
• LODO. Semisólido obtenido como resultado de los procesos de tratamiento
del aire contaminado o del agua de desecho o de las aguas negras.
• MANEJO. Conjunto de actividades que incluyen, tratándose de recursos
naturales, la extracción, utilización, explotación, aprovechamiento, administración,
conservación, restauración, desarrollo, mantenimiento y vigilancia; o tratándose de
materiales o residuos, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento,
reuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final (LADF).
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Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente
tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,
cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.
• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se
encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también
emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y
pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la
acumulación de gases de efecto invernadero.
• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a
través de varios medios.
• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro
subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio
ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos
especificados.
• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,
producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en
muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad
por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.
• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o
tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y
Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del
Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles
que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de
bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y
además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia
(LPADSEM).
• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin
es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de
lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento
sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de
deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.
• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las
disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de
los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las
actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las
normas de ordenación (LDUDF).
• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico
o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de
azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.
• OXIDANTE. Cualquier sustancia que contenga oxígeno y que reaccione
químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los
contribuyentes primarios al humo fotoquímico.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por
la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes
en el aire.
• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del
nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido
en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este
contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles
medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros
daños. Su factor de tolerancia es 300.
• OXIGENACIÓN. Disolución de oxígeno en el agua, particularmente para el
tratamiento de las aguas negras y prevenir los olores de las aguas añejas.
• MERCURIO. Metal pesado que se acumula y puede biomagnificarse en el
ambiente y que es altamente tóxico si se aspira o se ingiere.
• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente
tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,
cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.
• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se
encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también
emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y
pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la
acumulación de gases de efecto invernadero.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a
través de varios medios.
• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro
subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio
ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos
especificados.
• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,
producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en
muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad
por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.
• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o
tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y
Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del
Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,
especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles
que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de
bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y
además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia
• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin
es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de
lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de
deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.
• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las
disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de
los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las
actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las
normas de ordenación (LDUDF).
• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico
o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de
azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.
• OXIDANTE. Cualquier sustancia que contenga oxígeno y que reaccione
químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los
contribuyentes primarios al humo fotoquímico.
• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por
la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes
en el aire.
• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del
nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido
en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este
contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles
medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros
daños. Su factor de tolerancia es 300.
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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• PARQUES NACIONALES (RESERVAS). Son áreas donde la naturaleza es
protegida por medio de reglamentos regulatorios expedidos por los gobiernos. Los
parques ayudan a la investigación científica y al mejoramiento del paisaje y el
ambiente.
• PARTÍCULAS SUSPENDIDAS TOTALES (PST). Es el indicador utilizado
en México para evaluar la concentración de todas las partículas en la atmósfera.
En su mayoría, las PST provienen de la erosión del suelo; aproximadamente el
20% proviene de los procesos de combustión y otras se forman en la atmósfera a
partir de otros contaminantes. Factor de tolerancia: 150.
• PLAN DE CONTINGENCIA. Documento que establece un curso de acción
organizado, planeado y coordinado para ser seguido en caso de incendio,
explosión o algún otro accidente que emita tóxicos químicos, desperdicios
peligrosos o materiales radioactivos que amenacen la salud humana o el medio
ambiente.
• PLANEACIÓN DEL ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Proceso permanente
y continuo de formulación, programación, presupuestación, ejecución, control,
fomento, evaluación y revisión del ordenamiento territorial.
• PLATAFORMAS O PUERTOS DE MUESTREO. Instalaciones que permiten
el análisis y medición de las descargas de contaminantes o materiales de una
fuente fija a la atmósfera, agua, suelo subsuelo, de acuerdo con las normas
oficiales (LADF).
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• PM-10. Indicador para evaluar la cantidad de materia sólida o líquida
suspendida en la atmósfera, menores a 10 micrómetros de diámetro, las cuales
pueden penetrar a los pulmones.
• POLÍTICA AMBIENTAL. Conjunto de principios y conceptos que dirija y
orienten las acciones públicas hacia los diferentes sectores de la sociedad, para
alcanzar los fines de protección ambiental y aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales, conciliando los intereses públicos y sociales en una relación de
autoridad y obediencia que el Estado impone en nombre de las exigencias del
conjunto (LPADSEM).
• PRESERVACIÓN. El conjunto de políticas y medidas para mantener las
condiciones que propicien la evolución y continuidad de los ecosistemas y hábitat
naturales, así como conservar las poblaciones viables de especies en sus
entornos naturales y los componentes de la biodiversidad fuera de su hábitat
natural (LPADSEM).
VIII.4 Bibliografía.
• Vidal Zepeda R, Las Regiones Climáticas de México, Temas Selectos de
Geografía de México, Instituto de Ingeniería de la UNAM,
• Alvarez Jr. M. (1961) Provincias fisiográficas de la República Mexicana
boletín No.2 Sociedad Geológicas Mexicanas.
• CONESA FDEZ.-VITORA, 2003, Guía Metodológica para la Evaluación del
Impacto Ambiental, 3ª. Edición, Mundi-Prensa. 412pp.
• INEGI, página web; II Conteo de Población y Vivienda 2005.
www.inegi.gob.mx
MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 253
• INEGI, Carta Topográfica 1:50,000, F14C89, Mixquiahuala, 1996.
• INEGI, Carta Hidrológica de aguas superficiales, 1:250,000, F14-
11,Pachuca
• GOBIERNO DEL ESTADO DE HIDALGO, Anuario Estadístico de Hidalgo,
Edición 2005.
• CONSEJO ESTATAL DE ECOLOGIA, Gobierno del Estado de Hidalgo,
Indicadores Ambientales del Estado de Hidalgo, 2003
• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO., Plan de desarrollo
Urbano de Tula Hidalgo, 1993.
• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO. Reglamento
Municipal de Ecología, 2000-2003
• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO. Reglamento
Municipal de Obras Públicas y Construcciones, 2002
• PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA, Plan Nacional de Desarrollo 2007-
2012
• UNDP, Indicadores Básicos del Desempeño Ambiental de México, 2005.
INDICE CAPITULO I
I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE
LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL .......................1
I.1 PROMOVENTE ................................................................................... 1
I.1.1 Nombre o Razón Social................................................................ 1
I.1.2 Registro Federal de contribuyentes .............................................. 1
I.1.3 Nombre y cargo del responsable técnico del estudio ................... 1
I.1.4 Registro Federal de contribuyentes y cédula única de registro de
población del representante legal ............................................................... 1
I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir
u oír notificaciones ....... ...............................................................................2
I.1.6 Actividad productiva principal ....................................................... 2
I.1.7 Número de trabajadores equivalente............................................ 2
I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional ...................................... 3
I.2 RESPONSIBLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO
AMBIENTAL .................................................................................................. 3
I.2.1 Nombre o razón social.................................................................. 3
I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes, CURP, número de cédula
profesional del responsable de la elaboración del estudio de riesgo
ambiental .................................................................................................... 3
I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio de riesgo
ambiental. ................................................................................................... 4
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
I.1 Proyecto
Construcción de dos Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No. 1 y No. 2 (ULSG 1 y 2), para procesar 30,000 Barriles por Día de carga cada una,
en la Refinería Miguel Hidalgo en Tula de Allende Hidalgo
I.1.1 Nombre o Razón Social
PEMEX REFINACIÓN
Refinería Miguel Hidalgo.
Copia del decreto en el anexo 1
I.1.2 Registro Federal de contribuyentes
I.1.4 Registro Federal de Lector del representante legal
Copia en el anexo 1.
Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal
para recibir u oír notificaciones
I.1.6 Actividad productiva principal
Procesos industriales de la refinación, elaboración de productos petrolíferos y
de derivados del petróleo, que sean susceptibles de servir como materias
primas industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución y
comercialización de los productos y los derivados mencionados.
I.1.7 Número de trabajadores equivalente
El proyecto requerirá de:
Total de trabajadores aproximadamente 58.4
Trabajadores administrativos aproximadamente 17.5
Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional
$ 1,989,000,000.00 M.N
En este presupuesto se tiene considerados los costos que se tendrán para
atender actividades para minimizar los efectos que se puedan generar en las
etapas de construcción y puesta en operación.
I.2 RESPONSIBLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE
RIESGO AMBIENTAL
I.2.1 Nombre o razón social
Universidad Autónoma de Nuevo León.
I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes, CURP, número de
cédula profesional del responsable de la elaboración del
estudio de riesgo ambiental
Copias en el anexo 1
Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio
de riesgo ambiental. Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG
INDICE CAPITULO II
II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO 5
II.1 NOMBRE DEL PROYECTO 5
II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura
necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance,
e instalaciones que lo conforman 6
II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación? 27
II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de
realización 27
II.1.4 Vida útil del proyecto 27
II.1.5 Criterios de ubicación. 27
II.2 Ubicación del proyecto. 28
II.2.1 Accesos al sitio del proyecto (marítimos y terrestres) 29
II.2.2 Actividades conexas. 30
II.2.3 Colindancias. 30
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
II.1 NOMBRE DEL PROYECTO
Las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No.1 y No.2., tienen la
función de producir Gasolina hidrotratada con bajo contenido de azufre (10 ppm
peso) y demás especificaciones como producto final, utilizando como carga una
mezcla de gasolinas sin tratamiento, proveniente de las Plantas Catalíticas No.1
y 2 respectivamente, ó gasolinas sin tratamiento de tanques de
almacenamiento.
Estas plantas han sido diseñadas para cumplir con la normatividad ambiental,
que será aplicada en el 2009, en la cual obliga a PEMX a producir gasolinas
con un contenido máximo de 10 ppm.de azufre.
Esta gasolina una vez desulfurada se enviará al “pool” de gasolinas, donde se
almacenara en los tanques de almacenamiento atmosférico existentes en la
refinería..
Las Plantas producirán una corriente de Gasolina Desulfurada y subproductos
como Gas Combustible, Gas Ácido y Aguas Amarga.
Dentro de las instalaciones de las instalaciones de la refinería, se contará con
plantas de Endulzamiento con Amina (actualmente en operación), ampliación
de una celda en una torre de agua de enfriamiento existente, rehabilitación y
adecuación de una casa de bombas existente y construcción de un quemador
elevado. Adicionalmente en la etapa de operación se utilizaran los servicios
existentes de la refinería como:
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Plantas recuperadora de azufre.
• Plantas generadoras de vapor.
• Sistemas de aire de plantas e instrumentos.
• Plantas de generación de electricidad.
• Sistemas de drenajes.
• Plantas de tratamiento de aguas residuales.
• Sistema de gas combustible.
• Sistema de desfogues.
• Sistema de agua contra incendio.
II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura
necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta,
alcance, e instalaciones que lo conforman
Descripción del proceso (esta descripción aplica para las dos plantas,
solamente se cambia el primer digito del número de identificación de los
equipos).
La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar la nafta de craqueo
catalítico fluido (FCC) y reducir al mínimo la cantidad de saturación de olefinas.
La siguiente es una descripción del esquema de procesamiento, tal como se
muestra en los diagramas de flujo de proceso (PDF), presentados en el anexo
15
Columna CDHydro
La función de la columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos,
isomerizar las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de
olefinas en el producto de destilado.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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La columna CDHydro /DA-7101) consiste en 33 platos de válvulas, cuatro platos
de chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene
catalizador dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de
CDTECH.
Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema
CDModule inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema
CDModule superior realiza las reacciones de hidroisomerización. La
hidrogenación selectiva de diolefinas tiene lugar en ambos sistemas CDModule.
Un plato de chimenea y un distribuidor de líquido de alta eficiencia están
situados sobre cada CDModule. Se coloca un plato de recolección de líquido de
chimenea debajo del sistema CDModule inferior para guiar el flujo de líquido al
plato.
La naftla FCC de gama completa que viene desde fuera de los límites de
batería de la unidad (OSBL), se filtra a través del filtro de alimentación de naftla
(FD-7103/S) y luego se envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-
7101) desde el tanque de compensación de alimentación de CDHydro (FA-
7101). La alimentación de nafta se calienta hasta el punto de burbujeo contra el
producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la
alimentación del CDHydro (EA7101A/B). La nafta caliente se envía como
alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de
reciclo se envían como alimentación por encima del plato 21.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Representación gráfica del equipo DA-7101 columna de CDHydro
El calor del rehervidor se obtiene a partir de dos fuentes. El vapor de tope de
CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). El
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producto de fondo de la columna CDHDS proporciona calor al rehervidor de
productos de fondo de CDHydros (EA-7103).
El flujo de producto de fondo de CDHDS a EA-7103 se reposiciona mediante un
controlador de temperatura en el plato Nº 26 de la columna CDHydro. El
producto de fondo de la columna CDHydro se bombea a la columna CDHDS
(DA-7201). El producto de fondo de la columna CDHydro está en control de
flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa de la columna
CDHydro.
El vapor de tope de la columna CDHydro de condensa parcialmente y se enfría
en el condensador de CDHydro (EC-7101). El líquido condensado es separado
del vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102). El vapor del tanque de
reflujo se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en el
enfriador de ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102). El líquido condensado
regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es enviado al
tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA7104). El
tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el vapor al
compresos de gas de reciclo de CDHydro (GB-7301) a través del controlador de
presión en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro.
La bomba de reflujo de CDHydro (GA-7102/S) bombea el reflujo al tope de la
columna CDHydro, a través de los filtros de reflujo de la columna CDHydro (FD-
7101/S). El reflujo está en control de flujo, reposicionado por el controlador de
nivel en el tanque de reflujo.
Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una
sección de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos
del producto de destilado. El producto de destilado de CDHydro es extraído
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 10
como producto lateral de nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea
situado sobre los sistemas CDModules.
El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102) y el enfriador de ajuste de
producto de LCN (EA-7105) enfrían el destilado de CDHydro hasta la
temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está en control de
flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para asegurar un flujo
constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de reflujo interno
calcula la tasa de extracción de producto, utilizando la tasa de flujo externo,
temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más detalles sobre el
controlador de reflujo interno en el Manual de Operaciones (SOM). El producto
de LCN es enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL).
Sistema CDHDS
El objetivo del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en
sulfuro de hidrógeno en presencia de hidrógeno, al mismo tiempo que se
reduce al mínimo la saturación de olefinas.
Columna CDHDS
La columna CDHDS (DA-7201) contiene hasta ocho sistemas CDModules con
apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración
dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los
sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación e
hidrodesulfuración simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la
saturación de olefinas. La sección superior de la columna tiene una temperatura
de reacción más baja que promueve la retención de olefinas. Sobre el
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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CDModule superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de
alto rendimiento a la transferencia de calor con el fin de elevar la temperatura
de líquido de reflujo, relativamente frío, a la temperatura de reacción.
Un distribuidor de líquido de alta eficiencia está situado sobre el CDModule
superior, Sobre cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato
de chimenea y un distribuidor de líquido de alta eficiencia para recolectar y
redistribuir el líquido del CDModule situado arriba. También se instala un plato
de recolección de líquido de chimenea debajo del CDModule inferior para guiar
el flujo de líquido a la fosa de la columna CDHDS.
El producto de fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de alimentación
de la columna CDHDS (FD-7102/S) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo
y/o de reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores
de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C)
antes de ser alimentada a la columna CDHDS (DA-7201).
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Columna de CDHDS DA-7201
La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna
CDHDS ente los CDModules tercero y cuarto. Se provee ubicaciones alternas
de alimentación sobre los CDModules tercero, quinto y sexto. Además, se
coloca una sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la
ubicación de alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar
los hidrocarburos livianos de la alimentación.
El homo rehervidor de CDHDS (BA-7201) proporciona el calor requerido por
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
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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como producto de fondo y el 80% (en peso) restante de la alimentación salga
como producto de tope. El controlador de flujo de producto de fondo ajusta el
flujo como relación de flujo de alimentación para mantener la división 80:20. El
nivel en la fosa de la columna controla la entrada de calor a la columna
reposicionando el flujo de gas combustible al horno.
Circuito del rehervidor de CDHDS
La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S) mantiene la
circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos aguas
debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de
fondo de CDHydro (EA-7103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205), al
rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304) y al calentador de la
alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se utiliza una corriente de desvío
para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y permitir
fluctuaciones de proceso.
Las corrientes que regresen desde los rehervidotes y el calentador de
alimentación se combinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas
de manera uniforme a través de los controladores de flujo entre los pasos de
tubos individuales del horno rehervidor (BA-7201).
Se inyecta una mezcla de hidrógeno nuevo e hidrógeno de reciclo en cada uno
de los pasos de tubos de horno. La mezcla de hidrógeno al horno se distribuye
de manera uniforme a cada paso del horno mediante controladores de flujo. Al
mezclar el gas con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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de hidrocarburos aguas arriba del horno rehervidor de CDHDS, se reduce el
potencial de ensuciamiento.
El caudal de circulación de líquido a través del horno se ajusta para
proporcionar aproximadamente 50% (en peso) de evaporación (a la salida del
horno). Luego, el enfluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la
columna CDHDS.
El producto de fondo neto de la columna CDHDS se envía a la fosa inferior del
agotador de H2S (DA-7203).
Sistema superior de la columna CDHDS
El vapor de tope de la columna CDHDS, que contiene el sulfuro de hidrógeno
formado por la reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es
condensado parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de
procesos, generación de vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire.
Parte de este vapor de tope, en control de flujo, se utiliza para calentar la
corriente de alimentación de CDHDS en los intercambiadores de alimentación
de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C). Otra parte del valor
de tope, también en control de flujo, proporciona calor para la columna CDHDS
en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). La parte restante del vapor de
tope, mediante un controlador de presión diferencial, proporciona calor para
generar vapor de media presión en el generador de vapor de media presión
(EA-7202). El vapor generado es sobrecalentado a través de la sección de
convección del horno BA-7201 antes de ser enviado fuera de los límites de la
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unidad (OSBL). El vapor de tope parcialmente condensado de los tres
intercambiadores se mezcla y se somete a condensación adicional en el
enfriador de producto superior de CDHDS (EC-7203). Luego, el vapor de tope
parcialmente condensado es enviado al tanque de reflujo de CDHDS (FA-7201).
El vapor se separa del líquido en el tranque de reflujo de CDHDS.
La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S) bombea el reflujo a la columna
CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD 7201/S). Una corriente
lateral es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador de nivel
FA-7201, desde la línea de succión de la bomba de reflujo y alimentada al
agotador de H2S (DA-7203) como alimentación “caliente” en el plato 12. El agua
sulfurosa de Fa-7201 se recolecta y enfría en el condensador del agotador de
H2S (EC-7202) antes de enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-7305).
El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de
vapor de tope neto de CDHDS (EC-7201) y es enviado al tanque frío de
CDHDS (FA-7202). Este enfriador cuenta con un mecanismo para inyectar agua
en las distintas secciones/compartimientos de EC-7201 según sea necesario
para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada
en FA-7202 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El salida de líquido de
FA-7202 es enviado al agotador de H2S (DA-7203) como alimentación fría en el
plato 1. El vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional
en el enfriador adicional del venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203). La
salida del EA-7203 se mezcla con el hidrógeno de reciclo de la sección del
reactor depurador y se envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-7203). El
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líquido separador de FA-7203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de
CDHDS antes de servir de alimentación para el agotador de H2S. El vapor del
tanque separador es enviado al absorbedor de aminas de gas de reciclo de
CDHDS (DA-7202).
Se debe reducir el sulfuro de hidrógeno en el gas del tanque separador frío de
CDHDS para controlar la cantidad de H2S en el gas de reciclo y cumplir con las
normas de emisiones de refinerías en el gas de purga. El sulfuro de hidrógeno
se reduce a 20 ppm por volumen o menos lavando el gas contra la corriente con
una solución de amina pobre, el absorbedor tiene dos lechos de empaque al
azar para promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope
de cada lecho para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre
sobre el empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de
los límites de la unidad para regeneración.
El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador del
absorbedor de amina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204). Cualquier amina
atrapada en el gas de reciclo es separada y luego enviada fuera de los límites
de batería de la unidad (OSBL) junto con la corriente de amina rica del
absorbedor de amina. La parte del gas lavado de FA-7204 se purga fuera de los
límites de batería de la unidad (OSBL) a través del enfriador de gas de purga
(EA-7303). El resto es enviado al tanque separador del compresor de gas de
reciclo de CDHDS (FA-7206). Al flujo de gas de purga lo fija un controlador de
presión aguas debajo de FA-7204. Un controlador de presión en el tanque frío
de CDHDS (FA-7202) regula la presión del sistema de la columna CDHDS.
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Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-
7203) pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de
reciclo en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La
corriente de desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm
por volumen de H2S en el gas total (gas de hidrógeno de reciclo/nuevo) al horno
rehervidor de CDHDS. La baja concentración de H2S es necesaria para prevenir
la desulfuración del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en
línea en el flujo combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la
concentración de H2S.
Hidrógeno de reposición y de reciclo El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de batería de la unidad
(OSBL) pasa a través del tanque separador del compresor elevador de presión
de hidrógeno nuevo (FA-7105) y es comprimido en los compresores de
elevación de presión de hidrógeno nuevo (GA-7102/S) para satisfacer los
requerimientos de presión del proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se
distribuye en control de flujo a la alimentación de la columna CDHDS, al horno
rehervidor de CDHDS y al reactor depurador. El compresor elevador de presión
tiene un control de derrame para mantener el funcionamiento apropiado.
El hidrógeno de reposición sin comprimir de FA-7105 también es enviado a la
columna CDHydro.
El vapor efluente del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS
(FA-7206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de
gas de reciclo de CDHDS (GB-7201). El flujo de gas de reciclo se distribuye, en
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control de flujo, a la alimentación de la columna CDHDS y al horno rehervidor
de CDHDS. El compresor de reciclo tiene un control anti-variaciones repentinas
para mantener el funcionamiento correcto.
Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción,
se proporcionan controladores de flujo en el hidrógeno nuevo y el hidrógeno de
reciclo a la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones
superior e inferior de la columna.
Agotador de H2S La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,
hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la
columna CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los
líquidos del tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son
alimentados al agotador de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El
producto neto de fondo de CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S
para la recuperación de calor.
El calor para el rehervidor del agotador de H2S es proporcionado por los
productos de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-
7205). El vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el
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condensador del agotador de H2S (EC-7202) y se envía al tanque de reflujo del
agotador de H2S (GA-7203/S) retorna líquido desde el tanque de reflujo al
agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se
reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se trasmite en
cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de
fondo de CDHDS a través el rehervidor del agotador de H2S.
El gas de venteo de sulfuros del tranque de reflujo del agotador de H2S se
combina con el gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo de nafta
estabilizada. La corriente combinada de gas se enfría a través del condensador
de ajuste de gas sulfuros (EA-7204). El líquido condensado regresa al tanque
de reflujo, por gravedad, y el vapor restante se envía al absorbedor de amina de
gas de venteo (DA-7302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a
20ppm por volumen o menos, lavando el gas contra la corriente con una
solución de amina pobre. El absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar
para promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope de
cada lecho para distribuir de manera uniforma la solución de amina pobre sobre
el empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los
límites de batería de la unidad para su regeneración. El gas lavado del
absorbedor de amina se almacena en el acumulador de gas de venteo (FA-
7304).
En el tanque separador, el gas lavado se mezcla con el gas purgado de FA-
7204. Esta corriente combinada se enfría en el enfriador de gas de purga (EA-
7303) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de los límites
de batería de la unidad (OSBL).
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La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas de
venteo sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302). El
producto de fondo del agotador de H2S se bombea al rector depurador a través
de la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S).
Sección del reactor depurador La función del reactor depurador (DC-7301) es reducir el azufre en la gasolina
hasta el nivel exigido para el producto.
Reactor depurador La corriente de productos de fondo de la columna agotadora de H2S se mezcla
con el hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de
alimentación /efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B) y en el calentador
de alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se proporciona reciclo de los
productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor
depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del
agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del
reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo
de CDHDS a EA-7302.
El eflunte del reactor depurador se enfría contra los productos de fondo del
agotador de H2S mediante el intercambio de alimentación/efluente. La corriente
bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor
depurador (FA-7301). El líquido del tanque se alimenta a la columna
estabilizadora de nafta (DA-7301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se
condensa parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor
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depurador (EC-7301) y se envía al tanque frío de la corriente efluente del
reactor depurador (FA-7302). Se proporciona un mecanismo para inyectar agua
en las distintas secciones/compartimientos de EC-7301 según sea necesario
para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada
en FA-7302 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de
FA-7302 se envía como alimentación al plato superior de la columna
estabilizadora de nafta y el efluente de vapor de FA-7302 se enfría
adicionalmente en el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador /EA-
7306). El líquido condensado de EA-7306 regresa al tanque frío, por gravedad,
y el vapor restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque
separador frío de CDHDS en control de presión.
Estabilizador de nafta La columna estabilizadora de nafta (DA-7301) consiste en 34 platos de válvulas.
Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se alimentan a
los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene
hidrocarburos livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el
estabilizador. El gas de venteo desde el compresor de gas de reciclo de
CDHydro se envía como alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el
hidrocarburo antes de ser purgado junto con el gas sulfuroso desde la parte
superior del estabilizador. Los productos de fondo de CDHDS proporcionan
calor al circular en el rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304). El vapor
de tope del estabilizador de nafta se condensa parcialmente el condensador de
estabilizador de nafta (EC-7302) y se envía al tanque de reflujo del estabilizador
de nafta (FA-7303). El gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del
estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas sulfuroso (ES-7204).
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El líquido del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de
juste de gas sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo se envía de
regreso al estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del
estabilizador (GA-7301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona
mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al
controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de
CDHDS a través del rehervidos del estabilizador de nafta.
El producto de fondo del estabilizador es bombeado por la bomba de productos
de fondo del estabilizador (GA-7302/S) y enfriado mediante los precalentadores
de alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C) el enfriador de producto
estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303) y el enfriador de ajuste
de productos estabilizado de nafta catalítica pesada (EA-7305). El producto
estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los límites de la
unidad (OSBL). La bomba de reciclo de productos de fondo del estabilizador
(GA-7303/S) bombea los productos de fondo del estabilizador reciclados a la
alimentación del reactor depurador. La columna des estabilizador de nafta
comparte el mismo control de presión con la columna del agotador de H2S.
Acumulador de agua sulfurosa El agua sulfurosa de los colectores de todos los tanques horizontales, a
excepción de FA-7201, se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-
7305). El acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de la
unidad (OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S).
Infraestructura del proyecto.
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En el siguiente listado se muestra la infraestructura de producción con la que
contara la planta.
LISTADO DE INFRAESTRUCTURA
• Cuarto de control satélite
• Caseta de campo de operadores.
• Cobertizo de compresores
• Construcción de una celda en la torre de enfriamiento CT-507.
• Rehabilitación y acondicionamiento de casa de bombas 2 y de la casa
de bombas de ex planta de TEP.
• Construcción de un quemador Elevado Equipos (esta relación aplica para las dos plantas solamente se cambia el primer digito de la
nomenclatura como ejemplo DA-7101 de la planta 1 por DA-8101 de la planta 2)
TORRES
DA-7101 COLUMNA CDHYDRO
DA-7201 COLUMNA CDHDS
DA-7202 ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE
DA-7203 SEPARADOR DE H2S
DA-7301 COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA
DA-7302 ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO
REACTORES
DC-7301 REACTOR DE PULIDO
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TANQUES
FA-7101 TANQUE DE ALIM. CDHYDRO
FA-7102 TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO
FA-7104 TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO CDHYDRO
FA-7105 TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO
FA-7201 TANQUE DE REFLUJO CDHDS
FA-7202 TANQUE DE CDHDS FRIO
FA-7203 TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS
FA-7204 TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS
FA-7205 TANQUE DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S
FA-7206 TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS
FA-7301 TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO
FA-7302 TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO
FA-7303 TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA
FA-7304 TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO
FA-7305 ACUMULADOR DE AGUA AMARGA
FA-7701 TANQUE DEL QUEMADOR
INTERCAMBIADORES (CORAZA Y TUBOS)
EA-7101 A/B/C PRECALENTADORES DE ALIM. CDHYDRO
EA-7102 ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO
EA-7103 CDHYDRO FONDOS REBOILER
EA-7104 REBOILER LADO CDHYDRO
EA-7105 ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN
EA-7108 ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO
EA-7201 A/B/C INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA CDHDS / ALIM. CDHDS
EA-7202 GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION
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EA-7203 ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO
EA-7204 CONDENSADOR DE GAS AMARGO
EA-7205 REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S
EA-7301 A/B INTERCAMBIADORES DE EFLUENTE / ALIM. REACTOR DE PULIDO
EA-7302 CALENTADOR DE ALIM. DEL REACTOR DEPULIDO
EA-7303 ENFRIADOR DE GAS DE PURGA
EA-7304 REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA
EA-7305 ENFRIADOR DE PRODUCTO HCN ESTABILIZADO
EA-7306 ENFRIADOR DE VAPOR DEL REACTOR DE PULIDO
INTERCAMBIADORES (AIRE ENFRIADORES)
EC-7101 CONDENSADOR CDHYDRO
EC-7102 ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN
EC-7201 ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS NETO
EC-7202 CONDENSADOR DEL SEPARADOR DE H2S
EC-7203 ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS
EC-7301 CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO
EC-7302 CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA
EC-7303 ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA
CALENTADORES DE FUEGO
BA-7201 QUEMADOR DE ABSORBEDOR TOTAL REBOILER CDHDS
COMPRESORES
GB-7101 COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO
GB-7102/S COMPRESOR DE HIDRÓGENO FRESCO
GB-7201/S COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS
BOMBAS
GA-7101/S BOMBAS DE ALIM. CDHYDRO
GA-7102/S BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO
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GA-7103/S BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO
GA-7201/S BOMBAS DE REFLUJO CDHDS
GA-7202/S BOMBAS DE RECIRCULACION
GA-7203/S BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S
GA-7204/S BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE PULIDO
GA-7301/S BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR
GA-7302/S BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR
GA-7303/S BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DEL ESTABILIZADOR
GA-7304/S BOMBAS DE AGUA AMARGA
GA-7701/S BOMBAS DEL QUEMADOR
FILTROS
FD-7101/S FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO
FD-7102/S FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS
FD-7103/S FILTROS DE ALIM. DE NAFTA
FD-7201/S FILTROS DE REFLUJO CDHDS
MISCELANOS
M-7201 DESOBRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN.
PA-7101 PAUQETE DE LUBRICACIÓN DEL COMPRESOR GB-7101
PA-7102 / S PAQUETE DE EQUIPO AUXILIAR PARA ELCOMPRESOR RECIPROCANTE GB-7102/S
PA-7201/S PAQUETE DE EQUIPO AUXILIAR PARA EL COMPRESOR RECIPROCANTE GB-7201/S
PA-7202 SISTEMA DE INYECCIÓN DMDS
Los otros servicios auxiliares como son: energía eléctrica, vapor, tratamiento de
agua residuales, suministro de aire de plantas y de instrumentos, que se
utilizarán en las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2),
sus servicios Auxiliares e Integración, serán suministrados de la infraestructura
actual de la Refinería, que abastecen de estos servicios a todas las plantas de
la Refinería.
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Así mismo, la Refinería cuenta con infraestructura de protección ambiental
como es la planta de tratamiento de aguas amargas, las plantas recuperadoras
de azufre, la de tratamiento de efluentes y los quemadores, instalaciones que
se podrán utilizaran para tratamiento de los desechos ácidos acuosos y gases
de desfogue de las plantas Desulfurizadoras.
II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?
No; la fecha de inicio de operaciones de las plantas Desulfurizadoras de
Gasolinas Catalíticas (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración de la
Refinería “Miguel Hidalgo” se tiene programada para el primer trimestre del
2011.
Se anexa programa de obras y actividades en el anexo 24.
II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización
No hay planes de crecimiento a futuro
II.1.4 Vida útil del proyecto
La vida útil estimada del proyecto es de 20 años
II.1.5 Criterios de ubicación.
Para determinar la mejor ubicación para el desarrollo de este proyecto se
tomaron en cuenta las siguientes consideraciones:
• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.
• Accesibilidad al sitio.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las necesidades operacionales del proceso.
• Menor Impacto ecológico.
Por otro lado, debido a que estos proyectos serán parte del procesamiento de
la Refinería “Miguel Hidalgo”, no se consideraron alternativas de selección del
sitio fuera de la Refinería.
II.2 Ubicación del proyecto.
Las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios
Auxiliares e Integración estarán ubicadas dentro de los límites de la Refinería
“Miguel Hidalgo” de Tula de Allende, Hidalgo.
En el anexo 2 se incluye el “Plano de localización general de la Refinería
“Miguel Hidalgo”, donde se muestra la ubicación donde se pretende construir el
proyecto.
El terreno donde se instalaran las plantas Desulfurizadoras de Gasolina
Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración, se localizaran
dentro de la refinería que geográficamente se encuentra en la parte central del
país a 82 km al noroeste de la ciudad de México y a 9 km al oriente de la ciudad
de Tula de Allende, Hidalgo.
COORDENADAS GEOGRÁFICAS DE LA REFINERIA
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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FUENTE: INEGI carta topográfica F14C89, escala 1:50 000. (anexo 3)
Superficie total de la refinería: 7,490,000.00 m2.
Superficie requerida para la construcción del proyecto: 27,668.00 m2
II.2.1 Accesos al sitio del proyecto (marítimos y terrestres)
Vías Férreas
La refinería de Tula cuenta con acceso ferroviario (espuela de ferrocarril) que a
3 kms. Entronca con la vía México – Nuevo Laredo en la estación Bojay, para
labores de carga y descarga de productos y materiales. (anexo 4).
Carreteras
La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra comunicada principalmente mediante
las Carreteras Estatales Jorobas-Tula, Tepeji – Tula y Tula - Tlaxcoapan, las
dos primeras se interconectan con la autopista de Cuota México a la Ciudad de
Querétaro y la ultima hacia la Ciudad de Pachuca. (anexo 4)
Vías Aéreas
Dentro del predio de la refinería se ubica un helipuerto.
No existe aeropuerto cercano a la Refinería. No obstante en caso requerido se
puede utilizar el aeropuerto Internacional de la Ciudad de México, que se
GRADOS MINUTOS SEGUNDOS
Latitud Norte 20° 1´ 0”
Longitud oeste 99° 15´ 0”
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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localiza a un tiempo aproximado de una hora de transporte, y al mismo tiempo
aproximado el de la ciudad de Toluca.
II.2.2 Actividades conexas.
El predio donde se localizara el proyecto se encuentra dentro de los límites de
la Refinería, por lo que, las actividades conexas que se desarrollan son propia
del proceso de refinación del petróleo crudo. Lo anterior se corrobora en el
listado de colindancias que se mencionan en el punto II.2.3.
II.2.3 Colindancias.
En el “Plano de localización general de la Refinería “Miguel Hidalgo”, se
muestran los puntos importantes de interés cercanos al terreno donde se
ubicaran las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG), sus
servicios Auxiliares e Integración.
El proyecto se ubicara en la parte sur de la refinería, en terrenos baldíos
adyacentes a las actuales plantas de proceso.
Las áreas que colindan a la zona del proyecto son:
Planta Desulfuradora de Gasóleo.
Tanques de Almacenamiento Atmosférico.
Planta de Alquilación.
Casa de bombas 4.
Quemadores elevados.
Almacén de equipos y tubería a cielo abierto.
Terrenos baldíos.
Las colindancias de los terrenos donde se ubicaran las plantas Desulfurizadoras
de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), son las siguientes:
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Al norte: Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de
Gasóleos, Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta
Isomerizadora de Butanos, Planta de Alquilación,
Quemador Elevado.
Al sur: Terreno baldío sin uso.
Al Este: Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107,
TV-108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103,
TV-104, TV-105, TV-64, TV-65, TV-66, TV-67.
Al Oeste: Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área
del quemador elevado y terreno baldío sin uso.
Estas colindancias se observan en el plano de localización general
(anexo 5).
No existen zonas vulnerables en los alrededores de las plantas
Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e
Integración ya que se localizan dentro de los terrenos de la Refinería
La Refinería “Miguel Hidalgo” cuenta actualmente con Licencia de Uso de
Suelo, Licencia Ambiental Única, Permisos de Descargas de Aguas residuales,
Permisos de Aprovechamiento de Aguas Nacionales.
AUTORIZACIONES OFICIALES.
CONCEPTO No. DE AUTORIZACIÓN
Permiso de uso de suelo. INVIDAH/VE/0128/DOU/017/2006
Número de Registro Ambiental (NRA) PRE671307612
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Licencia Ambiental Única LAU-09/00527-2003
Permiso de descargas de aguas residuales. 13HGO100402/26FMSG97
Permiso de aprovechamiento de aguas nacionales del subsuelo 5HGO100055/26FMGE94
En el anexo 6 se incluyen copias de las autorizaciones oficiales.
Con respecto a la autorización en materia de impacto y riesgo ambiental para
este proyecto se ingresara el presente estudio junto con la manifestación de
Impacto Ambiental para obtener dicha autorización.
Situación actual:
Se ingresaran los estudios de impacto y riesgo a la Secretaria del Medio
Ambiente y Recursos Naturales para obtener el permiso, en materia de riesgo
ambiental, para la construcción y operación de las plantas Desulfurizadoras de
Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración.
Posteriormente se efectuaran los trámites para actualizar la Licencia Ambiental
Única (LAU) y el Uso de suelo.
INDICE CAPITULO III
III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO .................. 33
III.1 DESCRIPCION DEL SITIO O AREA SELECCIONADA .................... 33
III.1.1 Flora..........................................................................................33
III.1.2 Fauna........................................................................................35
III.1.3 Suelo.........................................................................................37
III.1.4 Hidrología ..................................................................................38
III.1.5 Densidad demográfica del sitio ....................................................41
III.2 CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS. .................................................. 43
III.2.1 Tipo de clima .............................................................................43
III.2.2 Precipitación pluvial ....................................................................47
III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio) ..................................48
III.3 INTEMPERISMOS SEVEROS............................................................ 49
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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO
III.1 DESCRIPCION DEL SITIO O AREA SELECCIONADA
III.1.1 Flora
• Vegetación terrestre
El tipo de vegetación en la zona corresponde a un Matorral Xerófilo y un
pastizal natural, resalta la presencia de agavaceas y matorrales de mezquite,
acaceas, cactáceas, yuca, pirul y pastos nativos de la región.
En la siguiente tabla se presentan las especies más comunes en terrenos
agrícolas y forestales del estado de acuerdo a la carta de uso de suelo y
vegetación 1:250,000 de INEGI.
Cabe aclarar que en la periferia del predio donde se ubicara el proyecto no
existen terrenos agrícolas ni forestales.
Agricultura y Vegetación en el Estado de Hidalgo
CONCEPTO NOMBRE CIENTIFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Phaseclus vulgaris Frijol Comestible
Capsicum annuum Chile Comestible
Zea mays Maíz Comestible
Medicago sativa Alfalfa Comestible
Agricultura 44.04% de la superficie estatal
Triticum aestivum Trigo Comestible
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CONCEPTO NOMBRE CIENTIFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD
Cynadon
plectostachyum
Estrella africana Forraje
Digitaria decumbens Pangola Forraje
Muhlengergia
aff.Plumbea
Zacatón Forraje
Boutelcua gracilis Zacate navajita Forraje
Pastizal 9.15% de la superficie estatal
Mimosa biuncifera Uña de gato Forraje
Pinus patula Ocote rojo Madera
Quercus crassifolia Encino hoja ancha Madera
Liquidambar styraciflua Mirra Madera
Abies religiosa Oyamel Madera
Bosque 25.92% de la superficie estatal
Quercus laurina Encino Manzanilla Madera
Guazuma ulmifolia Guácima Forraje
Tabebuia sp. Palo de rosa Madera
Bursera sp. Chaca Madera
Croton cortesianus Pinolillo Forraje
Selva 6.23% de la superficie estatal
Inga sp. Chalahuite Sombra
Myrtillocactus sp Garambullo Recolección de frutos
Yucca filifera Palma Fibras
Neopringlea integrifolia Ingrillo Forraje
Helietta parvifolia Barreta Forraje
Matorral 14.15% de la superficie estatal
Amelanchier
denticulada
Membrillo Forraje
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La información que aquí se presenta es informativa sobre el municipio de Tula y
el Estado de Hidalgo en general, cabe mencionar que el proyecto se
desarrollará dentro de los límites de batería de la Refinería Miguel Hidalgo, por
lo que no existe vegetación alguna que pudiera ser afectada por el desarrollo
del proyecto.
III.1.2 Fauna
En general la fauna silvestre nativa que caracteriza a la región presenta una
baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la fauna local ha emigrando
hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece esta integrada,
principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas aves que se
caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana.
En la siguiente tabla, se presenta un listado de la fauna silvestre que se
presenta en la región donde se ubica la Refinería.
Listado de las especies de fauna presentes en el área de donde se ubica la refinería.
NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMUN
Nasua narica tejón
Bassariscus astutus cacomixtle
Canis latrans coyote
Urocyon cinereoargenteus zorra gris
Spilogale augustifrons zorrillo manchado
Mephitis macroura zorrillo listado
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�ylvilagu mesoleucus zorrillo espalda blanca
Lepus callotis liebre torda
Lepus californicus liebre cola negra
�ylvilagus floridanus conejo del este
�ylvilagus audubonii conejo de audubon
Sciurus aureogaster ardilla rojiza
Sciurus oculatus ardilla rojiza
Didelphis marsupialis tlacuache
Mustela frenata comadreja
Peromyscus maniculatus ratón de campo
Pecari tajacu pecarí de collar
Dasypus novemcinctus armadillo
Sceloporus spp lagartijas
Zenaidura macroura paloma huilota
Columba fasciata paloma de collar
Columba livia paloma doméstica
Zenaida asiatica paloma de alas blancas
Colinus virginianus codorniz común
Columba passerina tórtola común
Quiscalus mexicanus urraca
Archilochus sp. colibrí
Molothrus sp. tordo
Igual como el punto anterior, el desarrollo del proyecto de las Plantas
hidrodesulfuradoras de gasolinas, no tiene afectación a la fauna que pudiera
existir en la región, esto debido a que el desarrollo del proyecto es en suelo de
tipo industrial, dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo.
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III.1.3 Suelo
En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible
encontrar, sin embargo los suelos de tipo Feozem son los que predominan en la
zona. Las características principales de estos suelos se describen a
continuación.
En cuanto al Municipio de Tula de Allende, este esta compuesto por un suelo
terciario, cuaternario y mesozoico, de tipo semidesértico rico en materia
orgánica y nutrientes.
• Características fisicoquímicas Feozem.- El término Feozem deriva del vocablo griego “phaios” que significa
oscuro y del ruso “Zemija” 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 rango de materiales no consolidados;
destacan los depósitos glaciares y el loess con predominio de los de carácter
básico.
El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más
delgado que los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo cámbico o Argico.
Los feozems vírgenes soportan una vegetación de matorral o bosque, si bien
son muy pocos. Son suelos fértiles y soportan una gran variedad de cultivos de
secano y regadío así como pastizales. Sus principales limitaciones son las
inundaciones y la erosión.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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III.1.4 Hidrología
• Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios
En el estado de Hidalgo las corrientes son escasas. Esto se debe a dos factores
primordialmente: el clima y la topografía. En las porciones norte y noreste,
aunque los vientos húmedos del Golfo propician abundantes lluvias, lo abrupto
de la Sierra Madre Oriental impide el aprovechamiento de los escurrimientos, ya
que descienden rápidamente a las zonas bajas, las cuales forman parte de los
estados de San Luis Potosí, Veracruz y Puebla. En cuanto a la explotación del
agua subterránea ésta es baja, pues son pocas las áreas planas.
Esta sierra y la de Pachuca actúan como barrera orográfica, debido a que los
vientos descargan su humedad en las laderas norte y este de las mismas; por
ello, en el resto de la entidad las lluvias son escasas, sin embargo, el relieve es
más suave y permite la utilización de los pocos ríos importantes (Tula,
Tizahuapán y Tulancingo) que corren por ella. Además, es en esta parte donde
hay un mayor aprovechamiento del agua subterránea, que en algunas áreas, ha
originado la sobreexplotación y la veda de las mismas.
El sitio de estudio pertenece a la región hidrológica del Pánuco a la cuenca del
Río Moctezuma.
• Hidrología superficial
Cuenca Río Moctezuma
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Ocupa una superficie dentro del estado de Hidalgo de 19,793.60km2, y tiene
como corriente principal el río Moctezuma, que se origina en el cerro de la Bufa,
Estado de México, a 3,800 m.s.n.m. En su inicio es denominado San Jerónimo.
Uno de los afluentes de esta corriente es el Río Tula, generado en el Estado de
México, inicia su recorrido con dirección norte hasta la población de Ixmiquilpan,
de ahí cambia su curso hacia el noroeste para después confluir con el Río San
Juan del Río, a partir de donde recibe la denominación de río Moctezuma y
funciona como límite natural entre Quéretaro e Hidalgo.
Esta cuenca revista gran importancia tanto por su extensa superficie y la
cantidad de afluentes que alimentan sus corrientes principales, como por los
distritos de riego que se ubican en ella, de los cuales destaca el de Tula que,
después de los del norte de la República, es uno de los más importantes del
País.
El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel Hidalgo está
básicamente compuesto por la presa “Endho” y el Río Tula.
• Hidrología subterránea
La fuente de agua subterránea en zona se debe a la presencia de arenas y
gravas dentro de los materiales aluviales. Esta formación aflora en una gran
parte del distrito de riego con un espesor muy variable. Así como a las capas de
arena y grava que poseen buena permeabilidad intergranular, sin embargo
debido a los grandes espesores de arcilla la zona se considera de baja
permeabilidad. Este acuífero es de tipo libre en los sitios donde está presente y
probablemente se encuentre confinado a profundidad.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Niveles del agua subterránea La configuración de la elevación del nivel estático muestra que el agua
subterránea se mueve con una dirección preferencial de sur a norte. Los niveles
someros se localizan en Atitalaquia y se profundizan hacia Tlahuelilpan, en
dirección paralela al río Salado. En los alrededores del poblado de Tepatepec
se infiere un parte aguas del flujo subterráneo; una parte del flujo se dirige a la
zona del Jagüey Banco, hacia el acuífero de Ixmiquilpan-Tasquillo, y otra hacia
el acuífero de Actopan-Santiago de Anaya.
En el Valle del Mezquital las profundidades del nivel estático varían de 10 a
55m. Incluso es de hacerse notar que en Mangas-Tlahuelilpan los niveles están
a pocos metros, debido a que en esta región la recarga por irrigación es muy
alta, lo que ha provocado saturación del medio, y en algunos sitios no solo la
recuperación del acuífero sino manantiales que descargan excedentes del
almacenamiento subterráneo.
En la siguiente tabla se muestran los aprovechamientos del agua subterránea
de acuerdo a su uso: Aprovechamiento del agua subterránea
Uso VOLUMEN mm3/ año PORCENTAJE %
Abrevadero 0.1 0.1
Agrícola 4.0 4.3
Avícola 0.4 0.4
Doméstico 18.5 20.1
Recreativo 16.6 17.9
Industria 53.0 57.2
TOTAL 92.6 100.00
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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La extracción total de agua subterránea en la zona es de 92.3 Mm3/año, la cual
se destina principalmente para la industria, abastecimiento de agua potable y
recreación. Por otra parte, el aprovechamiento del agua subterránea para la
agricultura (4 Mm3/año) representa el 2.5% del total de agua utilizada para
dicha actividad, el resto (97.5%) proviene de los aportes de las aguas
residuales del valle de México.
III.1.5 Densidad demográfica del sitio
El Municipio de Tula de Allende esta conformado por 64 localidades, siendo
Tula de Allende la cabecera Municipal, en el año 2005, la población en la
cabecera municipal fue de 30.95% con 28,879 habitantes de un total de 93,296
habitantes en el Municipio, esta cifra representa un 3.97% del total estatal.
Pachuca, Tulancingo y Tula, son los municipios con mayor población residente
en localidades de más de 2,500 habitantes.
Conforme a los datos del Cuaderno Estadístico Municipal de Tula de Allende
(2004), y los datos del II conteo Poblacional 2005 (INEGI), vemos que de 1950
al año 2005 la población aumentó de 23,509 habitantes a 93,296, con una tasa
de crecimiento anual de 1.7%.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Grafico del crecimiento poblacional 1950-2005
• Crecimiento y distribución de la población
En términos generales, a través de 55 años de Censos y conteos de población
realizados por el INEGI, la movilidad de la población en el municipio, definida
por la fecundidad (nacimientos), mortalidad (defunciones) y niveles de
migración (inmigración y emigración) presenta el siguiente comportamiento
según el tamaño de las localidades.
Tasa de crecimiento media anual de la población según tamaño de localidad, 1950 a 2005
Periodo Localidad < 2,500 hab
(%)
Localidad > 2,500 hab
(%)
Fecha inicial Fecha Final
1950-1960 1.5 4.8 06-jun-50 08-jun-60
1960-1970 1.5 4.9 08-jun-60 28-ene-70
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Periodo Localidad < 2,500 hab
(%)
Localidad > 2,500 hab
(%)
Fecha inicial Fecha Final
1970-1990 0.8 3.6 28-ene-70 12-mar-90
1990-1995 0.6 2.6 12-mar-90 05-nov-95
2000-2005 -0.3 1.5 14-feb-00 17-oct-05
Fuente: INEGI. Censos de Población y vivienda, 1950 a 2000
INEGI. Conteo de Población y vivienda, 1995-2005
A groso modo, desde 1970 a la fecha, las tasas de crecimiento de ambos tipos
de localidades disminuyen drásticamente, pero cabe destacar que en las
localidades con población menor a 2,500 habitantes el ritmo de la población
resulta negativo.
III.2 CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS.
III.2.1 Tipo de clima
En el estado de Hidalgo se pueden distinguir tres grupos de climas bien
definidos, según la clasificación climática de Copen modificada por Enriqueta
García de Miranda, en el año de 1989:
El grupo de climas cálidos A, que se distribuyen en una pequeña porción del
extremo nororiental del Estado y en parte del Municipio La Misión.
El grupo de climas templados C, de la Sierra Madre Oriental y partes altas del
sistema Volcánico Transversal.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Y por último el grupo de limas secos B, de la Barranca de Metzititlán y del
Altiplano Volcánico del Sur y Oeste del Estado.
Para el sitio del proyecto identificamos el tipo de clima semiseco Bs1. Después
del subgrupo de climas templados, es el más extendido en el Estado con 34%
de su superficie. Se distribuye en casi todo el Valle del Mezquital, la altiplanicie
del Sur del Estado y gran parte de la Barranca del Metztitlán. Se pueden
reconocer tres subitipos:
• Semiseco cálido con régimen de lluvias de verano y lluvia invernal menor de 5% BS1 (h’)hw(w)
• Semiseco semicálido con invierno fresco y régimen de lluvias de verano. Lluvia invernal menor de 5% Bs1 h w(w) y entre 5 y 10.2% Bs1 h w.
• Semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano. Lluvia invernal menor de 5% BS1 kw(w) y entre 5 y 10.2 % Bs1 k w
En casi todo el Valle del Mezquital desde Zimapán, Ixmiquilpan, Santiago de
Anaya, Huichapan; Alfajayucan hasta Tlahuelipan, Tetepango, Tlaxcoapan,
Atitalaquia y parte de Tula de Allende y Atotonilco de Tula, el clima
característico es el subtipo semiseco templado con verano cálido y régimen de
lluvias de verano BS1k; con lluvia invernal menor de 5% BS1 Kw(w). Este
subtipo de clima presenta temperaturas relativamente “más frescas” a lo largo
del año, con respecto al anterior.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Climas en el estado de Hidalgo.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 22.3 23.8 26.1 27.8 28.8 28.1 26.8 25.8 24.7 23.5
2006 22.3 24.4 26.2 27.6 26.4 26.6 25.8 25.9 25.9 25.1 22.8 21.9 25.1
2005 23.1 23.7 26.6 29.6 29.3 28.8 26.6 25.6 24.8 23.5 21.2 22.0 25.4
2004 21.3 23.6 24.4 25.3 25.8 24.4 24.4 24.9 24.5 24.1 23.2 21.2 23.9
2003 20.7 25.6 26.8 28.5 29.7 26.2 25.1 25.1 24.4 23.3 23.1 21.5 25.0
2002 22.8 22.2 26.5 27.6 28.0 26.1 24.8 25.5 24.0 24.8 21.3 22.2 24.7
2001 22.4 23.6 25.8 27.5 26.6 26.5 25.9 25.3 23.9 23.1 22.6 22.4 24.6
Temperatura media promedio mensual en el estado de Hidalgo°C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 14.9 15.9 17.7 19.9 21.1 20.9 20.3 19.5 18.3 16.8
2006 14.0 16.1 16.6 18.5 19.0 19.7 19.8 19.8 20.0 18.8 15.6 14.3 17.7
2005 14.9 16.1 17.9 21.0 21.5 21.9 20.4 19.9 18.9 18.1 14.7 14.8 18.3
2004 13.3 14.3 16.1 17.3 18.1 18.2 17.5 18.1 17.8 17.3 15.0 13.0 16.3
2003 12.5 16.0 17.4 19.0 20.7 19.3 18.2 18.2 18.3 16.7 15.3 12.5 17.0
2002 13.6 13.8 16.9 18.4 19.2 18.5 18.1 18.1 17.7 17.5 13.5 13.8 16.6
2001 13.7 15.2 16.9 18.8 18.5 19.2 18.8 18.4 17.8 16.0 14.9 14.4 16.9
Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL
2007 7.4 8.1 9.5 12.1 13.5 13.7 14.2 13.5 11.9 10.2
2006 5.7 7.9 7.1 9.4 11.5 12.9 13.7 13.7 14.1 12.5 8.3 6.8 10.3
2005 6.6 8.4 9.2 12.4 13.7 15.1 14.1 14.2 13.1 12.6 8.2 7.7 11.3
2004 5.3 5.0 7.8 9.3 10.3 11.9 10.6 11.3 11.1 10.6 6.7 4.7 8.7
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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2003 4.3 6.4 8.0 9.5 11.6 12.5 11.4 11.2 12.3 10.1 7.4 3.6 9.0
2002 4.3 5.3 7.3 9.1 10.4 10.9 11.5 10.7 11.5 10.3 5.8 5.5 8.5
2001 5.1 6.7 7.9 10.2 10.4 11.9 11.7 11.5 11.7 9.0 7.2 6.5 9.2
Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.
III.2.2 Precipitación pluvial En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005
Precipitación media estado de Hidalgo periodo 1941-2005
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL
19.8 17.1 21.6 39.6 64.3 121.5 114.2 111.1 154.4 84.1 34.9 19.9 802.4
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Precipitación promedio mensual en el Estado de Hidalgo (mm) (2001-2007)
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2007 9.4 48.8 20.1 33.5 44.8 94.1 127.5 241.1 137.7 94.4
2006 12.3 2.5 21.4 26.6 79.0 29.3 80.6 137.8 169.0 79.6 37.6 19.4
2005 15.6 14.5 11.3 9.3 44.4 58.4 102.9 137.8 72.6 209.6 12.7 5.8
2004 7.2 3.6 35.0 49.6 59.7 159.9 78.3 96.6 55.1 72.5 8.0 3.7
2003 15.0 7.2 4.1 21.3 32.9 106.9 89.5 96.7 151.6 77.3 19.0 2.5
2002 17.9 7.8 7.8 23.7 25.9 85.9 59.0 50.6 206.3 83.2 44.7 7.8
2001 9.1 34.1 15.0 25.9 57.1 73.0 109.5 95.4 138.4 79.7 12.2 1.8
Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.
III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio)
En el área de estudio, el viento que se presenta con mayor frecuencia (en una
proporción de 76.5%) en un año proviene del noreste a una velocidad media de
2.4 m/s; en menor proporción se presentan los vientos provenientes del norte
(19.5%), con una velocidad media de 2.4 m/s, le siguen los provenientes del
sureste (1.9%), con velocidad media 3 m/s, los del este (1.3%), con una
velocidad media de 2.5 m/s y por último los de noreste (0.2%), con una
velocidad media de 3.0 m/s; además en esta región se presenta una frecuencia
de calmas de 0.6%.
De forma estacional el viento que se presenta con mayor frecuencia sigue
siendo el proveniente del noreste, variando con una proporción de 71.3%
(enero a marzo) a 82.2% (julio a septiembre) y una velocidad media de 2.3 m/s
(julio a diciembre) a 2.6 m/s (enero a marzo); en menor proporción se presentan
los vientos provenientes del norte variando de 15% (abril a junio) a 24.5%
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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(enero a marzo), con una velocidad media que va de 2.2 m/s (octubre a
diciembre) a 2.5 m/s (enero a marzo).
III.3 INTEMPERISMOS SEVEROS
• Fenómenos climatológicos
El área que comprende el Valle del Mezquital y que corresponde a una parte de
los estados de Hidalgo y México, presentan las mismas características
climáticas que son típicas del Altiplano Mexicano, en las que son muy comunes
las neblinas, heladas y granizadas, ya que su altitud promedio sobre el nivel del
mar es mayor a los 2,000 metros.
De acuerdo a los datos obtenidos en las publicaciones del INEGI, el clima del
municipio de Tula de Allende, corresponde a los denominados climas secos y
semisecos de la sierra madre y del eje neovolcánico, las tres variantes de este
grupo climático se diferencian por el régimen térmico y el grado de humedad (la
humedad relativa es de 75%), concentrándose al oeste del estado, desde
Ajacuba hasta Tecozautla, otros forman un corredor en dirección noroeste –
sureste, desde Tlahuiltepan hasta Tulancingo, particularmente el municipio de
Tula de Allende se identifica por presentar el subtipo de clima semiseco
templado con lluvias en verano, este tipo de clima abarca casi todo el
denominado “Valle del Mezquital”; se extiende hacia el norte hasta el cerro Las
Ruletas, también se distribuye en la porción correspondiente a la barranca
Alcachofa y al río Tulancingo, así como parte del municipio de Mesquititlan y
algunas regiones cercanas a Pachuca.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Heladas
De acuerdo con la distribución climática, las frecuencias menores de este
fenómeno (0-5 días con heladas), cubren aproximadamente el 20% del estado
en los meses de diciembre y enero, período
de posible ocurrencia de heladas. En el caso de los climas templados y
semifríos, se aprecian rangos de 40 a 60 días, principalmente al sur del estado,
asociados a temperaturas medias de 12 a 14° C y mínimas promedio entre 8 y
9° C durante el último y primer mes del año. También en esta zona se
presentan las mayores incidencias de heladas de la entidad, en áreas muy
locales, con altitudes superiores a los 2,000 m y en donde las frecuencias son
de más de 80 días en la estación invernal, sobre todo en diciembre y enero.
• Granizadas
Este fenómeno se presenta con más frecuencia en las zonas con climas
templados y semi-fríos del estado, los índices van de 2 a 4 días y en las partes
más elevadas llegan hasta seis días; su ocurrencia es generalmente durante el
mes de mayo, por lo que se asocia a las primeras precipitaciones.
• Radiación o incidencia solar
No se cuentan con información y/o reportes oficiales disponibles para sustentar
los datos de este apartado, debido a que la estación meteorológica, no
contempla la lectura ni el registro de estos parámetros.
• Sismicidad
La subprovincia a la cual pertenece la región de Hidalgo es denominada
llanuras y sierras de Querétaro e Hidalgo, se extiende desde el oeste de la
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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AB
C
AB
DC
ciudad de Querétaro hasta Pachuca, Hidalgo, con una superficie dentro del
estado de 7,821.33 km2, lo que significa el 37.41% contra el total estatal,
engloba totalmente al municipio de Tula de Allende, Hidalgo.
Para fines de diseño sísmico, la república mexicana se considera dividida en
cuatro zonas. La zona de mayor intensidad sísmica es la D, comprendida en la
costa sur del pacífico, afecta los estados de Chiapas, Oaxaca, Guerrero, sur de
Michoacán y Nayarit; de esta zona hacia el noreste, la intensidad disminuye.
MAPA DE REGIONALIZACION SÍSMICA DE LA REPUBLICA MEXICANA
La plantas Desulfuradoras de la Refinería “Miguel Hidalgo” se ubicarán en una
zona clasificada como B, es decir de mediano riesgo sísmico.
A: Bajo riesgo sísmico
B: Mediano riesgo sísmico
C: Alto riesgo sísmico
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Corrimientos de tierra
Las plantas Desulfuradoras se encontrarán asentadas en una planicie en donde
no existe la posibilidad de un corrimiento de tierra.
• Derrumbamientos o hundimientos
Basándose en lo anteriormente descrito de que es una zona que esta
conformada principalmente por planicies y escasos lomeríos muy suaves no ha
existido algún tipo de derrumbamiento o hundimiento que afecte a las
instalaciones en cuestión.
• Inundaciones
No, en el área circundante al lugar donde se ubicaran las plantas
Desulfuradoras no se ha registrado ningún tipo de inundación.
• Pérdidas de suelo debido a la erosión
En el área del predio de la refinería no existe erosión, sin embargo en los
alrededores de la Refinería el suelo presenta ligera erosión debido a las
características climáticas de la zona y la carencia de vegetación que provocan
que el suelo este expuesto a la lluvia y al viento.
• Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y
erosión
Dentro del predio de la Refinería no existen cuerpos de agua superficiales.
INDICE CAPITULO IV
IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN
LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO ............................................. 53
IV.1 PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL .................................. 53
IV.2 PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL..................... 55
IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO............................................... 58
IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS
NATURALES PROTEGIDAS............................................................................ 61
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN LOS
PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO
IV.1 PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL
Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es
propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la
población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir
el crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas
vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio
ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la
libertad municipal.
Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Tula de Allende, desarrolló un
programa de desarrollo urbano local en el cuál se mencionan todas las
problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe mencionar
que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia de la
Refinería “Miguel Hidalgo”, y por consiguiente los proyectos nuevos de
construcción de las plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los
rubros social y económico.
Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que
toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Criterios de normatividad urbana.
El programa de desarrollo urbano en él se determinan los tipos de zonas en
razón de los usos predominantes del suelo, para hacer la clasificación se
consideró que la Refinería “Miguel Hidalgo” se encuentra en operación desde
1976 y que alrededor de ella se han desarrollado actividades relacionadas con
la misma y con las necesidades del personal que en ella labora, por lo que la
existencia de las nuevas plantas de Desulfuradoras de gasolina no se
contraponen con las políticas marcadas en dicho programa.
• Compatibilidad de usos de suelo.
El uso de suelo del área donde se ubica la Refinería es industrial, ya que se
encuentra en la zona denominada “ZONA INDUSTRIAL OCUPADA” dentro del
Parque Industrial Tula, por lo que la superficie que rodea al sitio donde se
construiran las plantas Desulfuradoras en un radio aproximadamente de 500 m
es netamente de uso industrial.
Sin embargo, en la superficie entorno de la Refinería en un radio aproximado de
500m, en el extremo sur se tiene la zona de cultivo de temporal; en el norte y el
oeste zona de terrenos baldíos y zona de cultivo por riego; al este existen
zonas de terrenos baldíos, zona industrial ocupada, zona industrial sin ocupar,
así como, zona de comercio y servicio. En el plan de desarrollo urbano local se
incluye una nueva estrategia de usos de suelo, en la que alrededor de la
Refinería en un radio mínimo de 100 m y máximo de 700 m aproximadamente
existe una barrera vegetal de amortiguamiento en los extremos norte, sur y
oeste, al lado este se denominará zona de industria vecina y el área donde se
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 55
encuentra la Refinería “Miguel Hidalgo” corresponde a zona de industria
aislada.
De acuerdo con lo descrito en los párrafos anteriores las actividades que se
realizaran para la construcción y operación de las plantas Desulfuradoras no se
contraponen a lo expuesto en el plan de desarrollo urbano local.
IV.2 PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL
• Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011
Para cumplir con los propósitos registrados en el Plan Estatal de Desarrollo
2005-2011, a través del trabajo complementario con la sociedad, se requiere
definir las características y los principios con los que operará el gobierno que
hará posible concretarlos con eficacia y eficiencia.
Los principios a los que se sujetará la acción de nuestro gobierno son:
• Transparencia y honestidad, para concretar un gobierno honesto con
un desempeño público transparente y una efectiva rendición de
cuentas.
• Modernidad y eficiencia, para integrar un gobierno moderno y racional
que optimice la aplicación de los recursos con nuevos criterios de
administración e inversión.
• Liderazgo firme con sentido social, para establecer un gobierno que
ejerza con responsabilidad la rectoría del desarrollo y un liderazgo
que fomente el consenso.
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Visión y claridad de rumbo, para instaurar un gobierno que cuente
con una visión integral y de largo plazo, que defina con claridad el
rumbo a seguir para superar los problemas.
• Planeación corresponsable, para integrar un gobierno sustentado en
la planeación y en la definición conjunta de objetivos, estrategias y
líneas de acción que promuevan el desarrollo.
• Legalidad, para ejercer un gobierno que promueva y vigile el
cumplimiento irrestricto del Estado de Derecho y otorgue certeza
jurídica y seguridad a los hidalguenses.
• Participación Social, para contar con un gobierno que garantice la
participación corresponsable de la sociedad en el proceso de
formulación, implementación y evaluación de políticas públicas.
Fundamentar el actuar del gobierno en principios, permitirá adaptar la vida
administrativa de nuestras instituciones a las exigencias actuales de
modernidad señaladas por la innovación en el conocimiento, los adelantos
tecnológicos y la vida globalizada.
El Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, considera la agrupación temática de
los aspectos del desarrollo en ejes rectores definidos por su carácter estratégico
y por su reiterada presencia como demanda social en la labor gubernamental.
Los ejes rectores del desarrollo en los que se sustenta metodológicamente este
documento son:
1. Empleo y productividad para el desarrollo, a través del cual se busca
fortalecer y ampliar la infraestructura productiva del estado; elevar los
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niveles de productividad y competitividad; alentar la inversión y el
crecimiento sostenido e impulsar la creación de empleos permanentes y
bien remunerados para los hidalguenses.
2. Calidad de vida para el bienestar social, que persigue establecer políticas
públicas para impulsar el desarrollo humano y el combate a la pobreza y
la marginación, así como para la definición de acciones sociales
equitativas e incluyentes que ofrezcan a la población mayores opciones
de acceso al bienestar.
3. Vocación regional y sustentabilidad para el progreso, orientado a
fortalecer la vocación de nuestras regiones para promover su desarrollo
integral y sustentable de forma equilibrada e impulsar su inserción en
procesos que eleven su productividad y competitividad con base en el
aprovechamiento de las capacidades humanas y los recursos naturales.
4. Fortaleza institucional para la tutela de derechos, cuyo propósito es
perfeccionar la democracia de la entidad a través del impulso a la
participación social en las decisiones de gobierno, así como fortalecer la
colaboración entre poderes, la coordinación con municipios y la
observancia plena al Estado de Derecho como garantía de certeza
jurídica para la población.
5. Honestidad y eficiencia para servir a la sociedad, dirigido a integrar un
gobierno racional y eficiente que otorgue un servicio público congruente
con los requerimientos de la población; aplique responsablemente los
recursos públicos con un enfoque de austeridad y promueva la mejora
continua de los procesos administrativos.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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En cuanto al eje No.1, que se refiere al empleo y productividad para el
desarrollo, tomamos en cuenta el siguiente párrafo: “Atentos a las
transformaciones económicas que nos impactan, fortaleceremos nuestras
políticas dirigidas a captar capitales nacionales y extranjeros que promuevan la
inversión productiva y la oferta de empleo.
En un mundo donde surgen cada vez más alternativas para la inversión
extranjera directa y se intensifica la competencia para su atracción, se hace
necesario instrumentar mecanismos de apoyo a las empresas hidalguenses que
redunden en el fortalecimiento de su competitividad; en el fomento a la creación
de cadenas productivas generadoras de alto valor agregado; en la ampliación y
modernización de su infraestructura y en el apoyo a través de financiamiento,
capacitación y asesoría, que permitan ubicarlas en los parámetros
internacionales de viabilidad para la inversión.”
El proyecto que hoy nos ocupa impulsa la industria de la Refinación en México,
modernizando sus instalaciones y produciendo una gasolina que cumpla con la
calidad requerida por la normatividad actual. Con estas acciones PEMEX
Refinación fomenta la generación de empleos y la producción de gasolinas en
el mercado nacional reduciendo las importaciones y elevando la capacidad
productiva del país.
IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO
El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y
viable para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas,
realistas y , sobre todo, responsables.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:
• Estado de derecho y seguridad
• Economía competitiva y generadora de empleos
• Igualdad de oportunidades
• Sustentabilidad ambiental
• Democracia efectiva y política exterior responsable.
Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro
del rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan
Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:
El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el
petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a
precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con
estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan
elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena
productiva.
La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante
en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido
significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el
país fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de
oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor
eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable
realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la
introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos
que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y
responsabilidad ambiental.
Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se
mencionan las siguientes:
• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y
gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento
en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de
plantas procesadoras de productos derivados y gas.
• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las
medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.
• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en
especial de crudos pesados.
Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10
del Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero. Y como estrategia 10.3:
• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales
de emisiones vehiculares.
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Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer
incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la
renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para
impulsar ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que
obliguen a incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las
emisiones de CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas
periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así como
sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.
Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el
Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de
alta tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir
gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación
ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.
IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES
PROTEGIDAS.
El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo
sin alterar o interactuar ninguna área natural protegida.
En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por
la federación:
• Reservas de la biosfera 1
• Parques Nacionales 3
• Monumentos Naturales 0
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• Áreas de protección de recursos naturales 0
• Áreas de Protección de Flora y Fauna 0
• Santuarios 0
Como puede observarse en todo el territorio del estado de Hidalgo, se cuenta
con cuatro áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las
siguientes categorías:
AREA NATURAL PROTEGIDA
CATEGORIA EXTENSIÓN FECHA DE DECRETO
Barranca de Metztitlán Reserva de la Biosfera 96,043 27 de Noviembre de 2000
El Chico Parque Nacional 2,739 06 de Julio de 1982
Los Mármoles Parque Nacional 23,150 08 de Septiembre de 1936
Tula Parque Nacional 100 27 de Mayo de 1981
Reservas de la Biosfera: Son áreas representativas de uno o más ecosistemas
no alterados por la acción del ser humano o que requieran ser preservados y
restaurados, en las cuales habitan especies representativas de la biodiversidad
nacional, incluyendo a las consideradas endémicas, amenazadas o en peligro
de extinción. Dentro del estado de Hidalgo se cuenta con una llamada
“Barranca de Metztitlán declarada el 27 de Noviembre del 2000 y cuenta con
una superficie de 96,043ha.
Parque Nacional: Áreas con uno o más ecosistemas que se signifiquen por su
belleza escénica, su valor científico, educativo de recreo, su valor histórico, por
la existencia de flora y fauna, por su aptitud para el desarrollo del turismo, o por
otras razones análogas de interés general. Dentro del territorio del estado de
Hidalgo se han decretado a nivel federal 3 parques nacionales, “El Chico”, “Los
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Mármoles” y “Tula”. Este último tiene una superficie de 100ha y su vegetación
predominante es el Matorral Xerófilo.
Ubicación de las áreas naturales protegidas por decreto Federal en el Estado de Hidalgo
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Áreas naturales protegidas con respecto al proyecto.
El Consejo Estatal de Ecología (COEDE) es un organismo público
descentralizado del Gobierno del Estado de Hidalgo, que tiene como objeto
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dirigir, conducir y evaluar la política y los criterios ambientales para el Estado, y
definir los instrumentos para su aplicación (Decreto que Modifica los Diversos
del Consejo Estatal de Ecología, POE 04/10/1999). Esto implica formular
instrumentos de política ambiental para un uso óptimo de los recursos, sin
degradar las bases naturales del desarrollo. En congruencia, el COEDE a
través de sus programas y proyectos, ha consolidado como instrumentos de
política ambiental entre otros, el ordenamiento ecológico territorial, las áreas
naturales protegidas, la regulación del impacto ambiental, la educación
ambiental y el inventario de recursos naturales (Ley del Equilibrio Ecológico y la
Protección al Ambiente [LEEPAEH] 1999 y como instrumento rector el
Programa Institucional de Desarrollo 2002-2005).
Las áreas naturales protegidas de competencia estatal y municipal suman siete,
las cuales cubren una superficie de 292.6 hectáreas, representando el 0.033%
de la superficie potencial estatal. De esta superficie el 38% corresponde a una
Reserva Ecológica Municipal, el 31% a un Parque Estatal, el 23.24% a Zonas
de Preservación Ecológica de los Centros de Población y el resto (7.76%)
corresponde a un área clasificada como Terrenos de Utilidad Pública. Las dos
áreas restantes fueron declaradas como Reservas Ecológicas por decreto
municipal, el cual no señala la superficie que involucran. Áreas naturales protegidas de competencia estatal y Municipal.
CATEGORIA/NOMBRE FECHA DE DECRETO
SUPERFICIE (Ha) MUNICIPIOS ECOSISTEMA
Reserva Ecológica de Tulancingo* POE 19/O7/1993 ND Tulancingo de Bravo
ND
Reserva Ecológica El Astillero* POE 19/07/1993 ND Alfajayucan ND
Reserva Ecológica El Hiloche* POE 26/10/1998 112.3 Mineral del Monte Ba y Bq
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CATEGORIA/NOMBRE FECHA DE DECRETO
SUPERFICIE (Ha) MUNICIPIOS ECOSISTEMA
Terrenos de Utilidad pública “Las Lajas” ó “Cerro del Lobo”
POE 18/07/1998 21.85 Pachuca de soto Bc
Parque Ecológico cubitos (parque estatal)
POE 30/12/2002 90.45 Mineral de la Reforma y Pachuca de Soto
Mx
Zona de Preservación Ecológica de los centros de población el Campanario
DM 16/12/2003 40.00 Cuautepec de Hinojosa
Bq y Bp
Zona de preservación Ecológica de los Centros de población la Lagunilla
DM 04/11/2003 28.00 Tulancingo de Bravo
Bq
Nota: POE: Periódico Oficial del Estado; DM: Decreto Municipal; Ba: bosque de oyamel; Bq: bosque de
encino, Bc: bosque cultivado (eucalipto); Bp: bosque de pino; Mx: matorral xerófilo; ND: no disponible (*)
estas áreas no corresponden a ninguna categoría señalada en la LEEPAEH ó la LGEEPA
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Ubicación Geográfica de las áreas naturales protegidas de competencia Estatal y Municipal
Actualmente, se trabajan en once proyectos de áreas naturales protegidas de
carácter Estatal y Municipal, para concretarse en el año 2005, que aportarán un
total de 30,053.98 hectáreas bajo esta política de protección.
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Leyes, Reglamentos y bandos municipales
LEYES
Ley de Aguas Nacionales
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente
Ley Federal de Derechos
Ley Federal de Procedimientos Administrativos
Ley Federal del Trabajo
Ley Federal sobre Metrología y Normalización
Ley General de Protección Civil
Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos
Ley para la protección al Ambiente en el Estado de Hidalgo
REGLAMENTOS
Reglamento contra la Contaminación por Ruido
Reglamento de Gas Natural
Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación Atmosférica
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental
Reglamento Federal de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo
Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos
Reglamento de la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente del Estado de Hidalgo
REGLAMENTACION MUNICIPAL
Bando de Policía y buen Gobierno Tula de allende
Reglamento de Ecología y Gestión Ambiental
INDICE CAPITULO V
V descripcion del proceso 69
V.1 Bases de diseño 69
V.1.1 Proyecto civil 81
V.1.2 Proyecto mecánico 83
V.1.3 Proyecto eléctrico 84
V.1.4 Proyecto sistema contra-incendio 92
V.1.5 Proyecto instrumentación 93
V.2 Descripción detallada del proceso 96
V.2.1 Descripción de flujo de proceso de Tula 1 110
V.2.2 Descripción del flujo de la planta Desulfuradora 2 148
V.2.3 Servicios Auxiliares de las plantas desulfuradoras 192
V.3 Hojas de Seguridad 218
V.3.1 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos: Tula 1 219
A) Líneas de Proceso 219
B) Servicios auxiliares 220
V.3.2 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : Tula 2 221
V.4 Almacenamiento 223
V.5 Equipos de proceso y auxiliares 223
V.5.1 SISTEMAS DE DESFOGUE. 255
V.6 Condiciones de Operación 257
V.6.1 Balance de material y energía 257
V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación 261
V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso 262
V.6.4 Características del régimen ooperativo de la instalación (continuo o por lotes).262
V.6.5 Diagramas de tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y
con la simbología correspondiente. 263
V.7 Cuarto de Control 264
V.7.1 Especificación del cuarto de control 264
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V DESCRIPCION DEL PROCESO
V.1 Bases de diseño
Las plantas Desulfuradoras de gasolina están y serán construidas de acuerdo a las
normas, estándares y códigos nacionales e internacionales. Aunado a lo anterior, se
conservan los siguientes criterios globales para los aspectos sísmicos, mecánicos y
meteorológicos:
En el anexo 7 se incluyen las bases de diseño
A) Criterios globales para diseño por sismo.
Para el diseño sísmico es necesario conocer esencialmente dos conceptos: el
espectro de diseño sísmico y la ductilidad o factor de comportamiento sísmico de
cada construcción (edificio, cimentación reactores, cimentación columnas,
cimentación tanques de almacenamiento, entre otros).
De acuerdo a la regionalización del manual CFE (MDOC), la zona donde se
construirán las plantas Desulfuradoras está catalogado como zona media.
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.
El factor de comportamiento sísmico de cada estructura instalada dentro de las
plantas fue establecido por los responsables del análisis y diseño estructural, durante
las fases de ingeniería de detalle y será aplicado en las coordinaciones de
construcción y montaje de plantas de proceso.
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
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trabes se apoyan a su vez sobre zapatas o sobre losas. La ampliación de torre de
enfriamiento se cimentara con losas de concreto armado. Las columnas de los racks
se apoyaran sobre zapatas aisladas de concreto reforzado.
B) Criterios globales para diseño por viento.
La clasificación de estructuras actual es zona B, período de retorno de 50 años y
velocidades regionales que oscilan entre los 110 y 120 km/h y los tipos 2 y 3 para
respuesta ante la acción del viento.
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;
reactores y columnas de destilación de forma cilíndrica de 5 a 8 m de diámetro y
altura total de 10 a 15 m.
C) Criterios globales para diseño.
Las tuberías se rigen por los siguientes criterios genéricos:
La presión de diseño no será menor a la que resulte de considerar en el diseño las
condiciones más severas de presión (interna o externa) y temperatura resultante de
la operación normal.
Las condiciones más severas, de presión y temperatura coincidentes, son
combinaciones de mayor espesor y rangos de trabajo.
Cualquier sistema de tuberías que pueda bloquearse al aislarlo de su válvula de
alivio, está diseñada, para la máxima presión que desarrolle para esta condición.
La temperatura de diseño es tal que representa la condición más severa.
El diseño de las tuberías contempla los efectos de proceso y ambientales por
enfriamiento, expansión de los fluidos y congelamiento.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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También se incluyeron los efectos dinámicos (impacto, viento, sismos, vibración,
reacciones por descarga, efectos de cargas, cargas vivas, cargas muertas).
Incluye los efectos de contracción y expansión térmica (restricción de movimiento,
gradientes de temperatura, expansión, soportes, anclajes y movimientos en los
extremos).
La variación de la presión en ningún caso excederá la presión de prueba del sistema
de tubería.
Para la condición de operación más crítica, es permitido exceder el límite de la
presión o el esfuerzo permisible a su temperatura existente hasta 33% como
máximo.
Los recipientes a presión que serán instalados en las plantas Desulfuradoras
deberán cumplir con lo indicado por ASME.y API-650, que indica que:
El espesor de toda placa sujeta a presión, después de conformada, no es menor que
el espesor mínimo indicado por los planos de fabricación
Las cabezas conformadas para recipientes a presión son de una sola pieza.
La temperatura usada en el diseño, es como mínimo, la temperatura media del metal
a través del espesor, a las condiciones de operación esperadas del proceso.
En ningún caso deberán excederse las temperaturas máximas de la superficie del
metal (tablas de esfuerzos de materiales).
Cuando puedan ocurrir cambios cíclicos de temperatura, con cambios menores en la
presión, el diseño se basa en la más alta temperatura probable.
Los recipientes se diseñan como mínimo, para la condición 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.
Debe resaltarse que los códigos, normas y estándares aplicados superan
ampliamente las consideraciones que resultaren de los datos de fenómenos
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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climáticos adversos, extremos y habituales. Como es evidente, los fenómenos
naturales también son considerados, en particular el aspecto sísmico característico
de la República Mexicana
En general el diseño de ingeniería y construcción de las plantas Desulfuradoras de
gasolina consideran, determinante, la influencia de los fenómenos naturales, mismos
que generan las condicionantes y quedan implícitos en los procedimientos de cálculo
generales y particulares.
Dentro de las normas que se utilizan para el diseño y construcción se tienen las que
se listan en las tablas siguientes.
INGENIERÍA DE PROCESO Código de Norma Nombre de la Norma
ISA Instrumentation, Systems, and Automation Society
ISA-84.00.01 Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1: Framework, Definitions, System, Hardware and Software
ISA-84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries
NFPA National Fire Protection Association
NFPA - 10 Portable Fire Extinguishers NFPA – 15 Water Spray Fixed Systems for Fire Protection NFPA – 24 Private Fire Service Mains and their Appurtenances NFPA - 72 National Fire Alarm Code
INGENIERÍA ELÉCTRICA Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar
NOM Normas Oficiales Méxicanas
NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización) API American Petroleum Institute API-RP-540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants API-RP-2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning and Stray
Currents FAA
Federal Aviation Administration FAA 70/7460 Advisory Circular – Obstruction Marking and Lightning (of structures for
aircraft avoidance) NFPA
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National Fire Protection Association NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection System
NRF Normas de Referencia
PEMEX 2.251.01 (1991) Transformadores de distribución y potencia NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras NRF-146-PEMEX-2005 Tableros de distribución en Media Tensión GNT-SSNP-E019-2006 Centro de control de motores en 480 y 220 volts
NMX Normas Mexicanas
NMX-J-511 ANCB PRODUCTOS ELECTRICOS-SISTEMA DE SOPORTES METALICOS TIPO CHAROLA PARA CABLES-ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA
NMX-J-235/1-ANCE-2000 Cabinets/Compartments for use with Electrical Equipment NMX-J-098-ANCE-1999 Sistemas Eléctricos de Potencia-Suministro-Tensiones Eléctricas
Normalizadas NMX-J-353-ANCE-1999 Centros de control de motores–Especificaciones y métodos de prueba. NMX-J-433-ANCE-2005 Productos Eléctricos – Motores de Inducción, Trifásicos de
corriente alterna de tipo jaula que ardilla en potencias mayores de 373 KW, especificaciones y métodos de prueba
NMX-J-534-ANCE-2005 Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios – Especificaciones y métodos de prueba
INGENIERÍA MECÁNICA Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar
ASTM American Society for Testing and Materials
E-10 Standard Test Method for Brinell Hardness Test of Metallic Materials E-23 Standard Test Method for Notched Bar Impact Testing of Metallic
Materials ASNT
American Society for Nondestructive Testing SNT-TC-1A Recommended Practice
ANSI American Nacional Standards Institute
S1.1 Acoustical Terminology S1.2 Method for Physical Measurements of Sound, 1962 (reaffirmed 1976) S1.4 Specification for Sound Level Meters, 1971 (reaffirmed 1976) S1.6 Preferred Frequencies and Band Numbers for Acoustical Measurement S1.8 Preferred Reference Quantities for Acoustical Levels S1.10 Calibration of Microphones S1.11 Specifications for octave, half-octave and Third octave Band Filter Sets,
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1966 (reaffirmed 1976) S1.13 Methods for Measurement of Sound Power Levels, 1971 (reaffirmed
1976) S1.21 Methods for the Determination of Sound Power Levels of Small Sources
in Reverberation Rooms, 1972 S6.1 Qualifying a Sound Data Acquisition System
AISC American Institute for Steel Construction
Manual of Steel Construction AMCA
Air Moving and Conditioning Association Publication 201
ANSI American National Standards Institute
B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings B31.3 Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping B31.1 Power Piping
ASCE American Society of Civil Engineering
7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures ASME
American Society of Mechanical Engineers Boiler and Pressure Vessel Code Section I Power Boilers Section II Material Specifications Section IX Welding and Brazing Qualifications B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose
AWS American Welding Society
D1.1 Structural Welding Code API
American Petroleum Institute Rev.1 STD 530 Recommended Practice for Calculation of Heater Tube Thickness in
Petroleum Refineries RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters Rev.1 RP 532 Measurement of Thermal Efficiency of Fired Process Heaters Rev.1 RP 533 Air Preheat Systems for Fired Process Heaters Rev.1 RP 535 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services Rev.1 RP 550 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control Systems, Part III “ Fired Heaters and Inert Gas Generators STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service STD 630 Tube and Header Dimensions for Fired Heaters for Refinery Services
(Reaffirmed 1979)
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SSPC Steel Structures Painting Council
SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal G-204 Lubrication, Shaft-Sealing and Control-Oil Systems for Petroleum,
Chemical and Gas Industry Service K-201 Package Unit Instrumentation N-261 Package Equipment Electrical Requirement O-201 Coating-based Corrosion Protection for Surface Facilities SN-252 Equipment Noise Level Requirements WPS Welding Procedure Specification PQR Procedure Qualification Record HAZ Heat Affected Zone PWHT Post Weld Heat Treatment DMW Dissimilar Metal Weld NDE Non Destructive Examination
INGENIERÍA CIVIL Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar
NSC National Safety Council
A10.9 Safety Requirements for Construction and Demolitions Operations - Concrete and Masonry Work
ASTM American Society for Testing and Materials
A36/A36M Standard Specification for Structural Steel A82 Standard Specification for Cold-Drawn Steel Wire for Concrete
Reinforcement A123 Specification for Zinc Hot-Dip Galvanized Coating on Products A153 Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware A307 Standard Specification for Carbon Steel Externally Threaded
Standard Fasteners A325 Standard Specification for High-Strength Bolts for Structural Steel
Joints A500 Standard Specification for Cold-Formed Welded and Seamless
Carbon Steel Structural Tubing in Rounds and Shapes 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-
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Vanadium Steels of Structural Quality A780 Standard Specification for Repair of and Uncoated Areas of
Damaged Hot-Dip Galvanized Coatings A185 Standard Specification for Welded Steel Wire Fabric, Plain for
Concrete Reinforcement A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs,
60,000 PSI Tensile Strength A615(S1) Standard Specification for Deformed and Plain Billet -Steel
Bars for Concrete Reinforcement B695 Specification for Coatings of Zinc Mechanically deposited on Iron and
Steel C31 Standard Method for Making and Curing Concrete Test Specimens in
the Field C33 Standard Specification for Concrete Aggregates C39 Standard Test Method for Compressive Strength of Cylindrical
Concrete Specimens C42 Standard Test Method for Obtaining and Testing Drilled Cores and
Sawed Beams of Concrete C94 Standard Specification for Ready - Mixed Concrete C109 Standard Test Method for Compressive Strength of Hydraulic
Cement Mortars (using two-inch [50-mm] Cube Specimens C138 Standard Test Method for Unit Weight, Yield and Air Content
(Gravimetric) of Concrete C143 Standard Test Method for Slump of Hydraulic Cement Concrete C150 Standard Specification for Portland Cement C156 Standard Test Method for Water Retention by Concrete Curing
Materials C171 Standard Specification for Sheet Materials for Curing Concrete C191 Standard Test Method for Time of Setting of Hydraulic Cement by
Vicat Needle C531 Standard Test Method for Linear Shrinkage and Coefficient of
Thermal Expansion of Chemical Resistant Mortars, Grouts and Monolithic Surfacings
C579 Standard Test Methods for Compressive Strength of Chemical Resistant Mortars and Monolithic Surfacings and Polymer Concretes
C827 Standard Test Method for Changes in Height at Early Ages of Cylindrical Specimens from Cementitious Mixtures
C1107 Standard Specification for Packaged Dry, Hydraulic Cement Grout (Nonshrink)
C1181 Standard Test Methods for Compressive Creep of Chemical Resistant Polymer Machinery Grouts
E329 Standard Practice for Use in Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in Construction
C172 Standard Practice for Sampling Freshly Mixed Concrete C173 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by
the Volumetric Method
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C231 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Pressure Method
C260 Standard Specification for Air-Entraining Admixtures for Concrete C309 Standard Specification for Liquid Membrane – Forming Compounds
for Curing Concrete C494 Standard Specification for Chemical Admixtures for Concrete C618 Standard Specification for Fly Ash and Raw or Calcined Natural
Pozzolan for Use as a Mineral Admixture in Portland Cement Concrete
C685 Standard Specification for Concrete Made by Volumetric Batching and Continuous Mixing
D226 Standard Specification for Asphalt-Saturated Organic Felt Used in Roofing and Waterproofing
D422 Standard Test Method for Particle-Size Analysis of Soils D698 Test Method for Laboratory Compaction Characteristics of Soil Using
Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m]) D994 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for
Concrete (Bituminous Type) D1751 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for
Concrete Paving and Structural Construction (Nonextruding and Resilient Bituminous Types)
E96 Standard Test Methods for Water Vapor Transmission of Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection
Agencies as Used in Construction F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers
OSHA Occupational Safety and Health Administration
Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction Subpart C General Safety and Health Provisions Subpart D Occupational Health and Environmental Controls Subpart E Personal Protective and Life Saving Equipment Subpart H Materials Handling, Storage, Use and Disposal Subpart I Tools - Hand and Power Subpart K Electrical Subpart L Scaffolds Subpart N Cranes, Derricks, Hoists, Elevators and Conveyors Subpart P Excavations Subpart Q Concrete and Masonry Construction
ACI American Concrete Institute
211.1 Standard Practice for Selecting Proportions for Normal, Heavyweight and Mass Concrete
301 Specifications for Structural Concrete 302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction
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304R Guide for Measuring, Mixing, Transporting and Placing Concrete
305R Hot Weather Concreting 306R Cold Weather Concreting 307 Standard Practice for the Design and Construction of Cast-In-Place
Reinforced Concrete Chimneys 308 Standard Practice for Curing Concrete 313 Recommended Practice for Design and Construction of Concrete
Bins, Silos and Bunkers for Storing Granular Materials 315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement 318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and
Commentary 347 Guide to Formwork for Concrete 350 / 350R Code Requirements for Environmental Engineering Concrete
Structures and Commentary Federal Specification
SS-S 200E Sealants, Joints, Two-Component, Jet-Blast-Resistant, Cold-Applied, for Portland for Portland Cement Concrete Pavement
CRD Corps of Engineers
C 621 Specification for Nonshrink Grout AISC
American Institute of Steel Construction 316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition
NFPA National Fire Protection Association
30 Flammable and Combustible Liquids Code Handbook OSHA
Occupational Safety and Health Administration Part 1910 Occupational Safety and Health Standards Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction
ASCE
American Society of Civil Engineers Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures Guidelines for Wind Loads and Anchor Bolt Design for Petroleum
Facilities Manual of Civil Work Design of the Federal Commission of Electricity,
993 Edition (Sections C.1.3 and C.1.4) PCA
Portland Cement Association IS195.01D Slab Thickness Design for Industrial Concrete Floors on Grade
AASHTO American Association of State Highway and Transportation Officials
M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil
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Aggregate Mixtures for Highway Construction Purposes INGENIERÍA DE INSTRUMENTACIÓN
Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar API
American Petroleum Institute API RP520 Sizing Selection Installation of Pressure Relieving Devices in
Refineries Part I, Sizing and Selection - Fifth edition API RP520 Sizing Selection and installation of Pressure Relieving Devices in
Refineries, Part II Installation Third Edition API RP521 Guides for Pressure Relief and Depressuring Systems – Third edition API MPMS 5.3 Manual of Petroleum Measurement Standard Chapter 5 - Liquid
Metering Section 3 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters
API MPMS 5.2 Manual of Petroleum Measurement Chapter 5 - Liquid Metering Section 2 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters
API MPMS 14.3 Manual of Petroleum Measurement standards Chapter 14 Natural Gas Fluid Measurements Section 3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids
ASME American Society of Mechanical Engineers
ASME / ANSI B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose (Inch) ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings ASME B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay) ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges (Series B) ASME SEC VIII-DI Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Construction of
Pressure Vessels, Division I ASME PTC 19.3 Performance Test Code: Temperature Measurement, Instruments and
Apparatus ASME PTC 25.3 Performance Test Code: Terminology for Pressure Relief Devices
IEC International Electrotechnical Commission
IEC 60079 Electrical Apparatus for Explosive Gas Atmospheres IEC 60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)
ISA Instrumentation, Systems and Automation Society
ISA-5.1 Instrumentation Symbols and Identification ISA-5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations ISA-5.3 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display
Instrumentation, Logic and Computer Systems ISA-5.4 Instrument Loop Diagra ISA-5.5 Graphic Symbols for Process Display ISA/ANSI-7.0.01 Quality Standard for Instrument Air ISA-12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Apparatus
inHazardous (Classified) Locations
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ISA-RP12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings
ISA-RP12.4 Pressurized Enclosures ISA-RP12.06.01 Recommended Practices for Wiring Methods for Hazardous
(Classified) Locations Instrumentation Part 1: Intrinsic Safety ISA-12.10 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations ISA-12.12.01 Nonincendive Electrical Equipment for Use in Class I & II, Division 2
and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations ISA-S12.13.01 Performance Requirement for Combustible Gas Detectors ISA-RP16.1,2,3 Terminology, Dimensions and Safety Practices for Indicating
Variable Meters (Rotameters) RP16.1 Glass Tube, RP16.2 Metal Tube, RP16.3 Extension Type Glass Tube Recommended Practice
ISA-RP16.4 Recommended Practice Nomenclature and Terminology for Extension Type Variable Area (Rotameters)
ISA RP16.5 Recommended Practice Installation, Operation, Maintenance Instructions for Glass Tube Variable Area Meters (Rotameters)
ISA-RP16.6 Recommended Practice Methods and Equipment for Calibration of Variable Area Meter (Rotameters)
ISA-18.1 Annunciator Sequences and Specifications ISA-20 Specification Forms for Process Measurement and Control
Instruments, Primary Elements and Control Valves ISA-RP31.1 Specification, Installation and Calibration of Turbine Flowmeters ISA-RP42.00.01 Nomenclature for Instrument Tube Fittings ISA-51 Process Instrumentation Terminology ISA-RP60.1 Control Center Facilities ISA-RP60.2 Control Center Design Guide and Terminology ISA-RP60.3 Human Engineering for Control Centers ISA-RP60.6 Nameplates, Labels and Tags for Control Centers ISA-RP60.8 Electrical Guide for Control Centers ISA-RP60.9 Piping Guide for Control Centers ISA-71.01 Environmental Conditions for Process Measurement and Control
Systems: 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
ISO International Organization for Standardization
ISO 5167-1 Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Part 1: Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes inserted in circular cross-section conduits running full
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ISO15156 Parts 1, 2and 3 Petroleum and Natural Gas Industries Materials for use in H2S containing Environments in Oil and Gas Production, Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons, Part 3: Cracking-resistant CRA’s (corrosion-resistant alloys and other alloys)
NFPA National Fire Protection Agency
NFPA 70 National Electrical Code NFPA 85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code
V.1.1 Proyecto civil
El Proyecto Civil incluye la ingeniería estructural, procura y construcción de
cimentaciones, fosas, estructuras de apoyo de equipos y de tuberías, edificaciones,
etc., de las diversas instalaciones que conforman las Plantas Desulfuradoras de
Gasolina Catalítica 1 y 2, y sus instalaciones complementarias, las obras de
acondicionamiento de carga a TAME y sus integraciones, que en términos generales
incluyen los siguientes trabajos:
A) Demoliciones, excavaciones, rellenos y retiro de materiales.
B) Cimentaciones para estructuras, equipos, torres, calentadores, tanques y
recipientes.
C) Estructuras para soporte de equipo.
D) Cobertizo para compresores de aire de instrumentos y de plantas.
E) Casas de compresores de proceso.
F) Cuartos de analizadores.
G) Soportes elevados y puentes para tubería.
H) Cimentación del tanque de almacenamiento para amina y su dique.
I) Cimentación y estructura para la ampliación en una celda de la Torre de
Enfriamiento CT-507 existente.
J) Cimentación y estructura del quemador elevado, y un cobertizo para el
encendido remoto.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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K) Ductos y registros eléctricos y de instrumentación.
L) Cimentaciones para postes de alumbrado
M) Registros para drenaje
N) Plataformas de operación y acceso.
O) Pasos inferiores y trincheras para tubería
P) Adecuación de carga a TAME en la Planta Catalítica FCC-2, existente.
Q) Separador API (fosa local dentro del predio de las plantas para recuperación
previa de hidrocarburos, antes de descargas el agua a los sistemas de
tratamiento existentes de aguas residuales .
R) Subestación eléctrica
S) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de Hidros
1
T) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de Hidros
2
U) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Primaria 2
V) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Combinada
El listado anterior es enunciativo no limitativo, por lo que se incluira como parte del
alcance, los levantamientos topográficos de las áreas que integran el proyecto, el
Estudio Geotécnico de las áreas que integran el proyecto, el Estudio de Resistividad
Eléctrica del Terreno, la localización de las diferentes áreas que componen el
proyecto con objeto de establecer los criterios de diseño para la cimentación de
equipos, soportes elevados, pasos inferiores y trincheras para tubería, que estén
localizadas fuera de las áreas consideradas en el Estudio Geotécnico, la elaboración
de la ingeniería de detalle, procura y construcción de todas las cimentaciones,
estructuras y edificaciones, necesarias.
Para mayor información, en el anexo No. 8 se incluyen las especificaciones técnicas
en materia del proyecto civil que fueron realizadas por el licenciador de la ingeniería.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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V.1.2 Proyecto mecánico
El alcance de la especialidad incluye el diseño, fabricación control de calidad,
suministro, transporte, instalación pruebas e inspecciones necesarias (hidrostáticas,
radiografiado, etc.), recubrimiento (pintura), aislamiento térmico, preparativos de
arranque, arranque y pruebas de comportamiento, puesta en operación y todos los
trabajos requeridos para los equipos dinámicos y estáticos, que operarán en la
planta.
El proyecto contempla las dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2,
UÑSG-1 y ULSG-2. Las Unidades regeneradoras de Amina y las instalaciones
complementarias, edificaciones y la integración de los sistemas.
Como parte del alcance, se consideraran las modificaciones e integraciones que se
requieran a los equipos e instalaciones de las plantas de proceso, servicios
principales, tanques de almacenamiento, edificios y casas de bombas aportadoras de
corriente y servicios a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, y instalaciones
complementarias requeridas por el proceso.
El equipo estático incluye: Torres de proceso, reactores, filtros, intercambiadores de
calor, tanques de almacenamiento, aeroenfriadores, calentadores a fuego directo, y
todos los recipientes a presión en general, requeridos para las plantas e
instalaciones.
Para los sistemas de enfriamiento, se dispondrá en forma limitada de agua, por lo
que deberá optimizarse este servicio utilizando aeroenfriadores.
El alcance para el equipo dinámico incluye: bombas, compresores de proceso,
compresores para aire, y turbinas par las plantas e instalaciones.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Se contará también con in paquete de tres compresores para aire de instrumentos, y
aire de plantas para las plantas ULSG-1, USLG-2.
Los compresores deben ser preferentemente enfriados por aire, en caso de que sean
enfriados con agua, seran integrados al circuito cerrado de enfriamiento con
condensado.-
Se contará como parte del sistema con tres bombas para gasolina catalítica amarga,
para enviar carga a las plantas, estas bombas se ubicaran en la casa de bombas No.
2.
Se contará además con tres bombas para el manejo de gasolinas “parásitas”, para
enviarlas a las plantas HDS de destilados intermedios U-700-1 y U-700-2, dichas
bombas se ubicarán en la casa de bombas “TEP”.
En el anexo no. 9 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto
mecánico que fueron realizadas por el licenciador de la ingeniería.
V.1.3 Proyecto eléctrico
Con el fin de alimentar todos los servicios de energía eléctrica que se requieren para
esta obra, se desarrollara la Ingeniería de Detalle Complementaria del sistema
eléctrico, suministrar los equipos, materiales y accesorios requeridos, construir,
instalar, realizar pruebas a todos los elementos del sistema eléctrico, proporcionar al
personal de PEMEX Refinación cursos de capacitación para la operación y
mantenimiento de equipos, arrancar equipos y poner en operación las instalaciones
eléctricas de fuerza, control, alumbrado normal, alumbrado de emergencia, luces de
obstrucción, contactos, red de puesta a tierra, y sistema de pararrayos de las plantas
desulfuradoras de gasolina ULSG-1 y ULSG-2, sus sistemas complementarios, la
subestación eléctrica nueva SE-22, cuarto de control satélite, casa de cambio,
casetas de operadores, quemador elevado, la ampliación e integración en
instalaciones existentes como casas de bombas, torre de enfriamiento, cuarto de
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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control central (Bunker), tableros de distribución en planta termoeléctrica, planta
catalítica FCC2, plantas Hidros 1 y plantas Hidros 2.
El diseño del sistema eléctrico, la capacidad y características de los equipos,
accesorios y materiales, la construcción y pruebas de las instalaciones eléctricas
deben cumplir los requisitos establecidos en la norma NOM-001-SEDE-2005, la
norma NRF-048-PEMEX-2007, los lineamientos de ingeniería.
En el diseño de las instalaciones y equipos el contratista incluira todo lo necesarios
para que cada planta ULSG opere en forma independiente; en la subestación
eléctrica los equipos deben ser independientes para cada planta excepto los equipos
para aire acondicionado y presión positiva de la misma.
El proyecto incluirá los siguientes conceptos y documentos, los que se respaldan los
planos, memorias de calculó, documentos de compra y lista de materiales:
• Lista de motores.
• Lista de cargas eléctricas.
• Diagramas unifilares.
• Localización y arreglos de equipo eléctrico en subestación (plantas,
elevaciones, cortes transversales y longitudinales, y detalles).
• Distribución y arreglo de soporte tipo charola en cuarto de cables (plantas,
elevaciones, detalles y cortes).
• Distribución de fuerza en área de subestación.
• Distribución de fuerza, alumbrado y control en áreas de proceso.
• Cédula de conductores y tubos conduit.
• Cortes de ductos eléctricos.
• Receptáculos, alumbrado normal y de emergencia en edificios y cobertizos.
• Receptáculos en áreas de proceso, luces de obstrucción, alumbrado normal y
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de emergencia en áreas de proceso.
• Alumbrado exterior y de vialidades.
• Cuadros de cargas de tableros para alumbrado y contactos.
• Sistemas de puesta a tierra para subestación, plantas de proceso y sistemas
complementarios.
• Sistema de puesta a tierra para equipo electrónico.
• Sistema de pararrayos.
• Diagramas de control eléctrico para media y baja tensión.
• Clasificación de áreas peligrosas en plantas, elevaciones y cortes
longitudinales y transversales
• Detalles de instalación y montaje (alumbrado, fuerza, tierras, instrumentos,
etc.).
• Estudios de corto circuito, caídas de tensión, calidad de la energía,
coordinación y ajuste de protecciones.
• Corrección del factor de potencia y bancos automáticos de capacitores en
media tensión.
• Trazado eléctrico
• Protección catódica
La representación gráfica de la Ingeniería se elaborara por medio de paquetes de
diseño y dibujo asistido por computadora (CADD) generando archivos de extensión
DWG ó DGN.
La ingeniería estara soportada por memorias de cálculo para todos los elementos del
sistema eléctrico. Los cálculos técnicos seran hechos con software de cálculo de
reconocido uso y prestigio dentro del ámbito de la ingeniería. Dentro de la memoria
de cálculo se incluira la impresión de los datos de entrada y los reportes de salida del
software utilizado.
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Una vez concluida la obra, recibirá el libro de documentos finales que incluira los
manuales de instalación y mantenimiento de equipos del sistema eléctrico;
incluyendo además todas las licencias para el uso de los derechos de propiedad
industrial e intelectual, el uso de los derechos de patente y el uso de la información
técnica de software y de tecnología para equipos e instrumentos
El proyecto cumplira con la norma NOM-001-SEDE-2005, para verificar este requisito
se contratara los servicios de una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas
(UVIE) con acreditación vigente y obtener la certificación correspondiente;
Las secciones (calibre) de los conductores, diámetro de las tuberías conduit de los
circuitos en 13.8 kV, 4.16 kV, 480 V, 220/127 V, así como la capacidad de equipos
eléctricos y materiales para la subestación, las plantas de proceso y en general para
el sistema eléctrico, seran definidas tomando como base la ingeniería del licenciador
de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 y la ingeniería de detalle desarrollada por el propio
Licitante, cumpliendo los requisitos de las normas, especificaciones y lineamientos
referidos en este anexo.
Se realizara como parte del alcance de sus trabajos el desarrollo de los estudios de
corto circuito y coordinación de protecciones, de las Plantas ULSG’s desde los
puntos de integración en los tableros TDG-1 y TDG-3, así mismo realizar la
calibración de protecciones.
En los documentos técnicos del proyecto se utilizara el sistema de medidas estara de
acuerdo a la NOM-008-SCFI-2002. El diseño, la Ingeniería, los Manuales de
Operación y Mantenimiento y en general toda la documentación técnica desarrollada
sera en idioma Español, incluyendo todos los documentos de Ingeniería de Detalle
desarrollados, excepto el Material impreso de los fabricantes de Equipos y
Materiales, el cual podrá ser en idioma Inglés.
Como parte del proyecto se desarrollara la ingeniería de detalle, procura de equipos
y materiales, construcción, pruebas y puesta en operación de la subestación eléctrica
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SE-22 que dará servicio a las cargas de las plantas ULSG-1, ULSG-2, a las
Unidades de Regeneración de Amina, a los sistemas complementarios de las
plantas; el diseño de la subestación, sus dimensiones, la capacidad y características
de los equipos eléctricos que serán ubicados en las áreas de la misma, cumpliran los
requisitos establecidos en la norma NRF-048-PEMEX-2007, en el Anexo 3.6
”Lineamientos de ingeniería” y las demás normas y especificaciones técnicas
vigentes para PEMEX-REFINACIÖN.
Esta subestación tendra las dimensiones necesarias para alojar los equipos
eléctricos correspondientes para alimentación a las dos plantas y los sistemas
complementarios; partiendo de la ingeniería suministrada por el licenciador para cada
una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, también se determinara la capacidad y
dimensiones de los transformadores, centros de control de motores, tableros de
distribución, bancos de capacitores, bancos de baterías, sistemas de fuerza
ininterrumpible (UPS´s), tableros para alumbrado y contactos, gabinetes de interfase,
y en general los equipos que serán instalados en la subestación, además incluira
espacios para operación y mantenimiento alrededor de los equipos, de acuerdo a lo
establecido en el Anexo 3.6 “Lineamientos de ingeniería” y en la norma y NOM-001-
SEDE-2005.
El arreglo del sistema eléctrico, sera un sistema radial con doble alimentador en
arreglo de secundario selectivo en los niveles de tensión de 4,160/480/220-127 VCA.
La alimentación a la SE-22 será en 13,800 volts desde la casa de fuerza No. 1, los
tableros de distribución en 4,160 V, transformadores, centros de control de motores,
tableros de distribución de baja tensión, bancos de baterías, sistemas de fuerza
ininterrumpible, bancos de capacitores, independientes para cada Planta y sistemas
complementarios.
Como servicio común para ambas plantas se considerara: Un paquete de
compresión y filtrado para aire de instrumentos y de plantas, bombas del sistema
preseparador de aceite, bombas del sistema de recuperación de condensado,
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bombas del sistema de vaciado de equipos, sistema de nitrógeno equipo para aire
acondicionado de la subestación, equipo para aire acondicionado del cuarto de
control satélite, cuarto de cambió.
La nueva subestación eléctrica SE-22, estara ubicada fuera del Limite de Baterías
(LB) de las plantas, la localización y orientación, será de acuerdo a la Norma NRF-
048-PEMEX y la Norma de Referencia NRF-010-PEMEX.
Los equipos principales del sistema eléctrico en la subestación SE-22 en los niveles
de 13,800/4,160/480/220-127 VCA y 125 VCD, son los que se indican a
continuación:
• Interruptores de acometida en 13,800 V.
• Transformadores de potencia relación 13800/4160 V.
• Resistencias de puesta a tierra.
• Tableros de distribución/CCM en media tensión para cada planta.
• Transformadores de potencia relación 4160/480 V, para cada planta.
• Bancos automáticos de capacitores en media tensión para cada planta.
• Centros de Control de Motores en 480 V y 220 V para cada planta.
• Banco de baterías, cargador de baterías y tablero de corriente directa para
cada planta.
• Sistemas de fuerza ininterrumpible y tablero de distribución para cada planta.
• Tableros de distribución en baja tensión para cada planta.
• Tableros de transferencia para cada planta.
• Tableros de alumbrado y contactos para cada planta.
La subestación eléctrica estara constituida por las siguientes áreas:
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A) Cuarto de control eléctrico en dos niveles común para las dos plantas y
servicios complementarios: en planta alta el cuarto para tableros y en planta
baja cuarto para charolas y conductores.
B) Cuarto de baterías común para las dos plantas para alojar las baterías de los
sistemas de corriente directa para mando y control de interruptores de
potencia (independientes para cada planta), y para alojar las baterías de los
sistemas de fuerza ininterrumpible para alumbrado de emergencia
(independientes para cada planta).
C) Cuarto de máquinas para aire acondicionado y presurización del cuarto de
control eléctrico.
D) Cobertizo para transformadores, común para las dos plantas y servicios
complementarios.
Los tableros de distribución de media tensión y baja tensión, centro de control de
motores, cargador de baterías, gabinetes de UPS (sin baterías), bancos automáticos
de capacitores, gabinete de interfase al Sistema de Control Operacional Avanzado
(SCOA) también identificado como Sistema de administración y control de la energía
(SCAE), y gabinete de interfase con el SCD, estaran localizados en el cuarto de
tableros y contaran con envolventes en gabinete tipo interior.
Los tableros de distribución, centro de control de motores y tableros de control
tendran un bus mímico al frente de ellos, el ancho del dibujo de barras principales
seran de 19 mm, y las derivadas de 6 mm, rotulado a todo lo largo del tablero con
esmalte alquidálico, en color contrastante con el del tablero, indicando el servicio,
nombre del equipo y clave.
En un muro del cuarto de tableros, se colocara el diagrama unifilar simplificado,
visible, dibujado en un tablero acrílico o pintado, susceptible de modificaciones, con
identificaciones homologadas de tableros y motores.
Sobre el piso al frente de los tableros, se instalara un tapete aislante tipo
antiderrapante, con la finalidad de tener condiciones de operación seguras. El tapete
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tendra una resistencia dieléctrica de 25 KV como mínimo. El tapete sera de un metro
de ancho y extenderse 0.60 m adicional, en los extremos del tablero o CCM.
La alimentación eléctrica a la subestación “SE-22”, sera en 13.8 KV desde la casa
de fuerza No. 1, desde los tableros TDG-1 (marca Siemens con interruptores en
pequeño volumen de aceite) y TDG-3 (marca Elmex con interruptores en vacío).
Los sistemas complementarios comunes a las dos plantas desulfuradoras de
gasolina catalítica ULSG-1 y ULSG-2, son los siguientes:
A) Preseparador API.
B) Sistema de enfriamiento por condensado para equipos dinámicos.
C) Sistema de recuperación de condensado limpio.
D) Sistema de recuperación de condensado aceitoso.
E) Sistema de recuperación de purgas y vaciado de equipos.
F) Sistema de suministro de nitrógeno.
Incluye el desarrollo de la Ingeniería de detalle y complementaria, suministrar los
materiales y accesorios requeridos, instalar, probar, arrancar y poner en operación la
instalación eléctrica de una caseta de campo de operadores para cada planta ULSG,
incluyendo: alumbrado, contactos, aire acondicionado y puesta a tierra; la
alimentación eléctrica será desde la subestación SE-22 de las plantas, por ducto
eléctrico subterráneo.
También incluye la instalación eléctrica del cuarto de control satélite, incluyendo:
alumbrado normal, alumbrado de emergencia, sistema de puesta a tierra eléctrica,
sistema de puesta a tierra electrónica, clasificación de áreas, alimentadores a
tableros de alumbrado y contactos, alimentadores a equipo de aire acondicionado y
presión positiva, alimentador a cargador de baterías para el sistema telefónico,
alimentador de línea normal y alimentador de línea alternativa para cada una de las
UPS indicadas a continuación:
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A) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-1.
B) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-1.
C) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la planta ULSG-1.
D) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-2.
E) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-2.
F) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la planta ULSG-2.
G) UPS común para el Sistema de Intercomunicación y Voceo y el Circuito Cerrado de
Televisión.
H) UPS para el Sistema de Transmisión de Datos
I) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-1, la URA-1 y sistemas
complementarios.
J) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-2, la URA-2 y sistemas
complementarios.
La alimentación eléctrica a las cargas del cuarto de control satélite sera desde la
subestación SE-22 de las plantas ULSG, por ducto eléctrico subterráneo.
El diseño, instalación del sistema de tierras y la puesta a tierra de bombas,
ventiladores, gabinetes, etc., suministrando cable, conectores, electrodos y todo lo
necesario para la operación eficiente de la ampliación de la Torre de enfriamiento.
En el anexo No. 10 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto
eléctrico de las plantas que fueron realizados por el licenciador de la ingeniería.
V.1.2 Proyecto sistema contra-incendio
Como parte del desarrollo del proyecto se incluira el desarrollo y aplicación del
Análisis hidráulico integral, mismo que debe presentar con los apoyos técnicos y
normativos para la revisión por personal técnico, especialista en protección contra
incendio, de PEMEX Refinación. El Análisis hidráulico integral se realizara a través
de un exhaustivo estudio de la Red Contra Incendio, de todas las áreas involucradas
en este proyecto de acuerdo a los requerimientos establecidos en los “Lineamientos
de Ingeniería y Estudios”.
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Se considerara la instalación y señalización de los dispositivos exteriores para
protección de todas las áreas involucradas en este proyecto, como: Sistemas de
Diluvio, hidrantes, monitores, extintores, válvulas de seccionamiento, estaciones
manuales de alarma y tapas de registros, e interiores, como: estaciones manuales de
alarma, extintores, rutas de evacuación, etc.; las características de estos Letreros de
Seguridad, cumpliran con lo establecido por la Norma Oficial Mexicana NOM-026-
STPS-1998, la norma No. 09.0.05 “Señalización de Seguridad” y la Norma de
Referencia: NRF-029-PEMEX-2005 “Señales de seguridad e higiene para los
Edificios Administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”.
La red de contra incendio será a base de tubería enterrada, para suministrar los
equipos fijos y móviles con una presión minina de 7 Kg/cm2 al punto o equipo más
remoto de la planta, La velocidad del flujo en tuberías no será mayor a 5 m/seg. El
diseño estará de acuerdo al NFPA-24. Los monitores serán de 21/2” y la tubería de
alimentación será de 4”, estarán distribuidos a distancias no mayores de 38 metros.
La cobertura de los monitores será de 33 metros. La operación de los monitores
actuaran automáticamente cuando se detecte fuego en alguno de los equipos de
proceso. Los soportes y estructuras contaran con protección contra fuego a base de
material retardante. Los sistemas de protección contraincendio portátiles serán con
extinguidores de 20 lb y 150 lb, de bicarbonato de sodio, localizados a una distancia
máxima de 15 metros.
En el anexo No. 11 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto
del sistema contraincendio que fueron realizados por el licenciador de la ingeniería
V.1.5 Proyecto instrumentación
Se considerara dentro del proyecto, los alcances mencionados a continuación:
Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-
8000), y las instalaciones complementarias se deben monitorear y controlar a través
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de un sistema de control distribuido (SCD), un sistema de paro de emergencia (ESD)
y un sistema de extinción, fuego y gas (F&G).
Las señales de la instrumentación de campo deben ser cableadas hasta el cuarto de
control satélite común localizado dentro del límite de batería de las plantas, en el que
se deben instalar los gabinetes de los diferentes sistemas, excepto los sistemas de
control de equipos paquete que se localicen en campo (junto al propio equipo).
Las consolas de operación e ingeniería de estos sistemas estaran ubicadas dentro
del cuarto de control central norte (Bunker) existente y se enlazaran con el cuarto de
control satélite mediante fibra óptica físicamente redundante, tendidas por
trayectorias subterráneas geográficamente diferentes. Para lo anterior, se construiran
los registros y ductos subterráneos suficientes para conducir la fibra óptica y el
cableado de comunicación y demás señales entre el cuarto de control central norte y
el cuarto satelite, incluyendo el suministro de la fibra óptica, su instalación,
interconexión y pruebas. Se efectuaran todos los trabajos necesarios para lograr la
óptima interconectividad e interoperabilidad entre el cuarto de control central y el
cuarto de control satélite, así como la comunicación con los equipos paquete de las
instalaciones complementarias.
Se realizara, como parte del alcance de obra del proyecto, la ingeniería, la procura, el
suministro, instalación, calibración, configuración, pruebas, capacitación, puesta en
operación de los sistemas de control distribuido, paro de emergencia, extinción,
fuego y gas, contraincendio, así como los sistemas de monitoreo y control de equipos
paquete, correspondientes a las instalaciones complementarias incluyendo la
instrumentación de campo relacionada con cada uno de ellos, de tal manera de que
operen de manera conjunta para lograr una operación automatizada, segura y óptima
de las plantas ULSG-1, ULSG-2, y los equipo paquete de las instalaciones
complementarias, de acuerdo con las especificaciones técnicas establecidas.
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Para los sistemas de control de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y
2, se desarrollara la ingeniería de detalle complementaria, que garantice el control
adecuado de la planta y la operación segura de los sistemas de protección.
La arquitectura del sistema de control distribuido, cumplira con los requerimientos,
características y filosofía indicada en la especificación ESP-P-6720.
Se desarrollara la ingeniería de detalle requerida para determinar la instrumentación
necesaria que garantice el monitoreo y control adecuado de la planta. incluyendo la
relación final de señales de entrada y salida para cada uno de los sistemas de control
distribuido, emergencia y fuego y gas.
El proyecto incluye elaborar las hojas de datos de toda la instrumentación de campo
para los Sistemas de Control Distribuido, Paro de Emergencia y Fuego y Gas
indicada en los DTI´s desarrollados por CDTECH, además de lo que resulte del
desarrollo de la ingeniería de detalle complementaria para las Plantas
Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-8000), y la
ingeniería básica y de detalle para las Instalaciones Complementarias.
En lo referente a los Sistema: SCD, ESD, F&G, se suministrara dentro del alcance, la
ingeniería, procura y suministro de materiales de instalación, como son tubo conduit,
condulets, fibra óptica, cable eléctrico, charolas, accesorios eléctricos en general,
soportes y herrajes necesarios, así como los trabajos de construcción para la
instalación y montaje del total de la Instrumentación de Campo, incluyendo los planos
de rutas y señales para la canalización, conducción y soportería requerida de
acuerdo al proyecto, para el cableado de la señalización y alimentación eléctrica
desde los instrumentos de campo hasta el cuarto de control satélite de las plantas
ULSG-1, ULSG-2, y de ahí hasta el cuarto de control central (Búnker). La
Instrumentación de campo debe ser especificada, suministrada e instalada de
acuerdo a normas, incluyendo su calibración, pruebas y puesta en operación.
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La instrumentación de campo, para el sistema instrumentado de seguridad (sistema
de paro de emergencia) sera totalmente independiente (incluyendo tomas
independientes al proceso) a la instrumentación utilizada para el control del proceso
de la planta.
La especificación, suministro, instalación, pruebas y la correcta operación del sistema
de paro de emergencia para la unidad, será de acuerdo a los requerimientos
indicados en este documento
La extructura del sistema de extinción, fuego y gas, debe ser de las mismas
características del sistema de paro de emergencia de la unidad y debe cumplir con
NRF-011-PEMEX-2002.
Se suministrara un sistema de supresión contra fuego, a base de detección
automática de humo e inundación total con agente limpio heptafluoropropano para el
cuarto satélite e IG-541 en la subestación eléctrica en el cuarto de charolas de
acuerdo con la NRF-019-PEMEX-2001, y la especificación del sistema de extinción
de fuego y gas (F&G)
Se incluye un Sistema Básico de Control de Proceso basado en un Sistema de
Control Distribuido (SCD) para el monitoreo y control de las Plantas Desulfuradoras
de Gasolina Catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-8000), y las Instalaciones
Complementarias. Estos saran considerados como complemento a la especificación
del licenciador CDTECH para el Sistema de Control Distribuido de las plantas ULSG
1 y ULSG 2.
V.2 Descripción detallada del proceso
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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A continuación se describe a detalle el proceso de las dos plantas desulfuradoras de
gasolina catalítica (para la planta USLG 1, el primer digito de la nomenclatura de
equipos y tuberías es 7, ejemplo DA-7101 y para la planta USLG 2 es 8, ejemplo
DA-8101)
La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar la nafta de craqueo
catalítico fluido (FCC) y reducir al mínimo la cantidad de saturación de olefinas.
La siguiente es una descripción del esquema de procesamiento, tal como se muestra
en los diagramas de flujo de proceso (PDF), presentados en el anexo 15.
A) Columna CDHydro
La función de las columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos, isomerizar
las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de olefinas en el
producto de destilado.
La columna CDHydro DA-7101/8101 consiste en 33 platos de válvulas, cuatro platos
de chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene catalizador
dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.
Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema CDModule
inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema CDModule superior
realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva de diolefinas
tiene lugar en ambos sistemas CDModule. Un plato de chimenea y un distribuidor de
líquido de alta eficiencia están situados sobre cada CDModule. Se coloca un plato de
recolección de líquido de chimenea debajo del sistema CDModule inferior para guiar
el flujo de líquido al plato.
La nafta de FCC 1 / 2 de gama completa que viene desde fuera de los límites de la
unidad (OSBL) se recibe a través de los filtros de alimentación de naftla (FD-7103/S
y FD-8103) y luego se envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-7101/
DA-8101) desde el tanque de compensación de alimentación de CDHydro (FA-
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7101/FA-8101). La alimentación de nafta se calienta hasta el punto de burbujeo
contra el producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la
alimentación del CDHydro (EA-7101A/B y EA-8101 A/B). La nafta caliente se envía
como alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de
reciclo se envían como alimentación por encima del plato 21.
Representación gráfica del equipo DA-7101/8101 columna de CDHydro
El calor del rehervidor se obtiene a partir de dos fuentes. El vapor de tope de CDHDS
proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104/EA-8104). El producto
de fondo de la columna CDHDS proporciona calor al rehervidor de productos de
fondo de CDHydros (EA-7103/EA-7104). El flujo de producto de fondo de CDHDS a
EA-7103/8103 se reposiciona mediante un controlador de temperatura en el plato Nº
26 de la columna CDHydro. El producto de fondo de la columna CDHydro se bombea
a la columna CDHDS (DA-7201/DA-8201). El producto de fondo de la columna
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CDHydro está en control de flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa
de la columna CDHydro.
El vapor de tope de la columna CDHydro se condensa parcialmente y se enfría en el
condensador de CDHydro (EC-7101/EC-8101). El líquido condensado es separado
del vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102/FA-8102). El vapor del
tanque de reflujo se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en
el enfriador de ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102/EA-8102). El líquido
condensado regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es
enviado al tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA-
7104/FA-8104). El tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el
vapor al compresos de gas de reciclo de CDHydro (GB-7301/GB-8301) a través del
controlador de presión en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de
CDHydro. La bomba de reflujo de CDHydro (GA-7102/S/GA-8102) bombea el reflujo
al tope de la columna CDHydro, a través de los filtros de reflujo de la columna
CDHydro (FD-7101/S/FD-8101/S). El reflujo está en control de flujo, reposicionado
por el controlador de nivel en el tanque de reflujo.
Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección de
pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del producto de
destilado. El producto de destilado de CDHydro es extraído como producto lateral de
nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea situado sobre los sistemas
CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102/EC-8102) y el
enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-7105/8105) enfrían el destilado de
CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está
en control de flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para asegurar
un flujo constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de reflujo
interno calcula la tasa de extracción de producto, utilizando la tasa de flujo de reflujo
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externo, temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más detalles sobre
el controlador de reflujo interno en el Manual Supervisorio de Operaciones (SOM). El
producto de LCN es enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL).
B) Sistema CDHDS
El objetivo del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en sulfuro de
hidrógeno en presencia de hidrógeno, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la
saturación de olefinas.
C) Columna CDHDS
La columna CDHDS (DA-7201/DA-8201) contiene hasta ocho sistemas CDModules
con apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración
dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los sistemas
CDModules están diseñados para proporcionar destilación e hidrodesulfuración
simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la saturación de olefinas. La
sección superior de la columna tiene una temperatura de reacción más baja que
promueve la retención de olefinas. Sobre el CDModule superior, se proporciona una
sección de empaque estructurado de alto rendimiento a la transferencia de calor con
el fin de elevar la temperatura de líquido de reflujo, relativamente frío, a la
temperatura de reacción.
Un distribuidor de líquido de alta eficiencia está situado sobre el CDModule superior,
Sobre cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de chimenea y
un distribuidor de líquido de alta eficiencia para recolectar y redistribuir el líquido del
CDModule situado arriba. También se instala un plato de recolección de líquido de
chimenea debajo del CDModule inferior para guiar el flujo de líquido a la fosa de la
columna CDHDS.
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El producto de fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de alimentación de la
columna CDHDS (FD-7102/S/FD-8102) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo
y/o de reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de
alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C /EA-7201
A/B/C) antes de ser alimentada a la columna CDHDS (DA-7201/ DA-8201).
Columna de CDHDS DA-7201/ DA-8201
La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna CDHDS
ente los CDModules tercero y cuarto. Se provee ubicaciones alternas de
alimentación sobre los CDModules tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una
sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la ubicación de
alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los hidrocarburos
livianos de la alimentación.
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El horno rehervidor de CDHDS (BA-7201/ BA-8201) proporciona el calor requerido
por esta columna. La entrada de calor total a la columna se controla de manera tal
que aproximadamente 20% (peso) de la alimentación salga de la columna como
producto de fondo y el 80% (peso) restante de la alimentación salga como producto
de tope. El controlador de flujo de producto de fondo ajusta el flujo como relación de
flujo de alimentación para mantener la división 80:20. El nivel en la fosa de la
columna controla la entrada de calor a la columna reposicionando el flujo de gas
combustible al horno.
D) Circuito del rehervidor de CDHDS
La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S / GA-8202/S)
mantiene la circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos
aguas debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de
fondo de CDHydro (EA-7103/ EA-8103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205 /
EA-8205), al rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304 / EA-8304) y al
calentador de la alimentación del reactor depurador (EA-7302 / EA-8302). Se utiliza
una corriente de desvío para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y
permitir fluctuaciones de proceso. Las corrientes que regresen desde los
rehervidores y el calentador de alimentación se combinan con la corriente de desvío
antes de ser distribuidas de manera uniforme a través de los controladores de flujo
entre los pasos de tubos individuales del horno rehervidor (BA-7201 / BA-8201).
Se inyecta una mezcla de hidrógeno nuevo e hidrógeno de reciclo en cada uno de
los pasos de tubos de horno. La mezcla de hidrógeno al horno se distribuye de
manera uniforme a cada paso del horno mediante controladores de flujo. Al mezclar
el gas con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de
hidrocarburos aguas arriba del horno rehervidor de CDHDS, se reduce el potencial
de ensuciamiento.
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El caudal de circulación de líquido a través del horno se ajusta para proporcionar
aproximadamente 50% (peso) de evaporación (a la salida del horno). Luego, el
enfluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la columna CDHDS.
El producto de fondo neto de la columna CDHDS se envía a la fosa inferior del
agotador de H2S (DA-7203 / DA-8203).
E) Sistema superior de la columna CDHDS
El vapor de tope de la columna CDHDS, que contiene el sulfuro de hidrógeno
formado por la reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es condensado
parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos, generación de
vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este vapor de tope, en
control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de alimentación de CDHDS en los
intercambiadores de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201
A/B/C / EA-8201 A/B/C). Otra parte del valor de tope, también en control de flujo,
proporciona calor para la columna CDHDS en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-
7104 / EA-8104). La parte restante del vapor de tope, mediante un controlador de
presión diferencial, proporciona calor para generar vapor de media presión en el
generador de vapor de media presión (EA-7202 / EA-8202). El vapor generado es
sobrecalentado a través de la sección de convección del horno (BA-7201 / BA-8201)
antes de ser enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL). El vapor de tope
parcialmente condensado de los tres intercambiadores se mezcla y se somete a
condensación adicional en el enfriador de producto superior de CDHDS (EC-7203 /
EC-7203). Luego, el vapor de tope parcialmente condensado es enviado al tanque de
reflujo de CDHDS (FA-7201 / FA-8201).
El vapor se separa del líquido en el tranque de reflujo de CDHDS.
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La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S / GA-8201/S ) bombea el reflujo a la
columna CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD-7201/S / FD-8201/S).
Una corriente lateral es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador
de nivel (FA-7201 / FA-8201, desde la línea de succión de la bomba de reflujo y
alimentada al agotador de H2S (DA-7203 /DA-8203) como alimentación “caliente” en
el plato 12. El agua sulfurosa de (FA-7201 / FA-8201)se recolecta y enfría en el
condensador del agotador de H2S (EC-7202 / EC-8202) antes de enviarse al
acumulador de agua sulfurosa (FA-7305 / FA-8305).
El vapor del tanque de reflujo se condensa parcialmente en el enfriador de vapor
CDHDS (EC-7201 / EC-8201) y es enviado al tanque frío de CDHDS (FA-7202 / FA-
8202). En los enfriadores existe un mecanismo para inyectar agua en las distintas
secciones/compartimientos de (EC-7201 / EC-8201) según sea necesario para evitar
la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en (FA-7202 /FA-
8202) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de (FA-7202
/FA8202) es enviado al agotador de H2S (DA-7203 /DA-8203)) como alimentación fría
en el plato 1. El vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional
en el enfriador adicional en el venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203 / EA-
8203). El efluente de (EA-7203 / EA-8203) se mezcla con el hidrógeno de reciclo
desde la sección del reactor depurador y se envía al tanque separador frío de
CDHDS (FA-7203 / FA-8203). El líquido separador de (FA-7203 / FA-8203)se
combina con el líquido del tanque de reflujo de CDHDS antes de servir de
alimentación para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es enviado al
absorbedor de aminas de gas de reciclo de CDHDS (DA-7202 / DA-8202).
Se debe reducir el sulfuro de hidrógeno en el gas del tanque separador frío de
CDHDS para controlar la cantidad de H2S en el gas de reciclo y cumplir con las
normas de emisiones de refinerías en el gas de purga. El sulfuro de hidrógeno se
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reduce a 20 ppm por volumen o menos lavando el gas contra la corriente con una
solución de amina pobre en el absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar para
promover el contacto gas-líquido y un distribuidor de líquido en el tope de cada lecho
para distribuir de manera uniforme la solución de amina pobre sobre el empaque. La
amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de batería de la
unidad para regeneración.
El gas lavado del absorbedor de amina es enviado al tanque separador del
absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204 / FA-8204). Cualquier
amina atrapada en el gas de reciclo es separada y luego enviada fuera de los límites
de batería de la unidad (OSBL) junto con la corriente de amina rica del absorbedor
de amina. La parte del gas lavado de (FA-7204 / FA-8204) se purga fuera de los
límites de batería de la unidad (OSBL) a través del enfriador de gas de purga (EA-
7303 / 8303). El resto es enviado al tanque separador del compresor de gas de
reciclo de CDHDS (FA-7206 / FA-8206). Al flujo de gas de purga lo fija un controlador
de presión aguas debajo de (FA-7204 / FA-8204). Un controlador de presión en el
tanque frío de CDHDS (FA-7202 / FA-8202) regula la presión del sistema de la
columna CDHDS.
Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-7203 / FA-
8203)) pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de reciclo en
el tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La corriente de
desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por volumen de
H2S en el gas total (gas de hidrógeno de reciclo/nuevo) al horno rehervidor de
CDHDS. La baja concentración de H2S es necesaria para prevenir la desulfuración
del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en el flujo
combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la concentración de H2S.
F) Hidrógeno de reposición y de reciclo
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El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de batería de la unidad (OSBL)
pasa a través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno
nuevo (FA-7105 / FA-8105) y es comprimido en los compresores de elevación de
presión de hidrógeno nuevo (GA-7102/S / GA-8102/S) para satisfacer los
requerimientos de presión del proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se
distribuye en control de flujo a la alimentación de la columna CDHDS, al horno
rehervidor de CDHDS y al reactor depurador. El compresor elevador de presión tiene
un control de derrame para mantener el funcionamiento apropiado. El hidrógeno de
reposición sin comprimir de (FA-7105 / FA-8105) también es enviado a la columna
CDHydro.
El vapor efluente del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS (FA-
7206 / FA-8206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de
gas de reciclo de CDHDS (GB-7201 / GB- 8201). El flujo de gas de reciclo se
distribuye, en control de flujo, a la alimentación de la columna CDHDS y al horno
rehervidor de CDHDS. El compresor de reciclo tiene un control anti variaciones
repentinas para mantener el funcionamiento correcto.
Además de proveer la capacidad para optimizar el rendimiento de la reacción, se
proporcionan controladores de flujo en el hidrógeno nuevo y el hidrógeno de reciclo a
la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones superior e inferior
de la columna.
G) Agotador de H2S
La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,
hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la columna
CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los líquidos del
tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son alimentados al agotador
de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El producto neto de fondo de
CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S para la recuperación de calor.
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El calor para el rehervidor del agotador de H2S es proporcionado por los productos
de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-7205 / EA-
8205). El vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el
condensador del agotador de H2S (EC-7202 / EC-8202) y se envía al tanque de
reflujo del agotador de H2S (GA-7203/S / GA-8203/S) retorna líquido desde el tanque
de reflujo al agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se
reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se trasmite en
cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de
fondo de CDHDS a través el rehervidor del agotador de H2S.
El gas de venteo sulfuro del tranque de reflujo del agotador de H2S se combina con el
gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizados de nafta. La corriente
combinada de gas se enfría a través del condensador de ajuste de gas sulfuro (EA-
7204 / EA- 8204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y
el vapor restante se envía al absorbedor de amina de gas de venteo (DA-7302 / DA-
8302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a 20ppm por volumen o menos,
lavando el gas contra la corriente con una solución de mina pobre. El absorbedor
tiene dos lechos de empaque al azar para promover el contacto gas-líquido y un
distribuidor de líquido en el tope de cada lecho para distribuir de manera uniforme la
solución de amina pobre sobre el empaque. La amina rica del fondo del absorbedor
es enviada fuera de los límites de batería de la unidad para su regeneración. El gas
lavado del absorbedor de amina del gas de venteo (FA-7304 / FA-8304). Desde el
tanque separador, el gas lavado se mezcla con el gas purgado de (FA-7204 / FA-
8204). La corriente de purga combinada se enfría en el enfriador de gas de purga
(EA-7303 / EA-8304) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de
los límites de batería de la unidad (OSBL).
La presión en el agotador de H2S se controla regulando el flujo de gas de venteo
sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302 / 8302). El
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producto de fondo del agotador de H2S se bombea al reactor depurador a través de
la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S / GA-8204/S).
H) Sección del reactor depurador
La función del reactor depurador (DC-7301 / DC-8301) es reducir el azufre en la
gasolina hasta el nivel exigido para el producto.
I) Reactor depurador
La corriente de productos de fondo de la columna agotadora de H2S se mezcla con el
hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de alimentación
/efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B, / EA-8301 A/B) y en el calentador de
alimentación del reactor depurador (EA-7302 / EA-8302). Se proporciona reciclo de
los productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor
depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del agotador
de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del reactor depurador
reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo de CDHDS a (EA-7302 /
EA-8302).
El efluente del reactor depurador se enfría contra los productos de fondo del
agotador de H2S mediante el intercambio de alimentación/efluente. La corriente
bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor depurador
(FA-7301 / FA-8301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora de
nafta (DA-7301 / DA-8301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se condensa
parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor depurador (EC-7301 /
EC-8301) y se envía al tanque frío de efluente del reactor depurador (FA-7302 / FA-
8302). Se proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas
secciones/compartimientos de (EC-7301 / EC-8301) según sea necesario para evitar
la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en (FA-7302 /
FA-8302) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de (FA-7302
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/ FA-8302) se envía como alimentación al plato superior de la columna estabilizadora
de nafta y el efluente de vapor de (FA-7302 / FA-8302), se enfría adicionalmente en
el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador (EA-7306 / EA-8306). El líquido
condensado de (EA-7306 / EA-8306) regresa al tanque frío, por gravedad, y el vapor
restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque separador frío de
CDHDS en control de presión.
J) Estabilizador de nafta
La columna estabilizadora de nafta (DA-7301 / DA-8301) consiste en 34 platos de
válvulas. Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se
alimentan a los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene
hidrocarburos livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el estabilizador.
El gas de venteo de este se envía al compreso de gas de reciclo de CDHydro el cual
lo envía como alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el hidrocarburo antes de
ser purgado junto con el gas sulfuroso desde la parte superior del estabilizador. Los
productos de fondo de CDHDS proporcionan calor al circular en el rehervidor del
estabilizador de nafta (EA-7304 / EA-8304). El vapor de tope del estabilizador de
nafta se condensa parcialmente en el condensador de estabilizador de nafta (EC-
7302 / EC-8302) y se envía al tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-7303 /
8303). El gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al
condensador de ajuste de gas sulfuroso (EA-7204 / EA-8204). El líquido del tanque
de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas sulfuroso
(EA-7204 / EA-8204). El líquido del tanque de reflujo se envía de regreso al
estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del estabilizador (GA-7301/S
/ GA-8301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona mediante el nivel en
el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al controlador de flujo que
regula la tasa de circulación de productos de fondo de CDHDS a través del
rehervidos del estabilizador de nafta.
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El producto de fondo del estabilizador es bombeado por la bomba de productos de
fondo del estabilizador (GA-7302/S / GA-8302/S) y enfriado mediante los
precalentadores de alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C, / EA-8101 A/B/C ) el
enfriador de producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303 /EC-
8303) y el enfriador de ajuste de productos estabilizado de nafta catalítica pesada
(EA-7305 / EA-8305). El producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se
envía fuera de los límites de batería de la unidad (OSBL). La bomba de reciclo de
productos de fondo del estabilizador (GA-7303/S / GA-8303) bombea los productos
de fondo del estabilizador reciclados a la alimentación del reactor depurador. La
columna des estabilizador de nafta comparte el mismo control de presión con la
columna del agotador de H2S.
K) Acumulador de agua sulfurosa
El agua sulfurosa de los colectores de todos los tanques horizontales, a excepción de
(FA-7201 / FA-8201), se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-7305 /
FA-8305). El acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de
batería de la unidad (OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S / GA-
8304/S).
V.2.1 Descripción de flujo de proceso de Tula 1
La nafta de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-1, por tubería de 8” de
diámetro P-77001 de acero al carbón, a esta tubería se une la tubería P-71009 de
acero al carbón relevado de esfuerzo, del mismo diámetro y especificación, que
proviene de tanques de almacenamiento de naftas, el flujo de esta alimentación
cuenta con una válvula de corte rápido de flujo, para posteriormente llegar a los filtros
de naftas FD-7103/S con una presión de 3.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura. Características del fluido de entrada a los filtros
Flujo másico kg/hr. 157,457
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Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 32 Presión Kg/cm2 man. 3.0 Densidad Kg/m3 779 Viscosidad cp 0.45 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) 2.649
Corriente 1100 fase----liquido
Los filtros son recipientes que tienen una capacidad volumétrica de 202 metros
cúbicos por hora, están diseñados 6.0 Kg/cm2 man.de presión, y temperatura de
210 ºC y el material es de acero al carbón.
De estos filtros la nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-71065 de acero al
carbón relevado de esfuerzo, al tanque acumulador de carga FA-7101 (recipiente de
acero al carbón, diseñado a las mismas condiciones de presión y temperatura de los
filtros) donde también se puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador
de gas de recirculación FA-7104 por tubería de 2” diámetro P-71055 y por tubería de
2” de diámetro P-71066 de acero al carbón, del tambor de alimentación al compresor
de hidrogeno FA-7105.
El tanque FA-7101 opera a 2.0 Kg/cm2 man de presión. y 32 ºC de temperatura, este
tanque tiene instalada la PSV-71133 de 3” calibrada a 6.0 Kg/cm2 man. de presión,
que descarga al quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a
quemador de campo a través de tubería de 3” de diámetro P-71031, controlándose el
flujo con la válvula de 2” de diámetro PV-71001A , el agua se descarga por la parte
más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-7305, esta
descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de diámetro
LV-71002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control como, el
nivel óptico LG- 71102. La nafta se envía por tubería de 10” de diámetro P-71003 de
acero al carbón relevado de esfuerzo, donde está instalada una válvula de corte que
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puede ser operada desde el cuarto de control de bombas, para posteriormente
enviarse a la succión de la bombas GA-7101/S, que descargan a que por tubería de
acero al carbón, 8”de diámetro P-71005. Estas bombas tienen una capacidad de 202
m3/hr, diferencial de 129 m. y potencia al freno de 102 kw y están construidas de
acero. Las bombas están provistas de alarmas por bajo flujo.
En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 4” de
diámetro al tanque FA- 7101, que es controlado por la válvula de flujo FV-71001.
La descarga tiene instalado un control indicador de flujo FIC-71002, cuya operación
esta en función del nivel del tanque.
La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 7101 A/B/C, para intercambiar
calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-7301, el cuerpo de los
precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man. de
presión, y temperatura de 210ºC,. Los tubos son de acero al carbón, diseñados a
33Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga incrementa la
temperatura de 32° a 162 ºC,. en la salida del lado tubos se encuentra instalada la
válvula de seguridad PSV-71176, calibrada a 33.0 Kg/cm2 man de presión.
Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario.
Características del fluido de entrada a los filtros
Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 162 Presión Kg/cm2 man. 5.7 Densidad Kg/m3 652 Viscosidad cp 0.17 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60 Azufre ppm (peso) 2.649
Corriente 1121 fase---liquido
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De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-7101,
que es un recipiente que tiene 41,610 m.de altura y un diámetro de 4.1m., el material
del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable, esta recubierta
con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” de diámetro para entrada
hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión, así
indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados directamente en el
domo, cuerpo y fondo de la DA-7101.
El domo de la torre opera a 83ºC y 5.6 de temperatura y Kg/cm2 man de presión, el
fondo a 210ºC y 5.8 de temperatura y Kg/cm2 man de presión. La cubeta de salida
de nafta se encuentra en el plato 6.
V.2.1.1 REFLUJO DEL DOMO
Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 20” de diámetro P-71020,
donde tiene instalada la válvula de seguridad de 8” PSV-71134, calibrada a 10.5
Kg/cm2 man de presión, que descarga al quemador, adicionalmente estos gases
pueden enviarse al quemador a través de una tubería de 6” de diámetro P-71030,
controlándose esta corriente con la válvula automática HIC-71001.
Características de la corriente
Flujo másico kg/hr. 119,256 Peso Molecular 56.56 Temperatura °C 83 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 13.44 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.42 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1125 fase-----vapor
El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-7101 que tiene una
capacidad calorífica de 9.74 x 106) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2
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man de presión y temperatura de 245ºC , están construidos de acero carbón. El by-
pass de este condensador se efectúa a través de la válvula controladora HV-71002.
Del condensador ser envía el fluido por tubería de 14” de diámetro P-71043, hacia el
tanque acumulador de reflujo FA-7102, que es un recipiente horizontal de acero al
carbón, que opera a 5.2 Kg/cm2 de presión y temperatura de 66ºC, con diámetro
interno de 2.2 m. y 7.0 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de 0.6
m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man de
presión y temperatura de 210ºC, . el tanque tiene instalada la PSV-71113 que
descarga al sistema de desfogues a quemador.
El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde se localiza también la salida
de gases que no fueron condensados que se envían por tubería de 8” de diámetro P-
71040 hacia el enfriador de gases EA-7102. Características del fluido de entrada al enfriador EA-7102
Flujo másico kg/hr. 12,902 Peso Molecular 47.55 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 10.88 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.42 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1116 fase--------vapor
En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque
condensados por tubería de de 3” de diámetro P-77101. Características del fluido condensado al FA-7102
Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------
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Corriente 1117 fase--------liquido
La corriente de gases no condensados se envían por tubería de 6” de diámetro P-
71051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-7104. El tanque opera a 4.7
Kg/cm2 man de presión y temperatura de 38 ºC , es un recipiente cilíndrico vertical
de 0.6 m. de diámetro interno y altura de 2.75m. esta diseñado a presión man. de
10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, esta construido de acero al carbón.
Del fondo del tanque acumulador FA-7104., se envían los líquidos por tubería de 2”
de diámetro P71055, hacia el tanque acumulador de carga FA-7101.
Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 6” de diámetro P-
71053 al compresor GB- 7101, que tiene instalados en la llegada sensores de flujo y
la válvula de retención check SP-7101. Características del fluido al GB-7101
Flujo másico kg/hr. 2,396 Peso Molecular 29.80 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 4.7 Densidad Kg/m3 6.45 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.46 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1119 fase--------vapor
El compresor esta diseñado para operar con un gasto volumétrico de 371 m3/hr y
una diferencial de presión de 3.7. , la descarga del compresor se retorna como
vapores a la torre DA-7101 a través de una válvula de control de flujo FV-71017 por
tubería de 4” de diámetro P-71054. Características del fluido a la torre DA-7101
Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16
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Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1118 fase--------liquido
Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 3” diámetro P-71001,
para suministro de hidrogeno fresco. La mezcla de gases se alimenta en el plato 21.
Características del hidrogeno a la DA-7101
Flujo másico kg/hr. 52 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.0 Densidad Kg/m3 2.37 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.15 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1112 fase--------vapor
En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-71136, que descarga al sistema
de gases al quemador.
Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador la
corriente de vapores por medio de la tubería de 8” de diámetro P-77121 controlando
salida la válvula de presión PV-71025 A.
El envió al sistema de venteo es por la tubería de 11/2” de diámetro P-71056 con la
válvula de control de presión PV-71025B. Características del venteo de gases a DA-7301
Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.28 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51
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Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1130 fase--------vapor
Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1” de
diámetro P-77130.
Los fondos del FA-7102, se envían por tubería de 10” de diámetro P-71044 a la
succión de las bombas GA-7102/S, que tienen una capacidad volumétrica de 182
m3/hr, de donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-7101/S.
Características del fluido a las bombas GA-7102
Flujo másico kg/hr. 116.860 Peso Molecular 57.02 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 641 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.55 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1126 fase--------liquido
Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una
presión de 19 Kg/cm2 man. y temperatura de 210 ºC,. el flujo hacia los filtros es
controlado por la válvula FV-71004, misma que puede enviar la corriente como
retorno al tanque acumulador de reflujo FA-7102.
De los filtros por tubería de 8” de diámetro P-71050, el fluido se retorna al domo de la
torre hidrodesulfuradora DA-7101.
V.2.1.2 PRODUCTO LCN
Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-
71022, que reduce el diámetro a 4” antes de la entrada al enfriador de aire EC-7102.
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Que esta diseñado para una capacidad de enfriamiento de 0.53 millones de
Kcal/hr.,con una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,y 150 °C de temperatura
Características del fluido al EC-7102
Flujo másico kg/hr. 26.387 Peso Molecular 67.54 Temperatura °C 102 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 621 Viscosidad cp 0.13 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.59 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1127 fase------ liquido
Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-7105. El cuerpo de este enfriador está
construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man., y 150
ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a 10 Kg/cm2 man de
presión y 55 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por tubería de 4” de
diámetro P-71059, al límite de batería.
También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta fuera
de especificación.
V.2.1.3 REBOILERS DEL FONDO DE LA DA-7101.
Esta corriente sale de la torre por tubería de 20” de diámetro P-71025, con una
temperatura de 197 ºC, entrando al EA-7103, por lado del cuerpo para incrementar
su calor, regresando a la torre a una temperatura de 210 ºC. el reboiler es un
recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5 Kg/cm
man de presión., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos
son de acero al carbón , con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man. de presión , y
temperatura de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de calor de 7.57 millones
de Kcal/hr.
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Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura a 182 ºC, al
pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-7104, esta corriente sale en plato 29, y
regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado
cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm man. de presión y temperatura de 245ºC., y
material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo 304L con presión
de diseño de 24.6 Kg/cm2 man. de presión , y temperatura de 343 ºC, tiene una
capacidad de intercambio de calor de 6.20 millones de Kcal/hr.
V.2.1.4 FONDO DE LA DA-7101.
Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 10” de diámetro P-
71023, hacia las bombas GA-7103/S, que tienen una capacidad volumétrica de 210
m3/hr.
Características del fluido de salida de fondos de la DA-7101
Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 210 Presión Kg/cm2 man. 5.7 Densidad Kg/m3 626 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.63 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1124 fase------ liquido
De las GA-7103/S el fluido es bombeado por tubería de 6” de diámetro P-71034 a
los filtros FD-7102/S, estos filtros tienen una capacidad volumétrica de 210 m3/hr.,
diseñados con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de
construcción es de acero al carbón.
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Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre por
una tubería de 4” de diámetro P-71012, controlándose el flujo de esta corriente a
través de la válvula de control FV-71003.
Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo se encuentra instalada una
válvula de retención check y la válvula de control automático de flujo FV-71013.
Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de
seguridad, PSV-71116 y PSV-71117, calibradas a 39 Kg/cm2 man de presión. cuya
descarga es enviada al quemador.
La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente
están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del
domo por tubería de 6” de diámetro P-71061, o bien enviar a la entrada del reboiler
EA-7103, y de este regresar a la torre DA-7101.
Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-7101, como
carga al FA-7102.
El flujo normal de fondos después de los filtros se envía por tubería de 6” de diámetro
P-71038, a los cambiadores de calor EA-7201 A/B/C, que son recipientes cilíndricos
horizontales, el cuerpo es de acero al carbón con cubierta interna de acero inoxidable
tipo 304L, para una presión de diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los
tubos son de acero inoxidable tipo 304L diseñados a una presión de 30 Kg/cm2 man.
y temperatura de 343 ºC. Características del fluido de salida de los cambiadores EA-7201 A/B/C
Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 211 Presión Kg/cm2 man. 14.7 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) 3,166
Corriente 1141 fase------ liquido
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De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-7201.
V.2.1.5 COLUMNA DA-7201.
Las corrientes de hidrogeno que se unen antes de los cambiadores EA-7201 A/B/C,
se recibe de las reformadoras y de tanques de almacenamiento de hidrogeno fresco,
entrando al límite de batería por la tubería de 8” de diámetro P-77001 y 4” de
diámetro P-77002, también se recibe el hidrogeno proveniente del enfriador EA-7108,
para entrar por una sola línea en el tanque acumulador de hidrogeno para
compresión FA-7105.
Este es un recipiente cilíndrico vertical construido de acero al carbón, tiene una altura
entre tangentes de 2.8 m. y diámetro interno de 0.8 m., esta diseñado a 10.0 Kg/cm2
man de presión y de temperatura 150 ºC., cuenta con nivel óptico e indicador
transmisor de nivel a tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la válvula de
seguridad PSV-71138 calibrada a 10.0 Kg/cm2 man de presión que descarga al
quemador.
Este recipiente en caso de problemas puede descargar al quemador a través de la
válvula controladora de presión PV-71002 y tubería de 4” P-77136.
Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería, controlándose el
flujo a través de la válvula de nivel del tanque LV-71015, al tanque acumulador de
carga FA-7101 de la torre hidrodesulfuradora.
Por el domo del acumulador FA-7105, la corriente de hidrogeno sale por tubería de
8” de diámetro P-71004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-7101 por
tubería de 3” de diámetro P-71001, y por tubería de 2” de diámetro P-71002 al
acumulador de carga FA-7101, también opcionalmente se puede enviar a la DA-7301
por tubería de 11/2” de diametro.
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La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 8” de diámetro, se envía a
la succión de los compresores GB-7102/S (compresores de hidrogeno), que tienen
una capacidad volumétrica de 769 m3/hr con una diferencial de presión de 20.2
Kg/cm2 y potencia al freno de 556 KW, los compresores cuentan con las válvulas de
seguridad PSV- 71137 y 71140. Características del fluido de entrada a los GB-7102/S
Flujo másico kg/hr. 1,821 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.0 Densidad Kg/m3 2.37 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.15 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1110 fase------ vapor
La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 4” de
diámetro P-71006, aumentando el diámetro a 6” de diametro para unirse a la
descarga del compresor GB-7201, para finalmente por tubería de 8” de diámetro P-
72046 se envían al calentador a fuego directo BA-7201. Características de la corriente de hidrogeno al BA-7201
Flujo másico kg/hr. 189 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 135 Presión Kg/cm2 man. 28.1 Densidad Kg/m3 5.89 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.24 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1114 fase------ vapor
La corriente de hidrogeno se mezcla con la corriente de nafta proveniente de las
bombas GA-7202/S, EA-7103, EA-7304, EA-7302, y EA-7205 la mezcla se hace por
medio de tuberías de 4” de diámetro P-72068-72071, en tuberías de 8” de diámetro
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P-72018, 72072-72074, controlando el flujo de cada entrada por medio de las
válvulas controladoras FV-72001 A/B/C/D, para entrar por tubería de 8” de diámetro
a cada serpentín del calentador.
Existe otra salida del hidrogeno de descarga de los compresores GB-7102/S es hacia
el cambiador EA-7301 A. esta corriente se hace a través de una tubería de 4” de
diámetro P-71011.
Los compresores pueden by-pasear por medio de tuberías de 6” de diámetro P-
71013.
Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3” de
diámetro que se envía a los enfriadores EA-7108, que son recipientes cilíndricos
verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de entrada del
acumulador FA-7105. el flujo hacia el enfriador es controlado por la válvula
controladora PV-71014.
La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de
carga a la columna DA-7201, se inyecta antes de los cambiadores EA-7201 A/B/C, a
través de una tubería de 3” de diámetro P-72107. Características del fluido de entrada a los GB-7102/S
Flujo másico kg/hr. 131,324 (liq. 127,534 vap. 3,948) Peso Molecular Mezcla 114.61 (vapor 47.10) Temperatura °C Mezcla 207 Presión Kg/cm2 man. Mezcla 14.7 Densidad Kg/m3 Vapor 18.75 liquido 628 Viscosidad cp Vapor 0.02 liquido. 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.64 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1142 fase------ mezcla
La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.
V.2.1.6 COLUMNA DA-7201
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La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 4.3 m., de diámetro interno y 70,9
m., esta construida de acero al carbón con recubrimiento interno de acero inoxidable
que opera en el domo a 12 Kg/cm2 man de presión y 258 ºC de temperatura, el
fondo del recipiente opera a 12.3 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 331 ºC,
V.2.1.7 REFLUJO DEL DOMO DE LA DA-7201
Por el domo de la columna DA-7201, los vapores salen por tubería de 18” de
diámetro P-72001, donde se encuentran instaladas las válvulas de seguridad PSV-
72107 A/B, calibradas a una presión de 24.6 y 25.8 Kg/cm2 man respectivamente,
mismas que desfogan al quemador. Características de los vapores de salida de la DA-7201
Flujo másico kg/hr. 199,997 Peso Molecular 92.15 Temperatura °C 258 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 30.51 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60
Corriente 1145 fase------ vapor
De esta tubería de 18” de diámetro, se envía una corriente al cambiador de calor EA-
7104, a través de la tubería de 12” de diámetro P-72003, este flujo es controlado por
la válvula de flujo FV-72026, en el cambiador la corriente de vapores cede calor a la
corriente del reboiler de fondos de la torre DA-7101, disminuyendo su calor de 257 ºC
a 182ºC , de donde se envía al enfriador de aire EC-7203 Que tiene una capacidad
de transferencia de calor de 185 x 10(6) Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de
acero al carbón, diseñados a 24.6 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 343ºC.
la temperatura de salida de los gases es controlada a través de indicador controlador
de temperatura TIC-72045, mismo que controla la operación de los ventiladores del
enfriador.
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Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido
proveniente de EA-7202, generador de vapor al BA-7102 y de los EA-7201
cambiadores de calor de la entrada de carga a la columna DA-7201. Características del fluido de entrada al EC-7203
Flujo másico kg/hr. 199,997 (VAP. 66,262 y LIQ 50,079 Peso Molecular Mezcla 92.15 vap. 63.30 Temperatura °C 213 Presión Kg/cm2 man. 10.6 Densidad Kg/m3 Vap. 18.93 liq. 620 Viscosidad cp Vap. 0.01 liq. 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.58 liq. 0.66 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1152 fase------ mezcla
Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-7201, que es un
recipiente cilíndrico horizontal de 3.0 m. de diámetro interno y 10.0 m. de longitud,
tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-72111 calibrada a una presión de
24.6 Kg/cm2 man., la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2 man y
temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque
opera a una presión de 10.3 Kg/cm2 man y temperatura de 204ºC.
De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 10” de diámetro
P-72027, a la tubería de succión de las bombas GA-7201/S, de esta tubería parte
del flujo se envía a la torre DA-7203 por tubería de 6” de diámetro P-72026.
Características del fluido a la DA-7203
Flujo másico kg/hr. 26,176 (VAP 3,94827 LIQ 54,356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631
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Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1161 fase------ mezcla
Las bombas tienen una capacidad volumétrica de 143 m3/hr., potencia al freno de
63.5 kw , la tubería de descarga es de 6” de diametro, de donde se puede retornar al
tanque a través de la tubería de 6” de diámetro P-72029 de y de la válvula FV-72034.
En la línea de 6”de diámetro, está instalada una válvula de control de flujo FV-72034,
cuya operación está en función del nivel del tanque acumulador FA-7201., posterior a
esta válvula, se encuentran los filtros FD-7201/S, diseñados para un flujo volumétrico
de 143 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 343ºC, el
material de construcción de estos filtros es de acero al carbón, de donde los gases
se envían como reflujo a la columna DA-7201
Características del fluido de reflujo al domo de la DA-7201
Flujo másico kg/hr. 89,651 Peso Molecular 118.16 Temperatura °C 205 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1146 fase------ liquido
Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro, se
pueden enviar al quemador a través de la válvula HIC-72002, que está instalada en
tubería de 6” de diámetro.
Estos vapores cuentan también con la salida por tubería de 14” de diámetro P-72002,
a través de la válvula de control de presión diferencial PDV-72015, a la caldereta EA-
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7202, que esta diseñado por lado tubos para una presión de 24.6 Kg/cm2 man., y
temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo 304L, por el lado
cuerpo está diseñado a una presión de 2 KG/cm2 man., temperatura de 375ºC y
material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304. La temperatura de
operación es de 227ºC.
Del EA-7202 los gases son enviados por tubería de 14” de diametro, al enfriador de
aire EC- 7203 junto con la corriente de los EA-7104.
Existe otra salida de gases del domo de la columna que se hace por tubería de 12”
de diámetro P-72032, que ceden calor en los cambiadores EA-7201 A/B/C, a la
corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 258 a 213ºC.,
para integrarse a la corriente de entrada del EC-7203.
V.2.1.8 CIRCUITO DEL FONDO DE LA DA-7201.
Del fondo de la columna DA-7201, la corriente sale a una temperatura de 331 ºC. y
12.3 Kg/cm2. Man de presión, por tubería de 20” de diámetro P-72006, en la que
existe una salida por tubería de 6” de diámetro P-72007, cuyo flujo se controla a
través de la válvula controladora de flujo FV-72029, de esta válvula la corriente entra
al fondo de la torre DA-7203 (torre separadora de sulfhídrico).
Características del fluido al fondo de la DA-7203
Flujo másico kg/hr. 26,126 (vapor 3,948 liquido 22,230) Peso Molecular 162.21 (vapor 152.70 liquido ---) Temperatura °C 321 Presión Kg/cm2 man. 7.3 Densidad Kg/m3 ----- Viscosidad cp ----- Capacidad calorífica Kcal/kg °C ----- Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1135 fase------ mezcla
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Por la tubería de 20” de diámetro llega a la succión de las bombas GA-7202/S, que
están diseñadas con una capacidad volumétrica de 887 m3/hr, con una diferencial de
descarga de 169 m. y potencia al freno de 374 kw.
Características del fluido a la succión de las bombas GA-7202
Flujo másico kg/hr. 502,074 Peso Molecular 162.21 Temperatura °C 331 Presión Kg/cm2 man. 12.3 Densidad Kg/m3 573 Viscosidad cp 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.75 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1144 fase------ liquido
La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 12” de diámetro P-
72013, esta descarga tiene varias opciones la primera es que puede ser enviada a la
columna DA-7201 por tubería de 8” de diámetro P-72085, a controlándose este flujo
por medio de la válvula de control de flujo FV-72002.
La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-72017 a ceder
calor al flujo de alimentación de carga de la torre DA-7101 en el reboiler EA-7103,
para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-7202/S, por la tubería
de 8” de diámetro P-71028, que incrementa el diámetro a 10”, para recibir los flujos
de los cambiadores EA 7302, EA7304 y EA7305. El flujo de estos recipientes se
controla por medio de la válvula TV-72044, de donde finalmente se integran a la
tubería de descarga de de las bombas.
Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por tubería de 6”
de diámetro P-72014 al cambiador EA-7302, tubería de 8” de diámetro P-72016 al
cambiador EA-7204 y tubería de 6” de diámetro P- al cambiador EA-7305.
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Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente del
equipo PA-7202 por una línea de 1” de diámetro 72104.
Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-7201.
Características del fluido a la succión de las bombas GA-7202
Flujo másico kg/hr. 157,907 Peso Molecular 162.21 Temperatura °C 332 Presión Kg/cm2 man. 18.5 Densidad Kg/m3 578 Viscosidad cp 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.75 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1131 fase------ liquido
La carga al calentador BA-7201 se ingresa en 4 serpentines cada una por tubería
independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las válvulas
FV-72011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada serpentín
reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-7102/S Y GB-7201.
V.2.1.9 Calentador BA-7201.
Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de calor
de 34.94 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo. El
combustible que se utiliza es gas que se recibe por línea de 6” de diámetro P-77001
en el límite de batería de la planta, y la entrada a los quemadores del calentador
disminuye el diámetro a 4” de diámetro P-77002 el nitrógeno de inyección al gas
combustible se recibe en limite de batería por línea de 2” de diámetro P-77015.
La tubería de gas a pilotos se efectúa por la línea de 2” de diámetro P-77012 el flujo
es controlado por medio de válvulas automática PCV-72103 cuya operación está en
función de la presión de entrada al calentador.
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Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas
nitrógeno.
El calentador cuenta como una medida de proyección con líneas de vapor de 2” de
diámetro (de 11/4 Cr 1/2Mo ) que se utiliza como vapor de apagado y las descargas
esta localizadas en los cabezales de los serpentines.
La los gases calientes que se salen por la chimenea del calentador se utilizan para
sobrecalentar vapor que entra por tubería de 6” de diámetro, de 11/2Cr 1/ 2 Mo. El
flujo de este vapor está controlado por la válvula de salida PV-72035, la tubería
cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-72118 calibrada a una presión de
22.5 Kg/cm2 man.
La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte
baja del calentador (zona de radiación) por las tuberías de 14” de diámetro P-77019-
22 de aleación 5Cr. 11/2 Mo, una para cada serpentín, uniéndose en un cabezal de
30” de diámetro del mismo material que las de los serpentines. Por esta tubería la
nafta se envía a la Columna CDHDS, Características del fluido del calentador al fondo de la DA-7201
Flujo másico kg/hr. 507,273 (vapor 253,613 liquido 253,660) Peso Molecular 138.42 (vapor 120.40 liquido ---) Temperatura °C 334 Presión Kg/cm2 man. 12.6 Densidad Kg/m3 Vapor 37.11 liquido 571 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.64 liquido 0.76 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1147 fase------ mezcla
V.2.1.10 SEPARADOR DE GASES ACIDOS DA-7203
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La corriente del fondo de la DA-7201, que se envía por tubería de 6” de diámetro P-
72007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-7203, donde se recibe con una
temperatura de 37 ºC.
Esta torre está construida de acero al carbón con internos de acero inoxidable tipo
410, tiene una altura de 19.7 m., diámetro interno de 0.6 m., diseñada a9.0 Kg/cm2
man de presión y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo se encuentra
instalada la PSV-73138 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man.
La torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión.
En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-7201 al
domo de la Columna DA-7201. Características del fluido del FA-7201 al separador DA-7203
Flujo másico kg/hr. 54,983 (vapor 627 liquido 54.356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1161 fase------ mezcla
Antes de entrar al separador esta corriente recibe la aportación del fluido proveniente
del tanque separador de CDHDS frio FA-7203 por tubería de 2” de diámetro P-
72040.
En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-7202 por
tubería de 6” de diámetro P-72034
Características del fluido de FA-7202 al separador DA-7203
Flujo másico kg/hr. 50,079 (vapor 19 liquido 50,060) Peso Molecular 100.85 (vapor 14.60 liquido ---) Temperatura °C 66
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Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 4.03 liquido 736 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1162 fase------ mezcla
V.2.1.11 REFLUJO AL DOMO DE LA TORRE DA-7203
El domo de la DA-7203 opera a 157 ºC de temperatura y 7.0 Kg/cm2, man de
presión, y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 221 °C. El
cuerpo es de acero al carbón, los internos son de acero inoxidable 410, está
diseñada 9.0 Kg/cm2,man de presión y temperatura de 330 ºC, Tiene una altura de
27.7 m., y 2.5 m. de diámetro interno. La torre en el domo tiene instalada la válvula
PSV-72138 de 62 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2. man.,
Del domo de la DA-7203 el flujo se envía por tubería de 10” de diámetro P-72051,
los gases ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-7202, el
cual tiene una capacidad de enfriamiento de 1.58 millones Kcal/hr, la presión de
diseño es de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al
carbón. Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del
controlador HIC y la válvula HV-72004. La tubería del by-pass es de 6” de diámetro
P-72100. Características del fluido de entrada al enfriador EC-7202.
Flujo másico kg/hr. 13,621 Peso Molecular 71.33 Temperatura °C 157 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.22 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1165 fase------ vapor
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La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador la
aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-7201 que es transportada
por la tubería de 2” de diámetro P-72001,
El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 8” de diámetro P-72053,
al tanque acumulador de reflujo de acido FA-7205 que opera a 6.7 Kg/cm2, man de
presión y temperatura de 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal
tiene 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2
man. de presión, y temperatura de 200 ºC, el material de construcción es acero al
carbón.
Los gases en acumulador de reflujo FA-7205 se envían por tubería se 4” de
diámetro P-72065 , junto con la corriente de vapores del acumulador FA-7303, al
condensador EA-7204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para
intercambiar 0.59 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una
presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 200 ºC. el lado tubos
también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man., y 55 ºC
de temperatura, Características del fluido de entrada al cambiador EA-7204.
Flujo másico kg/hr. 1,197 Peso Molecular 33.84 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 9.19 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.46 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1167 fase------ vapor
El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se
envían al absorbedor de amina DA-7302. Características del fluido condensado de retorno del EC-7204.
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Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662 Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1168 fase------ liquido
De este acumulador FA-7205 el liquido se envía por tubería de 4” de diámetro P-
72060, a la succión de bambas GA-7203/S. estas bombas tienen una capacidad
volumétrica de 19.1 m3/hr, con una diferencial de altura de 70m., y potencia al freno
de 9.5 kw. Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-7203/S.
Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662 Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1166 fase------ liquido
La descarga de estas bombas es por la tubería de 3” de diámetro P-72062, por
donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-7203. El flujo de está tubería
se controla por la válvula FV-72049, previo a esta válvula se encuentra el reflujo al
tanque acumulador FA-7205, está corriente fluye por la tubería de 2” de diámetro P-
72064, el flujo se controla con la válvula FV-72048.
La purga del acumulador FA-7205 se manda por tubería de 2” de diámetro P-72003
al acumulador de agua amarga FA-7305.
V.2.1.12 FONDO DE LA TORRE DA-7203
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El fondo de la torre opera a 211 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.
Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 18” de
diámetro P-72049, al reboiler EA-7205 que es un recipiente cilíndrico horizontal
absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-7204/S, incrementando
la temperatura de 197 ºC a 210 ºC, para ser reintegrado a la torre DA-7203.
La otra salida, que es por la tubería de 10” de diámetro P-72050, la corriente se va a
la succión de las bombas GA-7204/S, que tienen una capacidad volumétrica de 215
m3/hr., una diferencial de altura de 299 m. y potencia al freno de 166.2 kw. Características del fluido a la succión de las bombas GA-7204/S.
Flujo másico kg/hr. 130,989 Peso Molecular 11.11 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1164 fase------ liquido
De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 6” de diámetro P-72058 y
es controlado por la válvula FV-72046 hasta los cambiadores de calor EA-7301 A/B
donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-7301.
Incrementando la temperatura de 221 a 244 °C,. de la descarga de las bombas existe
la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-7203, por la tubería de 4” de diámetro P-
72084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-72054, esta línea
normalmente se encuentra fuera de operación.
Después de la válvula de control FV-72046, la corriente se puede enviar al EA-7101C
por la tubería de 6” de diámetro P-72059, sin embargo normalmente se encuentra
fuera de operación.
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Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores EA-
7301 A/B por la tubería de 6” de diámetro P-72058, esta tubería antes de los
cambiadores incrementa el diámetro a 16” para recibir la aportación de hidrogeno
proveniente de los compresores GB-7102/S y la de nafta estabilizada de la bomba
GA-7303/S, estos cambiadores son recipientes cilíndricos horizontales que tienen
una capacidad de intercambio de calor de 4.57 millones de Kcal/hr. Están
construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado a 33 Kg/cm2 man., de
presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se envía al cambiador de
carga del reactor de pulido EA-7302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una
capacidad de intercambio de calor de 3.08 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de
acero al carbón, está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man., y temperatura de
343 °C, los tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man. de presión y
temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 18” de
diámetro P-73002, para llegar al reactor de pulido DC-7301, antes de entrar al
reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la
bomba GA-7202/S, que normalmente está fuera de operación.
Características del fluido de entrada al rector DC-7301
Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 76,621 liquido 55,558) Peso Molecular 104.38 (vapor 91.30 liquido ---) Temperatura °C ---- Presión Kg/cm2 man. ---- Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1173 fase------ mezcla
V.2.1.13 REACTOR DC-7301
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Es un recipiente cilíndrico vertical de 3.1 m., de diámetro interior y altura de 8.15 m.,
está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión, y 343
°C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 11.2 Kg/cm2 man y
temperatura de 260 °C, está empacado de catalizador para la reacción de separación
del azufre de la nafta, este catalizador es patente de CATALYTIC DISTILLATION
TECH NOLOGIES, el fondo del reactor opera a una temperatura de 261 °C y presión
de 10.5 Kg7cm2 man.
El reactor cuenta con indicadores transmisores de temperatura 3 en la parte superior,
3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un sistema de
medición de la caída de presión del recipiente.
En la tubería de carga al reactor se localizan 2 válvulas de seguridad la PSV-73160
de 11/2” de diámetro calibrada a una presión de 33.0 Kg/cm2, man. y la PSV- 73104
de 8” calibrada a 24.6 Kg/cm2 man. de presión.
El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía por
la tubería de 18” de diámetro P-73003 de, al cambiador de efluentes del reactor EA-
7301. Características del fluido de salida del rector DC-7301
Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 93,517 liquido 38,662) Peso Molecular 105.89 (vapor 97.70 liquido ---) Temperatura °C 261 Presión Kg/cm2 man. 10.5 Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71 Azufre ppm (peso) 67
Corriente 1175 fase------ mezcla
Del cambiador la corriente se envía por la tubería de 18” de diámetro P-73005, al
cambiador de efluente EA-7301/S, de donde se envía al acumulador de efluente
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calientes del reactor FA-7301, que es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.3 m., de
diámetro interno y 8.3 de longitud, tiene instalada la válvula de seguridad PSV-73123
de 6” de diámetro, calibrada a una presión de 22.0 Kg/cm2 man. el recipiente está
diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 343 °C, está construido
de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera 235 °C de
temperatura y presión de 9.6 Kg/cm2 man. los vapores de este recipiente salen por
tubería de 14” de diámetro P-73007. Características de los gases de salida del acumulador FA-7301.
Flujo másico kg/hr. 49,251 Peso Molecular 83.02 Temperatura °C 235 Presión Kg/cm2 man. 9.6 Densidad Kg/m3 22.42 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.58 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1178 fase------ vapor
Está corriente se envía al condensador de aire EC-7301, que tiene una capacidad de
enfriamiento de 7.93 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2 man de
presión, y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero al carbón
con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a través de la
línea de 8” de diámetro P-73045 controlándose el flujo con la válvula HV-73002.
La corriente se envía por tubería de 10” de diámetro P-73008, hacia el acumulador
de los efluentes fríos del reactor de pulido FA-7302, que es un recipiente cilíndrico
horizontal de 1.8 m de diámetro interno y longitud 5.3 m, está diseñado a 24.6 Kg/cm
man de presión y 270°C de temperatura el cuerpo del recipiente es de acero al
carbón relevado de esfuerzo.
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Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-73126 de 2” de diámetro
calibrada a una presión de 24.6 Kg/m2 man, que descarga al quemador. Además
cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.
Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 6” de
diámetro P-73010, hacia el enfriador EA-7306. Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-7302
Flujo másico kg/hr. 1,183 Peso Molecular 7.57 Temperatura °C 65 Presión Kg/cm2 man. 9.2 Densidad Kg/m3 2.63 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.13 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1183 fase------ vapor
El enfriador de vapores del reactor EA-7306, es un recipiente horizontal con una
capacidad de intercambio de calor de 0.047 millones de Kcal/hr. .el lado cuerpo está
diseñado a 24.6Kg/cm2 man de presión, y 270 °C de temperatura.
Está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al
carbón diseñados a 19.0Kg/cm2 man de presión y 55 °C de temperatura. De este
enfriador los condensados se regresan al acumulador.
Características de la corriente de condensados del EA-7306 al FA-7302.
Flujo másico kg/hr. 172 Peso Molecular 89.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 9.1 Densidad Kg/m3 740 Viscosidad cp 0.34 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.52 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1194 fase------ liquido
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La corriente de vapores se envía por tubería de 6” de diámetro P-73057, para unirse
al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-7203, Características de la corriente de vapores de salida del FA-7302
Flujo másico kg/hr. 844 Peso Molecular 6.38 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.4 Densidad Kg/m3 2.21 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.25 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1193 fase------ vapor
Los fondos de los tanques acumuladores FA-7301 y FA-7302 se envían por tubería
de 8” de diámetro P-73006 y de 10” de diámetro P-73009, los flujos de estas
corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas controladoras de los
niveles de los tanques acumuladores FV-73004 y FV-73005, para finalmente la
corriente descargue a la torre estabilizadora de naftas DA-7301.
Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro al
acumulador de aguas FA-7305.
V.2.1.14 TORRE ESTABILIZADORA DA-7301
La torre estabilizadora de naftas DA-7301, es un recipiente cilíndrico vertical de 3.2
m., de diámetro interno y 28.2 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de
presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón relevado
de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man. de presión y
temperatura 156 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man. de presión y 221 °C, de
temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes :
Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-7302
Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-7301.
Corriente de gases del compresor GB-7101
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Características del fluido del acumulador FA-7302 a DA-7301
Flujo másico kg/hr. 48,406 (vapor 6 liquido 48,401) Peso Molecular 105.04 (vapor 9 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 2.46 liquido 745 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.33 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 1.0 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1181 fase------ mezcla
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Características del fluido del acumulador FA-7301 a DA-7301
Flujo másico kg/hr. 82.928 (vapor 2.383 liquido 80.545) Peso Molecular 126.61 (vapor 97.80 liquido ---) Temperatura °C 232 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 20.83 liquido 618 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.57 liquido 0.67 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1182 fase -----mezcla Características del fluido del compresor GB-7101 a la DA-7301 Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.80 Temperatura °C 84 Presión Kg/cm2 man. 7.7 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1130 fase--------vapor
La torre cuenta con dos válvulas de seguridad, la PSV-73128 A de 6” de diámetro
calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de presión, y la PSV-73128B de 6” de diametro
calibrada a 9.45 Kg/cm2 man de presión, que se encuentran localizadas en la tubería
de salida del domo, esta torre tiene instalados en el cuerpo indicadores transmisores
de presión y temperatura.
V.2.1.15 REFLUJO DEL DOMO
Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 10” de diámetro P-73019,
para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-7302, con las siguientes
características
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Características del fluido de salida a EC-7302
Flujo másico kg/hr. 13,399 Peso Molecular 71.11 Temperatura °C 156 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.24 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1185 fase--------vapor
El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 1.6 millones de Kcal/hr, esta
diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man de presión y 330 °C de temperatura, es de acero al
carbón relvado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a través de la
tubería de 6” de diámetro P-73056, y la válvula controladora HV-73003. El
condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del TIC-73022.
La salida de este condensador se descarga por tubería de 8” de diámetro P-73021, al
acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-7303. El acumulador es un recipiente
cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.1 m., esta diseñado
a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero al carbón relevado de
esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg/cm2 man. de presión y temperatura
de 66 °C, por el domo salen los vapores ácidos por tubería de 4” de diámetro P-
73027, para unirse a la corriente del fluido de vapores del acumulador FA-7205. Características de la corriente de vapores del FA-7303.
Flujo másico kg/hr. 775 Peso Molecular 32.11 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 8.69 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1189 fase--------vapor
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Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 4” de diámetro P-73022 a la
succión de las bombas GA-7301/S Características de la corriente de fondos del FA-7303 a las bombas GA-7301/S.
Flujo másico kg/hr. 12,630 Peso Molecular 76.57 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 665 Viscosidad cp 0.21 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.5105 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1186 fase--------líquido
De estas bombas el liquido se envía por tubería de 3” de diámetro P-73024, como
reflujo al domo de la torre DA-7301, de esta corriente una parte del flujo se envía
como reflujo al acumulador a través de la tubería de 11/2” de diámetro P-73026,
controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-73011,
De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro P-
73005, al acumulador de aguas amargas FA-7305.
V.2.1.16 FONDOS DE LA TORRE DA-7301
Del fondo de la torre DA-7301 se envía la corriente al reboiler EA-7304, donde
incrementa la temperatura de 221 a 235°C.
La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de
diámetro P-73013 a la succión de las bombas GA-7302/S, que tienen una capacidad
volumétrica de 214.9 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 95 m.,
y potencia al freno de 51kw.
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Características de la corriente de fondos de la DA-7301 a las bombas GA-7302/S.
Flujo másico kg/hr. 130.799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1184 fase--------líquido
De estas bombas el producto se envía por tubería de 6” de diámetro P-73034, a los
EA-7101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-7101, y
de estos cambiadores el fluido se envíe al enfriador de aire EC-7303, que está
diseñado con una capacidad de intercambio de calor de 0.95 millones de Kcal/hr.,
presión de 33Kg/cm2 man. y 250 °C de temperatura. El material de construcción de
este condensador es acero al carbón.
La nafta sale de este condensador por tubería de 6” de diámetro 71031y entra al
enfriador de producto estabilizado EA-7305 que está construido el lado cuerpo de
acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 1.85 Kcal/hr., a una presión
de 33 Kg/cm2 man y temperatura de 220° C, el lado de tubos esta diseñado a 24.4
Kg/cm2 de presión y temperatura de 55°C, de donde se envía por tubería de 6” de
diámetro como producto HCN, al límite de batería. Características de la corriente de nafta estabilizada de DA-7301 al límite de batería.
Flujo másico kg/hr. 130,799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 791 Viscosidad cp 0.54 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) 10
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Corriente 1188 fase--------líquido
A la salida de este cambiador la tubería tiene instalada una válvula controladora de
flujo (FV-7305).
Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las características,
se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-73037 .
V.2.1.17 CIRCUITO DE AGUA MARGA.
El tanque acumulador de aguas amargas FA-7305, recibe las corrientes de los
tanques FA- 7101, 7102,7302,7203,7301,7302 y 7203, y opera a una temperatura
100°C y 1.0 Kg/ cm2 man de presión. Este tanque está construido acero al carbón, a
una presión de diseño de 6.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las
dimensiones del tanque son 1.5 de diámetro interno y 3.8 m., de longitud.
De esta tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de diámetro
P-77311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-7304/S para ser
bombeada por la tubería de 6” de diámetro P-77001 (tubería de salida al límite de
batería a tratamiento).
V.2.1.18 CIRCUITO DE AMINA DA-7302
Los vapores del EA-7204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-72067 en la
torre absorbedora de amina DA- 7302, la torre está construida de acero al carbón
relevado de esfuerzo, diseñada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man. y temperatura de
150°C, este recipiente tiene 0.6 m., de diámetro interno y altura |9.7 m., está
diseñado 9.0 Kg/cn2 man. de presión y 150 °C de temperatura.
Características del fluido de salida del EA-7204 a la DA-7302.
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Flujo másico kg/hr. 1581 Peso Molecular 29.33 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.5 Densidad Kg/m3 8.49 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.47 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1169 fase--------vapor
Está torre recibe la corriente de amina del limite de batería por tubería de 3” de
diámetro P-77004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-73013, en
operación normal se reciben 3,299 Kg/hr., a 16 Kg/cm2 man. de presión y 46 °C de
temperatura.
Los gases salen de la torre DA-7302 por la parte superior del recipiente por la línea
de 4” de diámetro P-73030, y el flujo es controlado por la válvula PV-73012. Estos
gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-7304 Características de los gases de salida de la DA-7302. al FA-7304
Flujo másico kg/hr. 1,469 Peso Molecular 29.02 Temperatura °C 46 Presión Kg/cm2 man. 6.4 Densidad Kg/m3 8.0 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1170 fase--------vapor
El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6 m.,
de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad de 2” de
diámetro, calibrada a una presión 9.0 Kg/cm2 man. cuya descarga es al quemador.
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El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo esta
diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, las condiciones de
operación son 6.1 Kg/cm2 man de presión y 46°C. de temperatura.
La salida de los gases del FA-7304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-73050,
al enfriador EA-7303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 70 mil Kcal/hr, el
cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo diseñado a 9.0
Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, los tubos son de acero al carbón
diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 55°C. de temperatura, en la salida de los
tubos está instalada la válvula de seguridad PSV-73117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.
de presión.
Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6” de
diámetro P-73052 a 38°C. de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man. de presión, con flujo
másico de diseño de 1,676 Kg/hr.
Del fondo del acumulador de gases del absorbedor FA-7304, la corriente de amina
rica sale por la tubería de 2” de diámetro P-77303 para unirse a la tubería de 3” de
diámetro P-77301 que transporta la corriente de amina rica que sale por el fondo del
absorvedor DA-7302. El flujo másico de las dos descargas es de 3,410 Kg/hr., con
una temperatura de 46 °C y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al
límite de batería.
V.2.2 Descripción del flujo de la planta Desulfuradora 2
La nafta de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-2, por tubería de 8” de
diámetro P-87001 de acero al carbón, a esta tubería se une la tubería P-81009 de
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acero al carbón relevado de esfuerzo, del mismo diámetro y especificación, que
proviene de tanques de almacenamiento de naftas, el flujo de esta alimentación
cuenta con una válvula de corte rápido de flujo, para posteriormente llegar a los filtros
de naftas FD-8103/S con una presión de 3.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura.
Características del fluido de entrada a los filtros
Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 32 Presión Kg/cm2 man. 3.0 Densidad Kg/m3 779 Viscosidad cp 0.45 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) 2.649
Corriente 1100 fase----liquido
Los filtros son recipientes que tienen una capacidad volumétrica de 202 metros
cúbicos por hora, están diseñados 6.0 Kg/cm2 man.de presión, y temperatura de
210 ºC y el material es de acero al carbón.
De estos filtros la nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-81065 de acero al
carbón relevado de esfuerzo, al tanque acumulador de carga FA-8101 (recipiente de
acero al carbón, diseñado a las mismas condiciones de presión y temperatura de los
filtros) donde también se puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador
de gas de recirculación FA-8104 por tubería de 2” diámetro P-81055 y por tubería de
2” de diámetro P-81066 de acero al carbón, del tambor de alimentación al compresor
de hidrogeno FA-8105.
El tanque FA-8101 opera a 2.0 Kg/cm2 man de presión. y 32 ºC de temperatura, este
tanque tiene instalada la PSV-81133 de 3” calibrada a 6.0 Kg/cm2 man. de presión,
que descarga al quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a
quemador de campo a través de tubería de 3” de diámetro P-81031, controlándose el
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flujo con la válvula de 2” de diámetro PV-81001A , el agua se descarga por la parte
más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-8305, esta
descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de diámetro
LV-81002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control como, el
nivel óptico LG- 81102. La nafta se envía por tubería de 10” de diámetro P-81003 de
acero al carbón relevado de esfuerzo, donde está instalada una válvula de corte que
puede ser operada desde el cuarto de control de bombas, para posteriormente
enviarse a la succión de la bombas GA-8101/S, que descargan a que por tubería de
acero al carbón, 8”de diámetro P-81005. Estas bombas tienen una capacidad de 202
m3/hr, diferencial de 129 m. y potencia al freno de 102 kw y están construidas de
acero. Las bombas están provistas de alarmas por bajo flujo.
En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 4” de
diámetro al tanque FA- 8101, que es controlado por la válvula de flujo FV-81001.
La descarga tiene instalado un control indicador de flujo FIC-81002, cuya operación
esta en función del nivel del tanque.
La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 8101 A/B/C, para intercambiar
calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-8301, el cuerpo de los
precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man. de
presión, y temperatura de 210ºC,. Los tubos son de acero al carbón, diseñados a
33Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga incrementa la
temperatura de 32° a 162 ºC,. en la salida del lado tubos se encuentra instalada la
válvula de seguridad PSV-81176, calibrada a 33.0 Kg/cm2 man de presión.
Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario.
Características del fluido de entrada a los filtros
Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 162 Presión Kg/cm2 man. 5.7
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Densidad Kg/m3 652 Viscosidad cp 0.17 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60 Azufre ppm (peso) 2.649
Corriente 1121 fase---liquido
De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-8101,
que es un recipiente que tiene 41,610 m.de altura y un diámetro de 4.1m., el material
del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable, esta recubierta
con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” de diámetro para entrada
hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión, así
indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados directamente en el
domo, cuerpo y fondo de la DA-8101.
El domo de la torre opera a 83ºC y 5.6 de temperatura y Kg/cm2 man de presión, el
fondo a 210ºC y 5.8 de temperatura y Kg/cm2 man de presión. La cubeta de salida
de nafta se encuentra en el plato 6.
V.2.2.1 REFLUJO DEL DOMO
Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 20” de diámetro P-81020,
donde tiene instalada la válvula de seguridad de 8” PSV-81134, calibrada a 10.5
Kg/cm2 man de presión, que descarga al quemador, adicionalmente estos gases
pueden enviarse al quemador a través de una tubería de 6” de diámetro P-81030,
controlándose esta corriente con la válvula automática HIC-81001. Características del fluido de salida del domo de la DA-8101
Flujo másico kg/hr. 119,256 Peso Molecular 56.56 Temperatura °C 83 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 13.44 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.42 Azufre ppm (peso) ------
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Corriente 1125 fase-----vapor
El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-8101 que tiene una
capacidad calorífica de 9.74 x 106) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2
man de presión y temperatura de 245ºC , están construidos de acero carbón. El by-
pass de este condensador se efectúa a través de la válvula controladora HV-81002.
Del condensador ser envía el fluido por tubería de 14” de diámetro P-81043, hacia el
tanque acumulador de reflujo FA-8102, que es un recipiente horizontal de acero al
carbón, que opera a 5.2 Kg/cm2 de presión y temperatura de 66ºC, con diámetro
interno de 2.2 m. y 7.0 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de 0.6
m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man de
presión y temperatura de 210ºC, .el tanque tiene instalada la PSV-81113 que
descarga al sistema de desfogues a quemador.
El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde se localiza también la salida
de gases que no fueron condensados que se envían por tubería de 8” de diámetro P-
81040 hacia el enfriador de gases EA-8102.
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Características del fluido de entrada al enfriador EA-8102
Flujo másico kg/hr. 12,902 Peso Molecular 47.55 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 10.88 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.42 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1116 fase--------vapor
En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque
condensados por tubería de de 3” de diámetro P-87101.
Características del fluido condensado al FA-8102
Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1117 fase--------liquido
La corriente de gases no condensados se envían por tubería de 6” de diámetro P-
81051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-8104. El tanque opera a 4.7
Kg/cm2 man de presión y temperatura de 38 ºC , es un recipiente cilíndrico vertical
de 0.6 m. de diámetro interno y altura de 2.75m. esta diseñado a presión man. de
10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, esta construido de acero al carbón.
Del fondo del tanque acumulador FA-8104., se envían los líquidos por tubería de 2”
de diámetro P-81055, hacia el tanque acumulador de carga FA-8101.
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Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 6” de diámetro P-
81053 al compresor GB- 8101, que tiene en instalados en la llegada sensores de
flujo y la válvula de retención check SP-8101.
Características del fluido al GB-8101
Flujo másico kg/hr. 2,396 Peso Molecular 29.80 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 4.7 Densidad Kg/m3 6.45 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.46 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1119 fase--------vapor
El compresor esta diseñado para operar con un gasto volumétrico de 371 m3/hr y
una diferencial de presión de 3.7. la descarga del compresor se retorna como
vapores a la torre DA-8101 a través de una válvula de control de flujo FV-81017 por
tubería de 4” de diámetro P-81054.
Características del fluido a la torre DA-8101
Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1118 fase--------liquido
Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 3” diámetro P-81001,
para suministro de hidrogeno fresco. La mezcla de gases se alimenta en el plato 21.
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Características del hidrogeno a la DA-8101
Flujo másico kg/hr. 52 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.0 Densidad Kg/m3 2.37 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.15 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1112 fase--------vapor
En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-81136, que descarga al sistema
de gases al quemador.
Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador la
corriente de vapores por medio de la tubería de 8” de diámetro P-87121 controlando
salida la válvula de presión PV-81025 A.
El envió al sistema de venteo es por la tubería de 11/2” de diámetro P-81056 con la
válvula de control de presión PV-81025B.
Características del venteo de gases a DA-8301
Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.28 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1130 fase--------vapor
Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1” de
diámetro P-87130.
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Los fondos del FA-8102, se envían por tubería de 10” de diámetro P-81044 a la
succión de las bombas GA-8102/S, que tienen una capacidad volumétrica de 182
m3/hr, de donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-8101/S.
Características del fluido a las bombas GA-8102
Flujo másico kg/hr. 116.860 Peso Molecular 57.02 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 641 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.55 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1126 fase--------liquido
Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una
presión de 19 Kg/cm2 man. y temperatura de 210 ºC,. el flujo hacia los filtros es
controlado por la válvula FV-81004, misma que puede enviar la corriente como
retorno al tanque acumulador de reflujo FA-8102.
De los filtros por tubería de 8” de diámetro P-81050, el fluido se retorna al domo de la
torre hidrodesulfuradora DA-8101.
V.2.2.2 PRODUCTO LCN
Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-
81022, que reduce el diámetro a 4” antes de la entrada al enfriador de aire EC-8102.
Que esta diseñado para una capacidad de enfriamiento de 0.53 millones de
Kcal/hr.,con una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,y 150 °C de temperatura Características del fluido al EC-8102
Flujo másico kg/hr. 26.387 Peso Molecular 67.54 Temperatura °C 102 Presión Kg/cm2 man. 5.6
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Densidad Kg/m3 621 Viscosidad cp 0.13 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.59 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1127 fase------ liquido
Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-8105. El cuerpo de este enfriador está
construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man., y 150
ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a 10 Kg/cm2 man de
presión y 55 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por tubería de 4” de
diámetro P-81059, al límite de batería.
También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta fuera
de especificación.
V.2.2.3 REBOILERS DEL FONDO DE LA DA-8101.
Esta corriente sale de la torre por tubería de 20” de diámetro P-81025, con una
temperatura de 197 ºC, entrando al EA-8103, por lado del cuerpo para incrementar
su calor, regresando a la torre a una temperatura de 210 ºC. el reboiler es un
recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5 Kg/cm
man de presión., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos
son de acero al carbón , con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man. de presión , y
temperatura de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de calor de 7.57 millones
de Kcal/hr.
Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura a 182 ºC, al
pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-8104, esta corriente sale en plato 29, y
regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado
cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm man. de presión y temperatura de 245ºC., y
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material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo 304L con presión
de diseño de 24.6 Kg/cm2 man. de presión , y temperatura de 343 ºC, tiene una
capacidad de intercambio de calor de 6.20 millones de Kcal/hr.
V.2.2.4 FONDO DE LA DA-8101.
Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 10” de diámetro P-
81023, hacia las bombas GA-8103/S, que tienen una capacidad volumétrica de 210
m3/hr. Características del fluido de salida de fondos de la DA-8101
Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 210 Presión Kg/cm2 man. 5.7 Densidad Kg/m3 626 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.63 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1124 fase------ liquido
De las GA-8103/S el fluido es bombeado por tubería de 6” de diámetro P-81034 a
los filtros FD-8102/S, estos filtros tienen una capacidad volumétrica de 210 m3/hr.,
diseñados con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de
construcción es de acero al carbón.
Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre por
una tubería de 4” de diámetro P-81012, controlándose el flujo de esta corriente a
través de la válvula de control FV-81003.
Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo se encuentra instalada una
válvula de retención check y la válvula de control automático de flujo FV-81013.
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Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de
seguridad, PSV-81116 y PSV-81117, calibradas a 39 Kg/cm2 man de presión. cuya
descarga es enviada al quemador.
La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente
están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del
domo por tubería de 6” de diámetro P-81061, o bien enviar a la entrada del reboiler
EA-8103, y de este regresar a la torre DA-8101.
Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-8101, como
carga al FA-8102.
El flujo normal de fondos después de los filtros se envía por tubería de 6” de diámetro
P-81038, a los cambiadores de calor EA-8201 A/B/C, que son recipientes cilíndricos
horizontales, el cuerpo es de acero al carbón con cubierta interna de acero inoxidable
tipo 304L, para una presión de diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los
tubos son de acero inoxidable tipo 304L diseñados a una presión de 30 Kg/cm2 man.
y temperatura de 343 ºC. Características del fluido de salida de los cambiadores EA-8201 A/B/C
Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 211 Presión Kg/cm2 man. 14.7 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) 3,166
Corriente 1141 fase------ liquido
De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-8201.
V.2.2.5 COLUMNA DA-8201.
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Las corrientes de hidrogeno que se unen antes de los cambiadores EA-8201 A/B/C,
se recibe de las reformadoras y de tanques de almacenamiento de hidrogeno fresco,
entrando al límite de batería por la tubería de 8” de diámetro P-87001 y 4” de
diámetro P-87002, también se recibe el hidrogeno proveniente del enfriador EA-8108,
para entrar por una sola línea en el tanque acumulador de hidrogeno para
compresión FA-8105.
Este es un recipiente cilíndrico vertical construido de acero al carbón, tiene una altura
entre tangentes de 2.8 m. y diámetro interno de 0.8 m., esta diseñado a 10.0 Kg/cm2
man de presión y de temperatura 150 ºC., cuenta con nivel óptico e indicador
transmisor de nivel a tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la válvula de
seguridad PSV-81138 calibrada a 10.0 Kg/cm2 man de presión que descarga al
quemador.
Este recipiente en caso de problemas puede descargar al quemador a través de la
válvula controladora de presión PV-81002 y tubería de 4” P-87136.
Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería, controlándose el
flujo a través de la válvula de nivel del tanque LV-81015, al tanque acumulador de
carga FA-8101 de la torre hidrodesulfuradora.
Por el domo del acumulador FA-8105, la corriente de hidrogeno sale por tubería de
8” de diámetro P-81004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-8101 por
tubería de 3” de diámetro P-81001, y por tubería de 2” de diámetro P-81002 al
acumulador de carga FA-8101, también opcionalmente se puede enviar a la DA-8301
por tubería de 11/2” de diametro.
La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 8” de diámetro, se envía a
la succión de los compresores GB-8102/S (compresores de hidrogeno), que tienen
una capacidad volumétrica de 769 m3/hr con una diferencial de presión de 20.2
Kg/cm2 y potencia al freno de 556 KW, los compresores cuentan con las válvulas de
seguridad PSV- 81137 y 81140.
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Características del fluido de entrada a los GB-8102/S
Flujo másico kg/hr. 1,821 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.0 Densidad Kg/m3 2.37 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.15 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1110 fase------ vapor
La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 4” de
diámetro P-81006, aumentando el diámetro a 6” de diametro para unirse a la
descarga del compresor GB-8201, para finalmente por tubería de 8” de diámetro P-
82046 se envían al calentador a fuego directo BA-8201. Características de la corriente de hidrogeno al BA-8201
Flujo másico kg/hr. 189 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 135 Presión Kg/cm2 man. 28.1 Densidad Kg/m3 5.89 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.24 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1114 fase------ vapor
La corriente de hidrogeno se mezcla con la corriente de nafta proveniente de las
bombas GA-8202/S, EA-8103, EA-8304, EA-8302, y EA-8205 la mezcla se hace por
medio de tuberías de 4” de diámetro P-82068-82071, en tuberías de 8” de diámetro
82018, 82072-82074, controlando el flujo de cada entrada por medio de las válvulas
controladoras FV-82001 A/B/C/D, para entrar por tubería de 8” de diámetro a cada
serpentín del calentador.
Existe otra salida del hidrogeno de descarga de los compresores GB-8102/S es hacia
el cambiador EA-8301 A. esta corriente se hace a través de una tubería de 4” de
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diámetro P-81011. Los compresores pueden by-pasear por medio de tuberías de 6”
de diámetro P-81013.
Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3” de
diámetro que se envía a los enfriadores EA-8108, que son recipientes cilíndricos
verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de entrada del
acumulador FA-8105. el flujo hacia el enfriador es controlado por la válvula
controladora PV-81014.
La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de
carga a la columna DA-8201, se inyecta antes de los cambiadores EA-8201 A/B/C, a
través de una tubería de 3” de diámetro P-82107. Características del fluido de entrada a los GB-8102/S
Flujo másico kg/hr. 131,324 (liq. 127,534 vap. 3,948) Peso Molecular Mezcla 114.61 (vapor 47.10) Temperatura °C Mezcla 207 Presión Kg/cm2 man. Mezcla 14.7 Densidad Kg/m3 Vapor 18.75 liquido 628 Viscosidad cp Vapor 0.02 liquido. 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.64 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1142 fase------ mezcla
La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.
V.2.2.6 COLUMNA DA-8201
La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 4.3 m., de diámetro interno y 70,9
m., esta construida de acero al carbón con recubrimiento interno de acero inoxidable
que opera en el domo a 12 Kg/cm2 man de presión y 258 ºC de temperatura, el
fondo del recipiente opera a 12.3 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 331 ºC,
V.2.2.7 REFLUJO DEL DOMO DE LA DA-8201
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Por el domo de la columna DA-8201, los vapores salen por tubería de 18” de
diámetro P-82001, donde se encuentran instaladas las válvulas de seguridad PSV-
82107 A/B, calibradas a una presión de 24.6 y 25.8 Kg/cm2 man respectivamente,
mismas que desfogan al quemador.
Características de los vapores de salida de la DA-8201
Flujo másico kg/hr. 199,997 Peso Molecular 92.15 Temperatura °C 258 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 30.51 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60
Corriente 1145 fase------ vapor
De esta tubería de 18” de diametro, se envía una corriente al cambiador de calor EA-
8104, a través de la tubería de 12” de diámetro P-82003, este flujo es controlado por
la válvula de flujo FV-82026, en el cambiador la corriente de vapores cede calor a la
corriente del reboiler de fondos de la torre DA-8101, disminuyendo su calor de 257 ºC
a 182ºC , de donde se envía al enfriador de aire EC-8203 Que tiene una capacidad
de transferencia de calor de 185 x 10(6) Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de
acero al carbón, diseñados a 24.6 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 343ºC.
la temperatura de salida de los gases es contralada a través de indicador controlador
de temperatura TIC-82045, mismo que controla la operación de los ventiladores del
enfriador.
Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido
proveniente de EA-8202, generador de vapor al BA-8102 y de los EA-8201
cambiadores de calor de la entrada de carga a la columna DA-8201. Características del fluido de entrada al EC-8203
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Flujo másico kg/hr. 199,997 (VAP. 66,262 y LIQ 50,079 Peso Molecular Mezcla 92.15 vap. 63.30 Temperatura °C 213 Presión Kg/cm2 man. 10.6 Densidad Kg/m3 Vap. 18.93 liq. 620 Viscosidad cp Vap. 0.01 liq. 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.58 liq. 0.66 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1152 fase------ mezcla
Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-8201, que es un
recipiente cilíndrico horizontal de 3.0 m. de diámetro interno y 10.0 m. de longitud,
tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-82111 calibrada a una presión de
24.6 Kg/cm2 man., la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2 man y
temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque
opera a una presión de 10.3 Kg/cm2 man y temperatura de 204ºC.
De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 10” de diámetro
P-82027, a la tubería de succión de las bombas GA-8201/S, de esta tubería parte
del flujo se envía a la torre DA-8203 por tubería de 6” de diámetro P-82026.
Características del fluido a la DA-8203
Flujo másico kg/hr. 26,176 (VAP 3,94827 LIQ 54,356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1161 fase------ mezcla
Las bombas tienen una capacidad volumétrica de 143 m3/hr., potencia al freno de
63.5 kw , la tubería de descarga es de 6” de diámetro, de donde se puede retornar al
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tanque a través de la tubería de 6” de diámetro P-82029 de y de la válvula FV-82034.
En la línea de 6”de diámetro, está instalada una válvula de control de flujo FV-82034,
cuya operación está en función del nivel del tanque acumulador FA-8201., posterior a
esta válvula, se encuentran los filtros FD-8201/S, diseñados para un flujo volumétrico
de 143 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 343ºC, el
material de construcción de estos filtros es de acero al carbón, de donde los gases
se envían como reflujo a la columna DA-8201.
Características del fluido de reflujo al domo de la DA-8201
Flujo másico kg/hr. 89,651 Peso Molecular 118.16 Temperatura °C 205 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------
Corriente 1146 fase------ liquido
Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro, se
pueden enviar al quemador a través de la válvula HIC-82002, que está instalada en
tubería de 6” de diámetro.
Estos vapores cuentan también con la salida por tubería de 14” de diámetro P-82002,
a través de la válvula de control de presión diferencial PDV-82015, a la caldereta EA-
8202, que esta diseñado por lado tubos para una presión de 24.6 Kg/cm2 man., y
temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo 304L, por el lado
cuerpo está diseñado a una presión de 2 KG/cm2 man., temperatura de 375ºC y
material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304. La temperatura de
operación es de 227 ºC.
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Del EA-8202 los gases son enviados por tubería de 14” de diámetro, al enfriador de
aire EC- 8203 junto con la corriente de los EA-8104.
Existe otra salida de gases del domo de la columna que se hace por tubería de 12”
de diámetro P-82032, que ceden calor en los cambiadores EA-8201 A/B/C, a la
corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 258 a 213ºC.,
para integrarse a la corriente de entrada del EC-8203.
V.2.2.8 CIRCUITO DEL FONDO DE LA DA-8201.
Del fondo de la columna DA-8201, la corriente sale a una temperatura de 331 ºC. y
12.3 Kg/cm2. Man de presión, por tubería de 20” de diámetro P-82006, en la que
existe una salida por tubería de 6” de diámetro P-82007, cuyo flujo se controla a
través de la válvula controladora de flujo FV-82029, de esta válvula la corriente entra
al fondo de la torre DA-8203 (torre separadora de sulfhídrico).
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Características del fluido al fondo de la DA-8203
Flujo másico kg/hr. 26,126 (vapor 3,948 liquido 22,230) Peso Molecular 162.21 (vapor 152.70 liquido ---) Temperatura °C 321 Presión Kg/cm2 man. 7.3 Densidad Kg/m3 ----- Viscosidad cp ----- Capacidad calorífica Kcal/kg °C ----- Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1135 fase------ mezcla
Por la tubería de 20” de diámetro llega a la succión de las bombas GA-8202/S, que
están diseñadas con una capacidad volumétrica de 887 m3/hr, con una diferencial de
descarga de 169 m. y potencia al freno de 374 kw.
Características del fluido a la succión de las bombas GA-8202
Flujo másico kg/hr. 502,074 Peso Molecular 162.21 Temperatura °C 331 Presión Kg/cm2 man. 12.3 Densidad Kg/m3 573 Viscosidad cp 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.75 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1144 fase------ liquido
La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 12” de diámetro P-
82013, esta descarga tiene varias opciones la primera es que puede ser enviada a la
columna DA-8201 por tubería de 8” de diámetro P-82085, a controlándose este flujo
por medio de la válvula de control de flujo FV-82002.
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La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-82017 a ceder
calor al flujo de alimentación de carga de la torre DA-8101 en el reboiler EA-8103,
para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-8202/S, por la tubería
de 8” de diámetro P-81028, que incrementa el diámetro a 10”, para recibir los flujos
de los cambiadores EA 8302, EA-8304 y EA-8305. El flujo de estos recipientes se
controla por medio de la válvula TV-82044, de donde finalmente se integran a la
tubería de descarga de de las bombas.
Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por tubería de 6”
de diámetro P-82014 al cambiador EA-8302, tubería de 8” de diámetro P-82016 al
cambiador EA-8204 y tubería de 6” de diámetro P- al cambiador EA-8305.
Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente del
equipo PA-8202 por una línea de 1” de diámetro 82104.
Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-8201.
Características del fluido a la succión de las bombas GA-8202
Flujo másico kg/hr. 157,907 Peso Molecular 162.21 Temperatura °C 332 Presión Kg/cm2 man. 18.5 Densidad Kg/m3 578 Viscosidad cp 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.75 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1131 fase------ liquido
La carga al calentador BA-8201 se ingresa en 4 serpentines cada una por tubería
independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las válvulas
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FV-82011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada serpentín
reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-8102/S Y GB-8201.
V.2.2.9 Calentador BA-8201
Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de calor
de 34.94 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo. El
combustible que se utiliza es gas que se recibe por línea de 6” de diámetro P-87001
en el límite de batería de la planta, y la entrada a los quemadores del calentador
disminuye el diámetro a 4” de diámetro P-87002 el nitrógeno de inyección al gas
combustible se recibe en limite de batería por línea de 2” de diámetro P-87015.
La tubería de gas a pilotos se efectúa por la línea de 2” de diámetro P-87012 el flujo
es controlado por medio de válvulas automática PCV-82103 cuya operación está en
función de la presión de entrada al calentador.
Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas
nitrógeno.
El calentador cuenta como una medida de proyección con líneas de vapor de 2” de
diámetro (de 11/4 Cr 1/2Mo ) que se utiliza como vapor de apagado y las descargas
esta localizadas en los cabezales de los serpentines.
La los gases calientes que se salen por la chimenea del calentador se utilizan para
sobrecalentar vapor que entra por tubería de 6” de diámetro, de 11/2Cr 1/ 2 Mo. El
flujo de este vapor está controlado por la válvula de salida PV-82035, la tubería
cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-82118 calibrada a una presión de
22.5 Kg/cm2 man.
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La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte
baja del calentador (zona de radiación) por las tuberías de 14” de diámetro P-87019-
22 de aleación 5Cr. 11/2 Mo, una para cada serpentín, uniéndose en un cabezal de
30” de diámetro del mismo material que las de los serpentines. Por esta tubería la
nafta se envía a la Columna CDHDS,
Características del fluido del calentador al fondo de la DA-8201
Flujo másico kg/hr. 507,273 (vapor 253,613 liquido 253,660) Peso Molecular 138.42 (vapor 120.40 liquido ---) Temperatura °C 334 Presión Kg/cm2 man. 12.6 Densidad Kg/m3 Vapor 37.11 liquido 571 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.64 liquido 0.76 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1147 fase------ mezcla
V.2.2.10 SEPARADOR DE GASES ACIDOS DA-8203
La corriente del fondo de la DA-8201, que se envía por tubería de 6” de diámetro P-
82007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-8203, donde se recibe con una
temperatura de 37 ºC.
Esta torre está construida de acero al carbón con internos de acero inoxidable tipo
410, tiene una altura de 19.7 m., diámetro interno de 0.6 m., diseñada a 9.0 Kg/cm2
man de presión y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo se encuentra
instalada la PSV-73138 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man,
La torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión.
En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-8201 al
domo de la Columna DA-8201.
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Página 171
Características del fluido del FA-7201 al separador DA-8203
Flujo másico kg/hr. 54,983 (vapor 627 liquido 54.356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1161 fase------ mezcla
Antes de entrar al separador esta corriente recibe la aportación del fluido proveniente
del tanque separador de CDHDS frio FA-8203 por tubería de 2” de diámetro P-
82040.
En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-8202 por
tubería de 6” de diámetro P-82034
Características del fluido de FA-7202 al separador DA-8203
Flujo másico kg/hr. 50,079 (vapor 19 liquido 50,060) Peso Molecular 100.85 (vapor 14.60 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 4.03 liquido 736 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1162 fase------ mezcla
V.2.2.11 REFLUJO AL DOMO DE LA TORRE DA-8203
El domo de la DA-8203 opera a 157 ºC de temperatura y 7.0 Kg/cm2, man de
presión, y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 221 °C. El
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cuerpo es de acero al carbón, los internos son de acero inoxidable 410, está
diseñada 9.0 Kg/cm2,man de presión y temperatura de 330 ºC, Tiene una altura de
27.7 m., y 2.5 m. de diámetro interno. La torre en el domo tiene instalada la válvula
PSV-82138 de 62 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2. man.
Del domo de la DA-8203 el flujo se envía por tubería de 10” de diámetro P-82051,
los gases ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-8202, el
cual tiene una capacidad de enfriamiento de 1.58 millones Kcal/hr, la presión de
diseño es de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al
carbón. Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del
controlador HIC y la válvula HV-82004. La tubería del by-pass es de 6” de diámetro
P-82100. Características del fluido de entrada al enfriador EC-8202.
Flujo másico kg/hr. 13,621 Peso Molecular 71.33 Temperatura °C 157 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.22 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1165 fase------ vapor
La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador la
aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-8201 que es transportada
por la tubería de 2” de diámetro P-82001,
El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 8” de diámetro P-82053,
al tanque acumulador de reflujo de acido FA-8205 que opera a 6.7 Kg/cm2, man de
presión y temperatura de 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal
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tiene 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2
man. de presión, y temperatura de 200 ºC, el material de construcción es acero al
carbón.
Los gases en acumulador de reflujo FA-8205 se envían por tubería se 4” de
diámetro P-82065 , junto con la corriente de vapores del acumulador FA-8303, al
condensador EA-8204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para
intercambiar 0.59 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una
presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 200 ºC. el lado tubos
también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man., y 55 ºC
de temperatura.
Características del fluido de entrada al cambiador EA-8204.
Flujo másico kg/hr. 1,197 Peso Molecular 33.84 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 9.19 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.46 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1167 fase------ vapor
El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se
envían al absorbedor de amina DA-8302.
Características del fluido condensado de retorno del EC-8204.
Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662
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Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1168 fase------ liquido
De este acumulador FA-8205 el liquido se envía por tubería de 4” de diámetro P-
82060, a la succión de bambas GA-8203/S. estas bombas tienen una capacidad
volumétrica de 19.1 m3/hr, con una diferencial de altura de 70m., y potencia al freno
de 9.5 kw.
Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-8203/S.
Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662 Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1166 fase------ liquido
La descarga de estas bombas es por la tubería de 3” de diámetro P-82062, por
donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-8203. El flujo de está tubería
se controla por la válvula FV-82049, previo a esta válvula se encuentra el reflujo al
tanque acumulador FA-8205, está corriente fluye por la tubería de 2” de diámetro P-
82064, el flujo se controla con la válvula FV-82048.
La purga del acumulador FA-8205 se manda por tubería de 2” de diámetro P-82003
al acumulador de agua amarga FA-8305.
V.2.2.12 FONDO DE LA TORRE DA-8203
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El fondo de la torre opera a 211 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.
Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 18” de
diámetro P-82049, al reboiler EA-8205 que es un recipiente cilíndrico horizontal
absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-8204/S, incrementando
la temperatura de 197 ºC a 210 ºC, para ser reintegrado a la torre DA-8203.
La otra salida, que es por la tubería de 10” de diámetro P-82050, la corriente se va a
la succión de las bombas GA-8204/S, que tienen una capacidad volumétrica de 215
m3/hr., una diferencial de altura de 299 m. y potencia al freno de 166.2 kw.
Características del fluido a la succión de las bombas GA-8204/S.
Flujo másico kg/hr. 130,989 Peso Molecular 11.11 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1164 fase------ liquido
De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 6” de diámetro P-82058 y
es controlado por la válvula FV-82046 hasta los cambiadores de calor EA-8301 A/B
donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-8301.
Incrementando la temperatura de 221 a 244 °C,. de la descarga de las bombas existe
la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-8203, por la tubería de 4” de diámetro P-
82084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-82054, esta línea
normalmente se encuentra fuera de operación.
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Después de la válvula de control FV-82046, la corriente se puede enviar al EA-8101C
por la tubería de 6” de diámetro P-82059, sin embargo normalmente se encuentra
fuera de operación.
Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores EA-
8301 A/B por la tubería de 6” de diámetro P-82058, esta tubería antes de los
cambiadores incrementa el diámetro a 16” para recibir la aportación de hidrogeno
proveniente de los compresores GB-8102/S y la de nafta estabilizada de la bomba
GA-8303/S, estos cambiadores son recipientes cilíndricos horizontales que tienen
una capacidad de intercambio de calor de 4.57 millones de Kcal/hr. Están
construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado a 33 Kg/cm2 man., de
presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se envía al cambiador de
carga del reactor de pulido EA-8302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una
capacidad de intercambio de calor de 3.08 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de
acero al carbón, está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man., y temperatura de
343 °C, los tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man. de presión y
temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 18” de
diámetro P-83002, para llegar al reactor de pulido DC-8301, antes de entrar al
reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la
bomba GA-8202/S, que normalmente está fuera de operación.
Características del fluido de entrada al rector DC-8301
Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 76,621 liquido 55,558) Peso Molecular 104.38 (vapor 91.30 liquido ---) Temperatura °C ---- Presión Kg/cm2 man. ---- Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71
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Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1173 fase------ mezcla
V.2.2.13 REACTOR DC-8301
Es un recipiente cilíndrico vertical de 3.1 m., de diámetro interior y altura de 8.15 m.,
está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión, y 343
°C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 11.2 Kg/cm2 man y
temperatura de 260 °C, está empacado de catalizador para la reacción de separación
del azufre de la nafta, este catalizador es patente de CATALYTIC DISTILLATION
TECH NOLOGIES, el fondo del reactor opera a una temperatura de 261 °C y presión
de 10.5 Kg7cm2 man.
El reactor cuenta con indicadores transmisores de temperatura 3 en la parte superior,
3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un sistema de
medición de la caída de presión del recipiente.
En la tubería de carga al reactor se localizan 2 válvulas de seguridad la PSV-83160
de 11/2” de diámetro calibrada a una presión de 33.0 Kg/cm2, man. y la PSV- 83104
de 8” calibrada a 24.6 Kg/cm2 man. de presión.
El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía por
la tubería de 18” de diámetro P-83003 de, al cambiador de efluentes del reactor EA-
8301.
Características del fluido de salida del rector DC-8301
Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 93,517 liquido 38,662) Peso Molecular 105.89 (vapor 97.70 liquido ---) Temperatura °C 261 Presión Kg/cm2 man. 10.5 Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71
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Azufre ppm (peso) 67
Corriente 1175 fase------ mezcla
Del cambiador la corriente se envía por la tubería de 18” de diámetro P-83005, al
cambiador de efluente EA-8301/S, de donde se envía al acumulador de efluente
calientes del reactor FA-8301, que es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.3 m., de
diámetro interno y 8.3 de longitud, tiene instalada la válvula de seguridad PSV-83123
de 6” de diámetro, calibrada a una presión de 22.0 Kg/cm2 man. el recipiente está
diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 343 °C, está construido
de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera 235 °C de
temperatura y presión de 9.6 Kg/cm2 man. los vapores de este recipiente salen por
tubería de 14” de diámetro P-83007.´
Características de los gases de salida del acumulador FA-8301.
Flujo másico kg/hr. 49,251 Peso Molecular 83.02 Temperatura °C 235 Presión Kg/cm2 man. 9.6 Densidad Kg/m3 22.42 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.58 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1178 fase------ vapor
Está corriente se envía al condensador de aire EC-8301, que tiene una capacidad de
enfriamiento de 7.93 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2 man de
presión, y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero al carbón
con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a través de la
línea de 8” de diámetro P-83045 controlándose el flujo con la válvula HV-83002.
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La corriente se envía por tubería de 10” de diámetro P-83008, hacia el acumulador
de los efluentes fríos del reactor de pulido FA-8302, que es un recipiente cilíndrico
horizontal de 1.8 m de diámetro interno y longitud 5.3 m, está diseñado a 24.6 Kg/cm
man de presión y 270°C de temperatura el cuerpo del recipiente es de acero al
carbón relevado de esfuerzo.
Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-83126 de 2” de diámetro
calibrada a una presión de 24.6 Kg/m2 man, que descarga al quemador. Además
cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.
Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 6” de
diámetro P-83010, hacia el enfriador EA-8306.
Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-8302
Flujo másico kg/hr. 1,183 Peso Molecular 7.57 Temperatura °C 65 Presión Kg/cm2 man. 9.2 Densidad Kg/m3 2.63 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.13 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1183 fase------ vapor
El enfriador de vapores del reactor EA-8306, es un recipiente horizontal con una
capacidad de intercambio de calor de 0.047 millones de Kcal/hr. .el lado cuerpo está
diseñado a 24.6Kg/cm2 man de presión, y 270 °C de temperatura.
Está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al
carbón diseñados a 19.0Kg/cm2 man de presión y 55 °C de temperatura.
De este enfriador los condensados se regresan al acumulador.
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Características de la corriente de condensados del EA-8306 al FA-8302.
Flujo másico kg/hr. 172 Peso Molecular 89.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 9.1 Densidad Kg/m3 740 Viscosidad cp 0.34 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.52 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1194 fase------ liquido
La corriente de vapores se envía por tubería de 6” de diámetro P-83057, para unirse
al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-8203,
Características de la corriente de vapores de salida del FA-8302
Flujo másico kg/hr. 844 Peso Molecular 6.38 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.4 Densidad Kg/m3 2.21 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.25 Azufre ppm (peso) -----
Corriente 1193 fase------ vapor
Los fondos de los tanques acumuladores FA-8301 y FA-8302 se envían por tubería
de 8” de diámetro P-83006 y de 10” de diámetro P-83009, los flujos de estas
corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas controladoras de los
niveles de los tanques acumuladores FV-83004 y FV-83005, para finalmente la
corriente descargue a la torre estabilizadora de naftas DA-8301.
Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro al
acumulador de aguas FA-8305.
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V.2.2.14 TORRE ESTABILIZADORA DA-8301
La torre estabilizadora de naftas DA-8301, es un recipiente cilíndrico vertical de 3.2
m., de diámetro interno y 28.2 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de
presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón relevado
de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man. de presión y
temperatura 156 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man. de presión y 221 °C, de
temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes :
Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-8302
Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-8301.
Corriente de gases del compresor GB-8101 Características del fluido del acumulador FA-8302 a DA-8301
Flujo másico kg/hr. 48,406 (vapor 6 liquido 48,401) Peso Molecular 105.04 (vapor 9 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 2.46 liquido 745 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.33 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 1.0 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1181 fase------ mezcla
Características del fluido del acumulador FA-8301 a DA-8301
Flujo másico kg/hr. 82.928 (vapor 2.383 liquido 80.545) Peso Molecular 126.61 (vapor 97.80 liquido ---) Temperatura °C 232 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 20.83 liquido 618 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.57 liquido 0.67 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1182 fase -----mezcla
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Características del fluido del compresor GB-8101 a la DA-8301
Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.80 Temperatura °C 84 Presión Kg/cm2 man. 7.7 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1130 fase--------vapor
La torre cuenta con dos válvulas de seguridad, la PSV-83128 A de 6” de diámetro
calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de presión, y la PSV-83128B de 6” de diametro
calibrada a 9.45 Kg/cm2 man de presión, que se encuentran localizadas en la tubería
de salida del domo, esta torre tiene instalados en el cuerpo indicadores transmisores
de presión y temperatura.
V.2.2.15 REFLUJO DEL DOMO
Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 10” de diámetro P-83019,
para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-8302, con las siguientes
características Características del fluido de salida a EC-8302
Flujo másico kg/hr. 13,399 Peso Molecular 71.11 Temperatura °C 156 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.24 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1185 fase--------vapor
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El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 1.6 millones de Kcal/hr, esta
diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man de presión y 330 °C de temperatura, es de acero al
carbón relvado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a través de la
tubería de 6” de diámetro P-83056, y la válvula controladora HV-83003. El
condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del TIC-83022.
La salida de este condensador se descarga por tubería de 8” de diámetro P-83021, al
acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-8303. El acumulador es un recipiente
cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.1 m., esta diseñado
a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero al carbón relevado de
esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg/cm2 man. de presión y temperatura
de 66 °C, por el domo salen los vapores ácidos por tubería de 4” de diámetro P-
83027, para unirse a la corriente del fluido de vapores del acumulador FA-8205.
Características de la corriente de vapores del FA-8303.
Flujo másico kg/hr. 775 Peso Molecular 32.11 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 8.69 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1189 fase--------vapor
Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 4” de diámetro P-83022 a la
succión de las bombas GA-8301/S
Características de la corriente de fondos del FA-8303 a las bombas GA-8301/S.
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Flujo másico kg/hr. 12,630 Peso Molecular 76.57 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 665 Viscosidad cp 0.21 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.5105 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1186 fase--------líquido
De estas bombas el liquido se envía por tubería de 3” de diámetro P-83024, como
reflujo al domo de la torre DA-8301, de esta corriente una parte del flujo se envía
como reflujo al acumulador a través de la tubería de 11/2” de diámetro P-83026,
controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-83011,
De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro P-
83005, al acumulador de aguas amargas FA-8305
V.2.2.16 FONDOS DE LA TORRE DA-8301
del fondo de la torre DA-8301 se envía la corriente al reboiler EA-8304, donde
incrementa la temperatura de 221 a 235°C.
La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de
diámetro P-83013 a la succión de las bombas GA-8302/S, que tienen una capacidad
volumétrica de 214.9 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 95 m.,
y potencia al freno de 51kw. Características de la corriente de fondos de la DA-8301 a las bombas GA-8302/S.
Flujo másico kg/hr. 130.799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611
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Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1184 fase--------líquido
De estas bombas el producto se envía por tubería de 6” de diámetro P-83034, a los
EA-8101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-8101, y
de estos cambiadores el fluido se envíe al enfriador de aire EC-8303, que está
diseñado con una capacidad de intercambio de calor de 0.95 millones de Kcal/hr.,
presión de 33Kg/cm2 man. y 250 °C de temperatura. El material de construcción de
este condensador es acero al carbón.
La nafta sale de este condensador por tubería de 6” de diámetro 81031y entra al
enfriador de producto estabilizado EA-8305 que está construido el lado cuerpo de
acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 1.85 Kcal/hr., a una presión
de 33 Kg/cm2 man y temperatura de 220° C, el lado de tubos esta diseñado a 24.4
Kg/cm2 de presión y temperatura de 55°C, de donde se envía por tubería de 6” de
diámetro como producto HCN, al límite de batería. Características de la corriente de nafta estabilizada de DA-8301 al limite de batería.
Flujo másico kg/hr. 130,799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 791 Viscosidad cp 0.54 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) 10
Corriente 1188 fase--------líquido
A la salida de este cambiador la tubería tiene instalada una válvula controladora de
flujo FV-83015.
Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las características,
se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-83037.
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V.2.2.17 CIRCUITO DE AGUA MARGA.
El tanque acumulador de aguas amargas FA-8305, recibe las corrientes de los
tanques FA- 8101, 8102, 8302, 8203, 8301, 8302 y 8203, y opera a una temperatura
100°C y 1.0 Kg/ cm2 man de presión. Este tanque está construido acero al carbón, a
una presión de diseño de 6.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las
dimensiones del tanque son 1.5 de diámetro interno y 3.8 m., de longitud.
De esta tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de diámetro
P-87311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-8304/S para ser
bombeada por la tubería de 6” de diámetro P-87001 (tubería de salida al límite de
batería a tratamiento).
V.2.2.18 CIRCUITO DE AMINA DA-8302
Los vapores del EA-8204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-82067 en la
torre absorbedora de amina DA- 8302, la torre está construida de acero al carbón
relevado de esfuerzo, diseñada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man. y temperatura de
150°C, este recipiente tiene 0.6 m., de diámetro interno y altura |9.7 m.,, está
diseñado 9.0 Kg/cn2 man. de presión y 150 °C de temperatura.
Características del fluido de salida del EA-8204 a la DA-8302.
Flujo másico kg/hr. 1581 Peso Molecular 29.33 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.5 Densidad Kg/m3 8.49 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.47 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1169 fase--------vapor
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Está torre recibe la corriente de amina del limite de batería por tubería de 3” de
diámetro P-87004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-83013, en
operación normal se reciben 3,299 Kg/hr., a 16 Kg/cm2 man. de presión y 46 °C de
temperatura.
Los gases salen de la torre DA-8302 por la parte superior del recipiente por la línea
de 4” de diámetro P-83030, y el flujo es controlado por la válvula PV-83012. Estos
gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-8304 Características de los gases de salida de la DA-8302. al FA-8304
Flujo másico kg/hr. 1,469 Peso Molecular 29.02 Temperatura °C 46 Presión Kg/cm2 man. 6.4 Densidad Kg/m3 8.0 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) ----
Corriente 1170 fase--------vapor
El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6 m.,
de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad de 2” de
diámetro, calibrada a una presión 9.0 Kg/cm2 man. cuya descarga es al quemador.
El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo esta
diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, las condiciones de
operación son 6.1 Kg/cm2 man de presión y 46°C. de temperatura.
La salida de los gases del FA-8304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-83050,
al enfriador EA-8303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 70 mil Kcal/hr, el
cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo diseñado a 9.0
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Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, los tubos son de acero al carbón
diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 55°C. de temperatura, en la salida de los
tubos está instalada la válvula de seguridad PSV-83117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.
de presión.
Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6” de
diámetro P-83052 a 38°C. de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man. de presión, con flujo
másico de diseño de 1,676 Kg/hr.
Del fondo del acumulador de gases del absorbedor FA-8304, la corriente de amina
rica sale por la tubería de 2” de diámetro P-87303 para unirse a la tubería de 3” de
diámetro P-87301 que transporta la corriente de amina rica que sale por el fondo del
absorvedor DA-8302. El flujo másico de las dos descargas es de 3,410 Kg/hr., con
una temperatura de 46 °C y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al
límite de batería.
V.2.2.19 REACCIONES DE LA COLUMNA CDHYDRO
Las reacciones en la unidad de la columna CDHydro pueden dividirse en tres tipos:
hidrogenación selectiva, hidroisomerización y tioeterificación.
A) Hidrogenación selectiva.
Las diolefiinas como 1,3-pentadieno e isopreno se hidrogenan a 1-penteno y 3-metil-
1-buteno respectivamente.
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B) Hidroisomerización
Las reacciones de hidroisomerización son reacciones de equilibrio entre isómeros
olefínicos C5 normales e isómeros olefínicos iso-C5
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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C) Tioeterificación
Los mercaptanos reaccionan con material olefínicos para formar sulfuros olefínicos
pesados térmicamente estables.
Los sulfuros olefínicos pesados se destilan en el fondo
V.2.3 Servicios Auxiliares de las plantas desulfuradotas
Para el optimo funcionamiento de las plantas Desulfuradoras de Gasolinas, se
requiere contar con una serie de servicios adicionales, denominados “Servicios
Auxiliares”, cuyo operación y aspectos de integración se describen a continuación,
señalando para tal fin los aspectos más importantes de cada uno de los servicios y
los requerimientos que deben cumplir para garantizar la operabilidad eficiente de las
plantas, entre los que destacan los siguientes:
V.2.3.1 UNIDADES REGENERADORAS DE AMINA
Como parte de los servicios auxiliares se debe Desarrollar la Ingeniería Básica,
Ingeniería de Detalle, Procura de Equipo y Materiales, Construcción, Pruebas,
Capacitación, Preparativos de Arranque, Arranque y Pruebas de comportamiento,
para dos Unidades de Regeneración de Amina para las Plantas Desulfuradoras de
Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y 2) en la Refinería "Miguel Hidalgo” de Tula de
Allende, Hgo.
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Dentro de la plantas ULSG-1 y 2 se contará con los equipos de absorción de amina
de alta y baja presión y el sistema de regeneración de amina se localizará en el área
de las plantas como parte complementaria de la Sección de Endulzamiento donde el
Gas de Recirculación y el Gas Combustible serán endulzados para cumplir con
especificaciones en el contenido de ácido sulfhídrico (H2S). El Sistema de
Regeneración de Amina para la planta ULSG-1, debe estar fundamentada en el uso
de tecnologías plenamente establecidas y probadas a nivel comercial.
A) Capacidad de la Unidad
Las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 (URA-1 y URA-2), se deben diseñar
para suministrar 32 m3/hr (140.9 GPM) c/u de solución al 40% en peso de
metildietanolamina (MDEA) pobre, para regenerar amina rica proveniente de las
Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y ULSG-2). Los
equipos se deben diseñar con márgenes hidráulicos para operar con variaciones de
concentración entre 35% y 45% en peso de MDEA. El Contratista debe otorgar las
Garantías del proceso de estas unidades así como la Licencia de Uso de Tecnología.
La siguiente tabla muestra los requerimientos de Amina Pobre que deben manejar
las Unidades Regeneradoras de Amina:
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ULSG-1 ULSG-2 Absorbedor de
Amina del Gas de Recirculación de la Columna CDHDS
(DA-7202)
Absorbedor de Amina del Gas de Venteo (DA-7302)
Absorbedor de Amina del Gas de
Recirculación de la Columna CDHDS
(DA-8202)
Absorbedor de Amina del Gas de Venteo (DA-8302)
Concentración de Diseño
40 % en Peso de MDEA
40 % en Peso de MDEA
40 % en Peso de MDEA
40 % en Peso de MDEA
Flujo Normal , m3/Hr 20.0 4.0 20.0 4.0 Flujo Nominal m3/Hr (Durante el proceso de Sulfhidrado del catalizador)
24.0
8.0
24.0
8.0
Capacidad Total de Diseño de la Unidad de Regeneración de Amina m3/Hr
32.0
32.0
La Unidad Regeneradora de Amina debe diseñarse para producir una solución de
Amina Pobre conteniendo como máximo 0.002 mol H2S / mol MDEA.
La siguiente tabla muestra la composición de Amina Rica a tratar en la Unidad
Regeneradora de Amina:
Composición de amina rica a tratar en la unidd regeneradora de amina.
Composición Mol % MDEA 8.96 H2S 2.65 Agua 88.38 Metano, ppm mol 17 Etano, ppm mol 27 Propano, ppm mol 23 Hidrógeno, ppm mol 23 CO2, ppm mol 1 Total, % mol 100 Densidad, Kg/m3 1071
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El rango de carga y circulación de amina rica a tratar en las Unidades de
Regeneración de Amina se determina en base a los requerimientos del proceso de
las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica:
La carga de Amina Rica es 0.2 moles H2S / mol MDEA para el Absorbedor de Amina
del Gas de Recirculación de la Columna CDHDS y 0.3 moles H2S / mol MDEA para
el Absorbedor de Amina del Gas de Venteo
Como parte de las condiciones de operación de las Unidades de Regeneración de
Aminas se debe observar los siguientes aspectos:
B) Factor de servicio
La planta debe operar 36 meses (mínimo) en forma continua. Asegurando el máximo
rendimiento.
C) Flexibilidad
La sección se diseñará para procesar la amina rica proveniente de las plantas
ULSG’s con la carga necesaria para mantener la operación de esta a su máxima
capacidad de operación.
La sección tendrá un 10% de sobrediseño.
La sección no deberá 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 y
• Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.
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La sección debe diseñarse para que automáticamente, en caso de cualquier falla,
tenga facilidad de efectuar un paro seguro y ordenado.
Todas estas condiciones deben ser confirmadas mediante el sistema de protección
que permita llevar la planta a una condición segura. El sistema de protecciones de
las Regeneradoras de Amina debe estar integrado en el sistema de protección de las
plantas ULSG’s.
Condiciones requeridas por las plantas ULSG’s
Condiciones de Operación (normal / máxima)
Condiciones de Diseño Mecánico
Descripción Presión Kg / cm2 man.
Temperatura ºC
Presión Kg / cm2 man.
Temperatura ºC
Amina Pobre @ CDHydro / CDHDS L.B.
16.0 / 20.0 46 / - Nota (1)
24.6 150
Amina Rica @ CDHydro / CDHDS L.B.
5.0 / - 46 / 52 24.6 150
Purga de Agua Amarga de la Unidad Regeneradora de Amina
Por Contratista
Gas de Salida de la Unidad Regeneradora de Amina a la Planta de Azufre
El gas ácido producido deberá garantizar una pureza mínima de H2S del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos
Nota (1). En el retorno de la amina pobre a las plantas U-7000 y U-8000 se debe instalar un Controlador de Temperatura, para que la amina se entregue a una temperatura mínima de 46 °C.
V.2.3.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
En virtud del alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) en las corrientes del gas de
recirculación en el absorbedor de gas de la Columna CDHDS (DA-202) y del gas de
venteo del Absorbedor de Amina (DA-302), se utilizará el proceso de MDEA que se
aplica comúnmente para el endulzamiento o eliminación del H2S mediante el lavado
a contracorriente con una solución de MDEA pobre (MDEA regenerada). La
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efectividad de cualquier amina para absorber gases ácidos se debe a la alcalinidad
de la solución, por lo que posteriormente la solución de MDEA con H2S (MDEA rica)
desorberá el ácido sulfhídrico mediante un proceso de regeneración de amina.
V.2.3.3 Regeneración de MDEA
La solución de MDEA rica obtenida por el lavado de los gases de recirculación y de
venteo, se envía a regenerar con la finalidad de obtener una corriente de MDEA
pobre, la cual se recircula en circuito cerrado para reiniciar el lavado; como
subproducto de esta etapa se obtiene una corriente de gas ácido, la cual se debe
enviar como carga a la Planta de Azufre No. 5 existente. Para que el gas ácido
pueda ser enviado a la planta de azufre, éste debe tener una pureza mínima de H2S
del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos; por lo que el
Contratista en su diseño debe garantizar que el gas ácido producto cumpla con estas
concentraciones.
La solución de MDEA rica procedente de la Sección Absorbedora de Amina del Gas
de Recirculación de la Columna CDHDS (DA-202), y del Absorbedor de Amina del
Gas de Venteo (DA-302) de las plantas ULSG’s, se recibe en la Unidad
Regeneradora de Amina a 5.0 kg/cm² man y 46 / 52 °C (normal / máxima), esta
corriente se debe enviar a un tanque separador de DEA rica, donde se tiene una
mezcla en dos fases (vapor y líquido); la fase vapor, constituida por hidrocarburos
ligeros y H2S, se debe enviar a desfogue mediante un control de presión en rango
dividido con la corriente de presurización con nitrógeno. Por su parte, la fase líquida
constituida por dos líquidos inmiscibles (hidrocarburos pesados y solución de MDEA
rica) se debe separar en el tanque, de forma que los hidrocarburos arrastrados sean
separados.
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La solución de amina rica e hidrocarburo empieza a llenar el primer compartimiento
del tanque separador y a través de la línea que actúa como vaso comunicante se
envía MDEA rica al tercer compartimiento; el tubo a través del cual ingresa la MDEA
rica al tercer compartimiento tiene su salida hacia este compartimiento a una altura
tal que permite la separación de hidrocarburo y solución de MDEA rica; el
hidrocarburo separado ascenderá por encima de la solución de MDEA rica que se
aloja en el primer compartimiento y empezará a derramarse en el compartimiento
intermedio cuando su nivel rebase la altura de la mampara; así mismo, la solución de
MDEA rica empezará a derramarse en el tercer compartimiento cuando su nivel en el
primer compartimiento rebase la altura del tubo a través del cual la MDEA rica entra
al tercer compartimiento.
Los hidrocarburos líquidos separados deben enviarse a “slop” mediante dos bombas
(una en operación y otra de relevo), que deben operar en forma automática a control
de nivel.
La fase líquida de MDEA rica es extraída del recipiente a control de nivel del
separador, mediante dos bombas (operación y relevo) para elevar la presión; de esta
forma la solución de MDEA rica se debe enviar a un intercambiador de MDEA Rica /
MDEA Pobre (lado tubos, para minimizar problemas de corrosión) con el producto de
fondos de la regeneradora de MDEA (lado coraza); es necesario que la MDEA rica
llegue precalentada a la regeneradora y gracias al calentamiento proporcionado por
el intercambiador se eleva su temperatura y a la vez se tenga recuperación de calor.
Una vez precalentada la MDEA rica se debe alimentar a la torre regeneradora. La
finalidad de la regeneradora es separar por el domo la corriente de gas ácido (H2S)
mediante calor que se debe suministrar en el rehervidor de la regeneradora, al subir
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la temperatura de la amina, y por los fondos se obtendrá una solución de MDEA
pobre. En la parte superior de esta torre se debe lavar el gas ácido que debe
enviarse a la planta de azufre, al mismo tiempo que se evitan pérdidas de MDEA. En
el diseño se debe tener especial cuidado en la temperatura del fondo de la torre para
evitar la degradación de la amina y tener problemas de corrosión.
La corriente de salida del domo de la torre se debe enfriar en dos etapas; en la
primera etapa se debe utilizar el Primer Condensador tipo aeroenfriador, y para la
segunda etapa se debe utilizar agua de enfriamiento en un Segundo Condensador
donde desciende la temperatura a las condiciones requeridas por el proceso y para
el envío del gas ácido a la planta de azufre, verificando la presión de entrada
requerida en dicha planta.
La temperatura de condensación se debe regular mediante un control de temperatura
que reciba señal de la línea de proceso efluente del aeroenfriador, la cual debe
actuar modificando el ángulo de ataque de las aspas del ventilador, modificando así
el paso del aire a través del haz de tubos. Para proteger a los equipos periféricos del
regenerador se debe contar con un sistema de inyección de inhibidor de corrosión en
la línea de vapores del domo de la torre regeneradora.
La mezcla que sale del condensador (lado coraza) se debe enviar a un tanque
acumulador de la regeneradora, donde se deben separar las fases líquido y vapor,
además de que este tanque se debe diseñar de forma que se tenga separación de
líquido–vapor y líquido-hidrocarburos. La fase vapor, constituida por el gas ácido, se
debe enviar a control de presión como carga a la planta de azufre, como protección
por sobre presión, este tanque debe contar con un control de presión en rango
dividido para el desvío de la corriente de gas ácido al desfogue de la planta. Por su
parte, la fase líquida pesada constituida principalmente de agua amarga, se debe
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manejar mediante dos bombas de agua amarga (operación y relevo) para su envío,
previo control de flujo en cascada con el nivel del acumulador, como reflujo de la
torre regeneradora.
Los hidrocarburos recuperados en el acumulador de la regeneradora se deben
desalojar a control de nivel mediante una bomba de hidrocarburo recuperado, esta
corriente se debe integrar a la línea de hidrocarburo recuperado del separador de
hidrocarburos de MDEA rica, para su envío como hidrocarburos recuperados a
“slop”.
El total de líquido efluente de la torre regeneradora se debe recolectar en una charola
de sello, de donde se debe enviar como carga al Rehervidor de la Regeneradora, de
tipo “Kettle”, éste rehervidor debe proporcionar los requerimientos térmicos para la
separación de los gases ácidos. Tanto el líquido como el vapor que salen del
rehervidor se deben retornar a la torre regeneradora de amina; en el caso de la
corriente de líquido, debe contar con una línea de suministro de agua
desmineralizada o condensado, ambos deben provenir del sistema de recuperación
de condensados, como agua de reposición para mantener la concentración de amina
para compensar las pérdidas por arrastre en las diferentes fases del tratamiento,
antes de regresar a la torre regeneradora de amina.
El medio de calentamiento del rehervidor debe ser vapor saturado de baja presión
de 3.5 kg/cm2 man y 150 °C que debe alimentarse a control de flujo en cascada con
control de flujo de la corriente de carga a la regeneradora de MDEA. Para la
recuperación de los condensados generados, se debe contar con un sistema de
recuperación de condensado aceitoso.
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El producto de fondos de la regeneradora de MDEA, constituido por la solución de
MDEA pobre, debe precalentar la corriente de MDEA rica mediante intercambiadores
de calor de MDEA Rica / MDEA pobre. A esta corriente fría de amina pobre se le
debe inyectar la solución de MDEA para mantener la composición y/o concentración
de la solución de MDEA pobre.
La MDEA pobre se debe manejar mediante bombas de recirculación de MDEA
pobre (una en operación y una de relevo), la cual debe proporcionar la presión
suficiente para ser enviada al aeroenfriador de MDEA pobre, al sistema de filtrado y a
la planta ULSG correspondiente a las condiciones requeridas.
Con el propósito de eliminar las impurezas, partículas sólidas producto de la
degradación de la amina, etc., las Unidades Regeneradoras de Amina deben contar
con su sección de filtrado, la cual debe estar constituida de las siguientes etapas y
equipos: La corriente fría se debe dividir de tal manera que un porcentaje de la
solución de MDEA pobre pase a través de un primer filtro de MDEA pobre, con la
finalidad de eliminar partículas sólidas; debe continuar en el segundo filtro de MDEA
pobre, de carbón activado, donde se eliminen impurezas coloridas y productos de la
degradación de la MDEA, finalmente, debe pasar al tercer filtro de MDEA pobre,
donde se eliminen partículas arrastradas del filtro de carbón activado y en general,
partículas mayores a 5 micrones. Esta corriente filtrada se debe volver a unir con el
resto de la corriente de MDEA que no pasó por el proceso de filtrado, mediante un
control de flujo que regule esta corriente.
Para reposición de la solución de MDEA pobre se debe contar con un tanque
acumulador de almacenamiento de MDEA pobre para las dos plantas URA-1 y URA-
2, el cual debe recibir la MDEA regenerada, y un tanque acumulador de solución de
MDEA de reposición para cada unidad, el cual debe recibir, además de las corrientes
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recuperadas de MDEA del sistema de recolección del drenaje, la solución de MDEA
fresca contenida en el tanque de almacenamiento de MDEA pobre, MDEA de
tambores y agua desmineralizada, para la preparación de la solución de MDEA. Los
tanques de almacenamiento y de reposición deben contar con suministro de
nitrógeno de sello, para evitar la oxidación de la solución de MDEA, con su control
automático de presión; se debe evitar el flujo inverso en todas las líneas que
alimentan a estos tanques mediante la instalación de válvulas de retención (check);
deben contar con filtros de carbón activado o similar en sus sistemas de relevo de
presión - vacío a la atmósfera.
El envío de la MDEA de reposición se debe realizar mediante bomba, la amina de
reposición de la descarga de esta bomba debe ser filtrada mediante un filtro tipo
cartucho de algodón o polipropileno, con capacidad de filtrado de partículas mayores
de 5 micrones.
El tanque de almacenamiento de MDEA se utiliza también para preparar la solución
de MDEA Pobre, empleando MDEA de alta concentración, cuya temperatura de
solidificación es de 28 °C, por lo que previamente se debe acondicionar para
disminuir la viscosidad y facilitar su manejo al voltear el tambor hacia el registro con
pescante (balancín o similar); finalmente se adiciona el agua desmineralizada o
condensado, ambos provenientes del sistema de recuperación de condensado
limpio, para la dilución requerida.
V.2.3.4 Sistema de desfogue ácido
El destino de las descargas de las válvulas de seguridad debe ser a un sistema
cerrado (Sistema de Desfogue Acido de cada Unidad).
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El Sistema de desfogue de cada Unidad; debe contar con su tanque separador de
desfogue correspondiente; los desfogues de cada unidad se deben integrar al
Quemador Elevado Ácido existente en la Refinería y de acuerdo con los lineamientos
de ingeniería y con las normas y especificaciones técnicas.
Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas de
desfogues deben contar con su equipo de bombeo (operación normal y de relevo)
con operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los tanques
separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o almacenamiento.
Debe tenerse indicador de nivel y de temperatura con señal al SCD de la Unidad
respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la bomba.
V.2.3.5 Integraciones
Como primer punto, se deben elaborar los balances de materia y de energía de todos
los servicios principales (auxiliares), de acuerdo a los requerimientos establecidos
por el Licenciador de las Unidades CDTECH.
Se debe desarrollar la Ingeniería Básica e Ingeniería de Detalle para las
Integraciones, correspondiente a las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1
y 2 (U-7000 y U-8000), sus Unidades Regeneradoras de Aminas (URA-1 y URA-2) y
sus instalaciones complementarias; determinar los diámetros para todas líneas y
cabezales de forma que se garantice la entrega de las corrientes a las condiciones
de operación requeridas en los puntos de integración y/o de destino final de entrega
de las cargas, productos, desfogues y servicios principales (auxiliares).
En caso de que las condiciones de los servicios y/o proceso disponibles en la
refinería sean diferentes a las establecidas y requeridas por el Licenciador; se
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adecuarán estos servicios a las condiciones requeridas, debiendo instalar todos los
equipos e instrumentación que se requieran para llevar a cabo la adecuación a las
condiciones indicadas por el Licenciador.
V.2.3.6 Líneas de Proceso.
A) Gasolina catalítica de FCC-1 vía planta TAME a planta U-7000.
La línea establecida de proyecto, tiene su origen en la línea de 8” Ø existente
localizada en la Planta TAME de donde se debe continuar el suministro de la
Gasolina Catalítica proveniente de la planta Catalítica No. 1 (FCC-1) hacia la Planta
Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 (ULSG-1) en donde se debe conectar en
el límite de batería con la línea 8”-P-77001-A1WR-H de CDTECH.
El Contratista debe tomar en cuenta en su diseño la trayectoria de la tubería
existente desde la FCC-1 hasta la planta TAME.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la
Planta FCC-1, la presión de salida es de 7.7 Kg/cm2 con una temperatura de 32° C.
En límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica amarga debe llegar a
una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar la
línea proveniente de la planta FCC-2. Para el manejo de gasolinas, el criterio de
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
B) Gasolina catalítica de FCC-2 a planta U-8000.
La línea de proyecto tiene su origen en la brida de 8” Ø existente localizada a la
salida de los cambiadores de calor 121-C1 y 121-C2 de la planta Catalítica No. 2
(FCC-2), donde se debe hacer la interconexión; a esta tubería se conectan también
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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las líneas existentes 6”-P1207-1P1 que va a la válvula de control FV-253 y la tubería
de 4”-P-1209-1P1 que va a las bombas 125J/JA existentes; de aquí se suministra la
Gasolina Catalítica a la Planta ULSG-2, conectándose en el límite de batería con la
línea 8”-P-87001-A1WR-H de CDTECH.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la
Planta FCC-2. La presión a la salida de la Planta Catalítica es de 6.1 Kg/cm2 con una
temperatura de 32° C. En límite de batería de la Planta ULSG-2, se debe llegar a una
presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar la línea
proveniente de la planta FCC-1. Para el manejo de gasolinas, el criterio de velocidad
del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
C) Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-1
Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas en
la Planta ULSG-1, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas líneas
tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-1 por medio de las
líneas 4”-P-71060-A1D-N de LCN y 6”-P-73037-B1D-N de HCN, y ambas líneas se
deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas siguientes:
gasolina fuera de especificación de ULSG-2, y las líneas de Rechazo de Carga de
las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-1 es de 5.0 Kg/cm2 con una
temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del Licenciador).
D) Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-2
Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas en
la Planta ULSG-2, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas líneas
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-2 por medio de las
líneas 4”-P-81060-A1D-N de LCN y 6”-P-83037-B1D-N de HCN, y ambas líneas se
deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas siguientes:
gasolina fuera de especificación de ULSG-1, y las líneas de Rechazo de Carga de
las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.
La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000
BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-2 es de 5.0 Kg/cm2 con una
temperatura de 38° C.
E) Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-1 a planta TAME.
La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-1, a partir de
las líneas 4”-P-71059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-73032-B1D-N de
Gasolina Pesada (HCN), producidas en la Planta ULSG-1, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta TAME, interconectándose en la
línea existente de 8” Ø que alimenta al Tanque de Carga de la Torre
Depentanizadora 01-F-208.
Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y Pesada producidas en la ULSG-1;
en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-2.
La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es de 5.0
Kg/cm2 a una temperatura de 38°C. La presión mínima a la que se debe entregar en
el punto de interconexión en la Planta TAME es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del
fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
F) Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-2 a Planta FCC-2.
La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-2, a partir de
las líneas 4”-P-81059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-83032-B1D-N de
Gasolina Pesada (HCN), producidas en la Planta ULSG-2, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta FCC-2 al tanque de balance
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nuevo de proyecto FA-1, que forma parte de la Adecuación de carga a la planta
TAME en la Torre Depentanizadora 110 E.
Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y Pesada producidas en la ULSG-2;
en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-1.
La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es de 5.0
Kg/cm2 a una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del
Licenciador). La presión mínima a la que se debe entregar en el punto de
interconexión en la Planta FCC-2 es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la
tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
G) Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta TAME al pool de gasolinas.
La gasolina pesada de los fondos de la columna Depentanizadora de la FCC-1,
localizada en la planta TAME se debe enviar a los tanques de almacenamiento del
pool de gasolinas efectuando las integraciones siguientes:
• Interconexión en la línea de 6” existente, que sale de la planta TAME, con
línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-60, TV-61, TV-106, TV-107, TV-
108, TV-109, TV-110, TV-111 y TV-112;
• Interconexión en la línea de 6” de diámetro existente, que sale de la planta
TAME, con línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-35, TV-36, TV-37,
TV-38 y TV-39
H) Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta FCC-2 a pool de gasolinas.
La gasolina pesada de los fondos de la torre depentanizadora 110 E de la Planta
FCC-2, se debe enviar a los tanques de almacenamiento del pool de gasolinas (14
Tanques) a través de la línea existente 6”-P-1207-1P1, corriente arriba de la válvula
de control de flujo FV-253. Se deberán realizar todas las integraciones necesarias,
dentro de límite de batería de la FCC-2, así como también adecuar las corrientes a
las condiciones necesarias para el envío a almacenamiento de esta gasolina.
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I) Gasolina de rechazo de ULSG-1 a tanques TV-15 Y TV-16.
La línea de proyecto tiene su origen en el LB de la Planta ULSG-1, en la línea 8”-P-
71009-A1WR-H de CDTECH, y debe tener la capacidad de manejar el flujo total de
gasolina catalítica amarga de FCC-1 de 33,000 BPD de diseño; para el cálculo
hidráulico de la línea se debe considerar la presión de salida de la FCC-1 de 7.7
kg/cm2 a 32° C, vía la planta TAME, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16
para llegar a las condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben
integrar las líneas siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2,
y la línea de Rechazo de Carga de la ULSG-2.
J) Gasolina de rechazo de ULSG-2 a tanques TV-15 Y TV-16
La línea de proyecto tiene su origen en el LB de la Planta ULSG-2, en la línea 8”-P-
81009-A1WR-H de CDTECH, y debe tener la capacidad de manejar el flujo total de
gasolina catalítica amarga de FCC-2 de 33,000 BPD de diseño; para el cálculo
hidráulico de la línea se debe considerar la presión de salida de la FCC-2 de 6.1
kg/cm2 a 32° C, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16 para llegar a las
condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben integrar las líneas
siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2, y la línea de
Rechazo de Carga de la ULSG-1.
K) Hidrógeno de baja presión a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de suministro de Hidrógeno de Baja Presión (9 Kg/cm2) a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 14”-HDB-
511-1P5 que proviene de la red de Hidrógeno de la Planta Reformadora de Naftas
No. 1 (U-500-1), el “Tie in” se localiza en el LB de la Planta Endulzadora de
Hidrógeno en el Complejo HDR. Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2 a las líneas 8”-HG-77001-A1E-N (U-7000) y 8”-HG-87001-A1E-N (U-8000).
La presión requerida del Hidrógeno de Baja Presión en LB es de 8.0 Kg/cm2 y la
presión disponible en el punto de interconexión es de 10.0 Kg/cm2 a 38° C de
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temperatura, el flujo de diseño es de 6,442.6 kg/hr. La velocidad máxima permisible
debe ser de 67 pies/seg.
L) Hidrógeno de alta presión a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de Hidrógeno de Alta Presión (19 Kg/cm2) a las Plantas ULSG-1
y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 10”-GH-8906-B1E que
proviene de la planta de hidrógeno en el Complejo HDR, el “Tie in” se localiza en el
rack de tuberías, en la esquina noroeste de las calles 109 y 110. Se debe integrar en
el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-HG-77002-B1E-N (U-7000) y
4”-HG-87002-B1E-N (U-8000).
La presión disponible en el punto de integración es de 20.0 Kg/cm2 y la temperatura
de 38° C. La presión mínima requerida en LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 es de
19.0 Kg/cm2, el flujo de diseño es de 1,655 Kg/h, el peso molecular es de 2.15
g/gmol. La velocidad máxima permisible en la línea es de 67 pies/seg.
M) Gasolina catalítica amarga de TV-15 y TV-16 a casa de bombas No.2.
La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de los tanques TV-15 y TV-16 a
la succión de las bombas nuevas BA-1128, BA-1129 y BA-1129 R, se debe integrar
en la línea de succión existente de 18” de diámetro prolongando el cabezal de
succión enfrente de las bombas para instalar su derivación a cada una de las
bombas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2. El flujo de
diseño es de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba para cada planta).
N) Gasolina catalítica amarga de casa de bombas No. 2 a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de las bombas nuevas BA-1128,
BA-1129 y BA-1129 R a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 como carga fría, se debe
diseñar mediante un flujo de diseño de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba
para cada planta), integrándose en LB a las líneas 8”-P-77001-A1WR-H en ULSG-1 y
8”-P-87001-A1WR-H en ULSG-2.
O) Gasolina producto de tanques TV-60 y TV-61 a casa de bombas No.2.
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La línea de proyecto de Gasolina Producto de los tanques TV-60 y TV-61 a la
succión de las bombas existentes BA-1211A, BA-1211B y BA-1211C, es un cabezal
nuevo de proyecto, el cual se debe diseñar para un flujo de 2,400 GPM, para
enviarse a mezclado de gasolinas existente.
P) Gas combustible (Generación) de ULSG-1 y ULSG-2 a tanque TH-2000A.
La línea de proyecto de Gas Combustible Generado en las Plantas ULSG-1 y ULSG-
2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-P-73058-A1WR-N (en ULSG-
1) y 6”-P-83058-A1WR-N (en ULSG-2), las cuales se deben integrar en un solo
cabezal para su envío al tanque separador TH-2000A, localizado en el área de la
Planta de Tratamiento de Aguas Amargas No. 5; se debe interconectar en la línea
existente de 16” Ø que alimenta el gas de plantas existentes de aguas amargas.
En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el flujo de gas combustible debe ser de
acuerdo con la Ingeniería Básica, y en el punto de interconexión se requiere que sea
integrado a una presión mínima de 4.5 Kg/cm2.
Q) Gas combustible (Consumo) a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de Gas Combustible para consumo de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2, se debe integrar en la línea existente 10”-GC-12701A-A4A localizada en el
rack de tuberías del área de la Planta de Isomerización de Butanos “Tie-in” 14. Se
debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-FG-77001-
A1A-N (en ULSG-1) y 4”-FG-87001-A1A-N (en ULSG-2).
En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el requerimiento de Gas Combustible
Consumo debe ser de acuerdo con lo indicado en la Ingeniería Básica (presión de
4.4 Kg/cm2 y temperatura de 25° C), por lo que se deben determinar las condiciones
existentes en el punto de integración de este servicio, debiendo tomar en cuenta que
la línea existente de 10” Ø viene del cabezal de distribución de gas combustible que
sale del tanque TH-2000A, que alimenta actualmente a las Plantas de Isomerización
de Butanos e Hidrodesulfuradora de Gasóleos, y de proyecto, a las ULSG-1 y ULSG-
2 y al quemador elevado nuevo.
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R) Aceite recuperado de ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto de aceite recuperado tiene su origen después del LB de las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a la que se deben integrar entre otras, las líneas de los
siguientes servicios:
a) Recuperado del separador API.
b) Recuperado del tanque de desfogues.
c) Recuperado del sistema de purgas y vaciado de equipo.
Esta línea se debe integrar en la línea existente 6”-AREC-14301-A3A localizada en el
rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, que envía el
aceite slop generado en esta unidad a los Tanques de Slop (existentes) TV-64 y TV-
65 “Tie-in” 30. debiendose determinar el flujo producido y las condiciones de
operación para el envío y entrega del aceite recuperado a los Tanques TV-64 y TV-
65.
S) Gasolina hidrodesulfurada de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto debe integrase en la línea de descarga de cada una de las
bombas existentes BA-1216 A/B en la brida ciega de 2” Ø existente “Tie-in” 31 A/B,
localizadas en la casa de bombas No. 1, con un volumen requerido de 3,400 barriles
para el servicio de descerado de catalizador de la columna CDHydro en cada una de
las plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una
de las plantas 6”-P-77004-A1C-N en ULSG-1 y 6”-P-87004-A1C-N en ULSG-2.
Las características de las bombas BA-1216 A/B son:
Flujo: 20.4 m3/h (90 GPM c/u.)
Presión de descarga: 17.6 kg/cm2 (250 psig)
Se deberán definir las condiciones de alimentación para cumplir con los
requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de gasolina a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en la etapa de pre arranque de las unidades. La
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
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T) Diesel desulfurado de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.
La línea de proyecto debe integrase en la esquina de las calles 110 y 109 en la
válvula de 2” Ø que sale de la línea de 12” Ø de descarga de las bombas existentes
BA-1208 D/E/F “Tie-in” 32, localizada en la casa de bombas No. 1, con un volumen
requerido de 4,100 barriles para el servicio de secado y procedimiento de sulfhidrado
de catalizador de la columna CDHDS y el reactor en cada una de las plantas ULSG-1
y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una de las unidades 6”-P-
77003-B1H-H en ULSG-1 y 6”-P-87003-B1H-H en ULSG-2.
Las características de las bombas BA-1208 D/E/F son:
Flujo: 650 GPM
Presión de descarga: 272 Pies
Se deberá definir las condiciones de alimentación para cumplir con los
requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de diesel a las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en la etapa de pre arranque de las unidades. La
velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.
U) Gas ácido de las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 a la Planta de
Azufre No. 5.
La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 12”-GA-1301-A14AR-T64
localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de
Gasóleos “Tie-in” 15, que conduce el gas ácido a la planta de azufre No. 5 en el
complejo HDR.
Como parte de las actividades se debe definir el flujo, presión, temperatura y
composición del gas ácido que se produce en las Unidades Regeneradoras de
Amina No. 1 y 2 (URA-1 y URA-2), de acuerdo con la tecnología y el proceso para
las mismas, de manera que verifique el punto de interconexión definido y que llegue
con la presión requerida en la planta de azufre No. 5.
V) Agua amarga de ULSG-1 y ULSG-2 a TV-01.
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La línea de proyecto de agua amarga producida en las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y
URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 3”-AW-77001-
A1WR-P de ULSG-1 y 3”-AW-87001-A1WR-P de ULSG-2, las cuales se deben
integrar en un solo cabezal para su envío a la planta de tratamiento de aguas
amargas No. 5, y se debe interconectar en la línea existente 4”-AA-12601F-A14R
localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de
Gasóleos .
Las condiciones de operación de estas líneas se deben definir en base a lo
establecido en la Ingeniería Básica de las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y URA-1 y
URA-2, y las condiciones requeridas en el punto de integración y entrega en el
tanque TV-01 localizado en el área de la planta de aguas amargas No. 5; así mismo
se debe tomar en cuenta que la línea a la que se debe integrar maneja las aguas
amargas producidas en la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, debiendose
realizar el diseño hidráulico de esta línea de forma que se garantice el adecuado flujo
de las corrientes que se integrarán a éste cabezal.
W) Vapor de Media Presión.
La línea de proyecto de producción y suministro de Vapor de Media Presión de y a
las plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 8”-
MS-77001-B1A-H de ULSG-1 y 8”-MS-87001-B1A-H de ULSG-2, las cuales se
deben integrar en un solo cabezal para interconectarse en la línea existente de 20” Ø
localizada en el rack de tuberías del área del Complejo HDR al norte de la torre de
enfriamiento CT-503 “Tie-in” 44. De esta línea existente se debe suministrar,
mediante una línea nueva, el vapor de media presión requerido por el quemador
elevado nuevo, que dará servicio a las ULSG-1 y ULSG-2
Los consumos de vapor de media presión, se deben establecer de acuerdo a los
requerimientos indicados en la Ingeniería Básica del Licenciador, los requerimientos
y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, y
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verificar los diámetros de las líneas determinadas por CDTECH en su ingeniería.
Asimismo de los consumos del quemador elevado nuevo.
X) Vapor de Baja Presión.
La línea de proyecto de Vapor de Baja Presión a las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y
URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-LS-77001-A1A-
H de ULSG-1 y 6”-LS-87001-A1A-H de ULSG-2, las cuales se deben integrar en un
solo cabezal para integrarse en la línea existente de 30” Ø localizada en el rack de
tuberías, en la esquina noreste de las calles 110 y 119ª.
Se deberán definir los consumos y/o aportaciones de vapor de baja presión, de
acuerdo a los requerimientos establecidos en la Ingeniería Básica del Licenciador,
los requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la
Ingeniería de Detalle y los consumos que determine para las Unidades
Regeneradoras de Amina, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por
CDTECH en su ingeniería.
Y) Agua de enfriamiento (Suministro y retorno).
Las líneas de proyecto de suministro y retorno de agua de enfriamiento se deben
integrar de la ampliación de la torre de enfriamiento CT-507 C (una celda y su
sistema de bombeo), a y de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, URA-1 y URA-2 y sus
instalaciones complementarias; se deben interconectar a las plantas en las líneas
16”-CWS-77001-H1A-N y 16”-CWR-77001-H1A-N de CDTECH.
Como parte del desarrollo del proyecto, se deben determinar y definir las condiciones
de operación (flujo y presión), durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, de
forma que se cumpla con los requerimientos establecidos por el Licenciador en la
Ingeniería Básica y los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras
de Aminas y las instalaciones complementarias y edificaciones.
Para asegurar que el Agua de Enfriamiento se distribuya en forma adecuada y
suficiente hacia todos los equipos de proceso dentro de L.B. de las plantas; se
deben realizar los estudios hidráulicos necesarios. Asimismo se debe incluir el diseño
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e instalación (en caso de requerirse), de las bridas de orificio de flujo necesarias en
las tuberías para asegurar la correcta distribución de agua de enfriamiento (en flujo y
presión) hacia todos los equipos, de acuerdo a la localización y elevación de cada
uno de ellos.
Z) Agua de alimentación a calderetas.
La línea de proyecto del requerimiento de agua de alimentación a calderetas de las
Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 6”-AT-
12605-D3A-H-64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta
Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 50. Se debe integrar en el LB de las Plantas
a las líneas 4”-BW-77001-D1A-H de ULSG-1 y 4”-BW-87001-D1A-H de ULSG-2.
Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del agua de
alimentación a calderetas cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador
en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las Unidades
Regeneradoras de Aminas.
AA) Agua de proceso (Desmineralizada).
La línea de proyecto del requerimiento de agua de proceso de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2 y URA-1 y URA-2, su origen se debe integrar en la línea existente 4”-APR-
13401-A2A localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora
de Gasóleos “Tie-in” 46. Se debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-DW-
77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-2.
Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del servicio
cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador en la Ingeniería Básica y
los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras de Aminas.
BB) Agua de servicios para tanques de desfogues en área de quemadores.
La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 8”-AC-14003-A3A de agua
cruda proveniente de la Planta de Isomerización y que suministra agua cruda a la
torre de enfriamiento CT-507 A/B “Tie-in” 43, a la cual se debe integrar la línea de
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suministro de Agua de Servicio para los requerimientos del quemador, por lo que se
deben definir los consumos de agua cruda y las condiciones de operación de los
puntos de integración.
CC) Agua de servicios.
La línea de proyecto del requerimiento de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y
ULSG-2, URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, su
origen se debe integrar en la línea existente 3”-AD-13401-A2A localizada en el rack
de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 47. Se
debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-UW-77001-H1A-N y 3”-DW-
77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-UW-87001-H1A-N y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-2.
Para garantizar la operación eficiente del sistema, se deben definir los consumos y
requerimientos de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus URA-1 y
URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones.
DD) Aire de Instrumentos (respaldo)
La línea de suministro de Aire de Instrumentos de Respaldo, debe integrarse en la
línea existente 6”-AI-13601-H2X localizada en el rack a la salida de la Planta
Isomerizadora y la cual tiene su origen en la red de la Refinería.
EE) Condensado limpio.
La línea de proyecto de condensado limpio de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus
URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, se debe integrar
a la línea existente 4”-CL-12601D-A2A localizada en el rack de tuberías del área de
la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 51. Se debe integrar en el LB de
las Plantas a las líneas 4”-LC-77002-A1A-P de la ULSG-1 y a la 4”-LC-87002-A1A-P
de la ULSG-2, a través del sistema de recuperación de condensado.
Como parte del proyecto, se deben definir los flujos y condiciones de operación de
esta línea, durante el desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
FF) Condensado aceitoso.
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La línea de proyecto de condensado aceitoso de las Plantas URA-1 y URA-2, se
debe integrar a la línea existente 6”-CB-12601E-A2A localizada en el rack de
tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 49. Se debe
integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a la línea que sale del sistema de
recuperación de condensado.
Se deben definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el
desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
GG) Purgas continuas.
Las purgas continuas generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se deben integrar
al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas deben ser acondicionadas de
forma que no se vaporicen en la red de drenajes, por lo que se debe diseñar el
sistema de flasheo para el acondicionamiento de estas purgas.
HH) Purgas intermitentes.
Las purgas intermitentes generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se deben
integrar al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas deben ser
acondicionadas de forma que no se vaporicen en la red de drenajes, por lo que se
debe diseñar el sistema de flasheo para el acondicionamiento de estas purgas.
II) Desfogue.
La línea de proyecto de Desfogue de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen
fuera del LB poniente, a partir del tanque separador de desfogues (KO Drum) FA-
7701 al cual llegan las líneas 24”-NF-77001-A1K-N y 3”-NF-77002-A1K-N (en ULSG-
1), y del tanque separador de desfogues (KO Drum) FA-8701 al cual llegan las líneas
24”-NF-87001-A1K-N y 3”-NF-87002-A1K-N (en ULSG-2); las líneas de salida de los
tanques separadores de cada una de las plantas se deben integrar en un solo
cabezal para enviarse a otro tanque separador nuevo con sus bombas de
recuperado, ubicado en el área de quemadores, para que posteriormente se integre
a un quemador elevado nuevo.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 216
Se deberán definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el
desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
JJ) Desfogue ácido.
La línea de proyecto de Desfogue ácido de las Plantas URA-1 y URA-2, tiene su
origen fuera del LB poniente, a partir de los tanques separadores nuevos (KO Drum),
uno para cada planta los cuales deben localizarse dentro del límite de batería general
de plantas (LBGP) poniente; estas líneas se deben integrar en un solo cabezal que
se debe enviar a un tanque de sellos nuevo con sus bombas de manejo de agua
amarga que son alcance de este proyecto y deben ser suministrados e instalados por
el Contratista, la línea de salida del tanque de sello se debe interconectar a la línea
existente 20”-DC-21001D-A14AR, a la salida del tanque FA-66 existente “Tie-in” 119,
y posteriormente al quemador elevado existente QE-4.
Se deberán definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el
desarrollo de la Ingeniería correspondiente.
V.2.3.7 SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADOR
De acuerdo a lo establecido en la Ingeniería Básica del Licenciador CDTECH, los
desfogues de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica U-7000 y U-8000,
se manejarán en un solo nivel de presión; en la ingeniería básica del Licenciador se
incluyen las hojas de datos de las válvulas de seguridad en las que se indica el tipo,
tamaño, causas de falla, flujo y condiciones de relevo, así como el documento
denominado “Resumen de Cargas a Desfogue”; información que el Contratista debe
utilizar para diseñar el sistema de desfogue de cada planta. El diseño del sistema de
desfogues de cada planta debe constar de un cabezal colector, el cual debe
descargar a un tanque separador de líquidos para cada planta, los cuales se deben
localizar en el área poniente de las plantas, las líneas de salida de estos dos tanques
separadores se deben integrar a un cabezal colector, el cual debe diseñarse para
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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manejar los desfogues de ambas plantas, así como los relevos de hidrocarburos de
los equipos de las instalaciones complementarias, para su envío al quemador
elevado nuevo Clave QE-7.
Se deberá contar con un sistema de desfogue integral con un quemador elevado tipo
torre (derrick), tanque separador de desfogue y tanque de sello, ambos deben
ubicarse en el área de quemadores, así como dos tanques separadores de desfogue,
uno por cada planta U-7000 y U-8000, que se deben ubicar en el poniente dentro del
LB de cada planta. Para poder dar mantenimiento al quemador elevado nuevo, el
Contratista debe diseñar su interconexión al quemador existente MAA-3, de forma
que en el área de quemadores en la línea de salida del tanque separador de
hidrocarburos líquidos al tanque de sello, se debe instalar una válvula de bloqueo y
una línea de desvío de la corriente de desfogues con su válvula de bloqueo de forma
que cuando se le de mantenimiento al quemador QE-07 se desvíen los desfogues al
quemador MAA-3, la integración se debe realizar en la línea 48”-RE-954-T1B.
Por otro lado los desfogues ácidos producidos en las 2 Unidades Regeneradoras de
Amina, se deben manejar en un cabezal nuevo independiente a los desfogues de
hidrocarburos de las U-7000 y U-8000, que debe ser integrado en la línea 20”-DC-
21001D-A14AR existente, que descarga al quemador elevado de desfogues ácidos
Clave Q-4 existente.
De igual manera, se deberá contar con un sistema de desfogue ácido para las
unidades URA-1 y URA-2, por lo que durante el desarrollo de la ingeniería se
deberán determinar las masas a relevar por cada una de las unidades, debiendo
utilizar válvulas de seguridad balanceadas, así como de dos tanques separadores de
desfogue ácido (uno por cada Unidad Regeneradora), que se deben ubicar en el lado
poniente dentro del LB de estas plantas, y su envío al Quemador de Desfogues
Ácido tipo Torre Clave Q-4 existente, a través de una línea de salida de un tanque de
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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sello nuevo y su integración en la línea de salida del tanque de sello FA-66 existente
de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, ambos ubicados en el área de
quemadores. Ver planos de referencia A-205 de los Tanques de Desfogue Ácido y A-
204 A del Desfogue Ácido a Quemador Elevado (Existente).
Se deberá suministrar el sistema de desfogue totalmente terminado, montado,
probado e integrado con todas sus líneas, dispositivos, equipos y accesorios
(conexiones, válvulas, bridas, soportes, etc.) listos para operación, garantizando el
funcionamiento para las condiciones de diseño establecidas en los documentos
técnicos que forman parte de estas bases de licitación.
El Quemador Elevado debe ser suministrado completo con todas sus partes que lo
conforman (Estructura, Sección Ascendente, Boquilla con Pilotos, Sello Fluídico,
Sistema de Encendido y Control, Escaleras y Plataformas, etc.). Para protección del
sistema, debe suministrarse completo con su instrumentación y sistema de control de
alimentación de nivel de agua. Ver plano de referencia A-204 del Quemador Elevado.
Con respecto a los diámetros de los cabezales, se debe desarrollar la Ingeniería
Básica y de Detalle para estos sistemas de desfogues, definiendo los diámetros del
cabezal y los correspondientes de salida de las descargas de las válvulas de
seguridad requeridos, en función de las contrapresiones calculadas, así como
elaborar los cuadros de cargas correspondientes para cada falla considerada, con
datos de masas, condiciones de relevo, propiedades y contrapresiones desarrolladas
calculadas para cada válvula.
V.3 Hojas de Seguridad
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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A continuación se presentan las tablas de materias primas, insumos de servicios
auxiliares, corrientes de retorno y productos que se utilizaran y/o generaran en las
plantas desulfuradoras de gasolina catalítica en la Refinería Miguel Hidalgo, en las
cuales se identifican aquellas que presentan características de peligrosidad.
V.3.1 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos: Tula 1
A) Líneas de Proceso
Alimentación
Descripción
Fase Flujo
Másico,
kg/hr
Temp.
°C
Presión,
Kg/cm2 m.
Densidad,
kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífi
ca, kcal/kg
°C
Azufre, ppm
(peso)
C R E T I B
Nafta Líquido
157,457
32 3.0 779 0.45 0.49 2,649 X
°Productos
Descripción Fase Flujo Másico,
kg/hr
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
Azufre, ppm
(peso)
Azufre- Mercaptanos, ppm (peso)
LCN Líquido 26,387 38 5.0 701 0.24 0.50 10 <5
HCN Líquido 130,799 38 5.0 791 0.54 0.50 10
Gas de Purga Vapor 1,676 38 6.0 6.01 0.01 0.54
Características C.R.E.T.I.B de los productos, es inflamable.
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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B) Servicios auxiliares
°Suministro
Descripción Fase Flujo Másico,
kg/hr
Temp. °C
Presión, Kg/cm2 m.
C R E T I B
Hidrógeno Fresco Líquido 1,876 38 8.0 X X X
Amina Pobre Líquido 24,930 46 16.0 X X
Agua de Alim. a Calderas
Líquido 8,803 110 40.0
Vapor de Media Presión
Vapor 8,495 270 17
Vapor de Baja Presión
Vapor ´(1) 140 3.5
Agua de Enfriamiento
Líquido 359 m3/hr 25 3.0
Agua de Servicios Líquido ´(1) AMB 3.0
Agua Potable Líquido ´(1) ´(2) ´(2)
Gas Combustible Gas 179,329 Ft3 std/hr
25 4.4 X
Nitrógeno Gas ´(1) 60 5.0 X
Aire de Planta Gas ´(1) 40 4.5
Aire de Instrumentos
Gas ´(2) AMB 4.5
Notas: (1) Normalmente sin Flujo o Líneas Intermitentes (2) Flujo pendiente por DEC
°Corrientes de Retorno
Descripción Fase Flujo Másico,
kg/hr
Temp. °C
Presión, Kg/cm2 m.
C R E T I B
Vapor Sobrecalentado
Vapor 8,547 290 20.6
Amina Rica Líquido 25,397 46 5.0 X
Condensado de Baja Presión
Vapor ´(1) 100 4.5
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Vapor de Baja Presión
Vapor ´(1) 140 3.5
Agua de Enfriamiento
Líquido ´(2) 35 2.0
Agua Amarga Líquido ´(1) 38 4.0 X
Notas: (1) Normalmente sin Flujo o Líneas Intermitentes (2) Flujo pendiente por DEC
V.3.2 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : Tula 2
A) Líneas de Proceso
°Alimentación
Descripción
Fase Flujo Másico,
kg/hr
Temp°C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
Azufre, ppm
(peso)
C R E T I B
Nafta Líquido 157,719 32 3.0 781 0.45 0.4930 2,789 X
°Productos
Descripción
Fase Flujo Másico,
kg/hr
T °C
Presión, Kg/cm2 m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífi
ca, kcal/kg
°C
Azufre, ppm (peso)
Azufre- Mercaptanos, ppm
(peso)
LCN Líquido
26,009 38 5.0 701 0.2350 0.5020 10 <5
HCN Líquido
131,438 38 5.0 792 0.5470 0.5030 10
Gas de Purga
Vapor 1,679 38 6.0 5.99 0.0112 0.5360
Característica C.R.E.T.I.B de los productos es, inflamable.
B) Servicios Auxiliares
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°Suministro
Descripción Fase Flujo Másico,
kg/hr
Temp. °C
Presión, Kg/cm2 m.
C R E T I B
Hidrógeno Fresco Líquido 1,876 38 8.0 X X X
Amina Pobre Líquido 24,930 46 16.0 X X
Agua de Alim. a Calderas
Líquido 8,803 110 40.0
Vapor de Media Presión
Vapor 8,495 270 17
Vapor de Baja Presión
Vapor ´(1) 140 3.5
Agua de Enfriamiento
Líquido 359 m3/hr 25 3.0
Agua de Servicios Líquido ´(1) AMB 3.0
Agua Potable Líquido ´(1) ´(2) ´(2)
Gas Combustible Gas 179,329 Ft3 std/hr
25 4.4 X
Nitrógeno Gas ´(1) 60 5.0 X
Aire de Planta Gas ´(1) 40 4.5
Aire de Instrumentos
Gas ´(2) AMB 4.5
Consumo Eléctrico 2,595 KW
Notas: (3) Normalmente sin Flujo o Líneas Intermitentes (4) Flujo pendiente por DEC
°Retorno
Descripción Fase Flujo Másico, kg/hr Temp. °C
Presión, Kg/cm2 m.
Vapor Sobrecalentado Vapor 8,547 290 20.6
Amina Rica Líquido 25,397 46 5.0
Condensado de Baja Presión
Vapor ´(1) 100 4.5
Vapor de Baja Presión Vapor ´(1) 140 3.5
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Agua de Enfriamiento Líquido ´(2) 35 2.0
Agua Amarga Líquido ´(1) 38 4.0
Notas: (3) Normalmente sin Flujo o Líneas Intermitentes (4) Flujo pendiente por DEC
Se anexan hojas de seguridad de las sustancias involucradas en el proceso en el
anexo 12
V.4 Almacenamiento
El almacenamiento de los productos de las plantas Desulfuradoras serán los actuales
de la Refinería “Miguel Hidalgo”, por lo que la materia prima que se recibe será por
tubería directamente de las plantas catalíticas (nafta: mezcla de hidrocarburos
compuesta de Hidrogeno, metano, C2s, C3s, C4s, C5s).
Esta nafta una vez desulfurada se enviara por tubería como producto a tanques de
almacenamiento existentes como gasolina desulfurada con un a máximo de 10 ppm
de compuestos de azufre.
Por lo anterior para este proyecto no será necesario construir nuevos tanques de
almacenamiento.
V.5 Equipos de proceso y auxiliares
En la siguientes tablas se mencionan los equipos de las plantas desulfuradoras 1 y
2, donde se indican las características más importantes del diseño de ellos.
PLANTA ULSG I (TULA I) LISTA DE EQUIPOS
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAMAÑO:
φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-7101 CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA:
11.1 X 106
kcal/hr x 1.0
CORAZA TUBOS PRES. DIS.:
16.0 kg/cm2 m
18.0kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 210 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC
EA-7101 A/B/C
CDHYDRO FEED PREHEATERS
PRECALENTADORES DE ALIMENTACION CDHYDRO
TRIM: A1D A1A AISLAMIENTO: H H
CAP. CALORIFICA:
1.35 X 106 kcal/hr x 1.1
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2
m 9.0 kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 210 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A
EA-7102
CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER
ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO
AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA:
7.57 X 106 kcal/hr x 1.35
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV
kg/cm2 m 36.0 kg/cm2m
TEMP. DIS.: 245 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D B56D
EA-7103
CDHYDRO BOTTOMS REBOILER
CDHYDRO FONDOS REBOILER
AISLAMIENTO: H H
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
CAP. CALORIFICA:
6.2 X 106 kcal/hr x 1.25
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 19.0 kg/cm2
m 24.6 kg cm2m
TEMP. DIS.: 245 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D B56D
EA-7104
CDHYDRO SIDE REBOILER
REBOILER LATERAL CDHYDRO
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA:
0.37 X 106 kcal/hr x 1.4
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: TEMP. DIS.
12.5 kg/cm2 m 140°C
10.0 kg/cm2m 55°C
MATERIAL AC AC TRIM A1D H1A
EA-7105
LCN PRODUCT TRIM COOLER
ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN
AISLAMIENTO P N CAP. CALORIFICA:
9.74 X 106 kcal/hr x 1.35
PRES. DIS. TUBO: 10.5 kg/cm2 m
TEMP. DIS. TUBO: 245 °C MATERIAL: AC TRIM: A1D
EC-7101
CDHYDRO CONDENSER
CONDENSADOR CDHYDRO
AISLAMIENTO: P (LADO TUBO)
CAP. CALORIFICA:
0.53 X 106 kcal/hr x 1.4
PRES. DIS.: 12.5 kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 140 °C MATERIAL: AC
EC-7102
LCN PRODUCT AIR COOLER
ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN
AISLAMIENTO: P EC-7303 PURGE GAS
COOLER ENFRIADOR DE GAS DE
PURGA
TAM. CUERPO:
φ 3000 mm x 9000 mm T-T
FA-7101
CDHYDRO FEED SURGE DRUM
TANQUE DE ALIMENTACION CDHYDRO TAM. PIERNA:
φ 600 mm x 900 mm T-T
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DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
PRES. DIS.: 6.0 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1WR
AISLAMIENTO: H TAM. CUERPO:
φ 2200 mm x 7000 mm T-T
TAM. PIERNA:
φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
FA-7102
CDHYDRO REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 600 mm x 2700 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
FA-7104 CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR
K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO
CDHYDRO
AISLAMIENTO: N CAP.: 167 m3/hr x
1.35
PRES. DIS.: 18.0 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
FD-7101/S
CDHYDRO COLUMN REFLUX FILTERS
FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO
CDHYDRO
AISLAMIENTO: N CAP.: 162.4 m3/hr x
1.1
PRES. DIS.: 36.0 kg/cm2 m.
FD-7102/S
CDHDS COLUMN FEED FILTERS
FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS
TEMP. DIS.: 245 °C
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DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.)
TRIM: B10
AISLAMIENTO: H CAP.: 200 m3/hr x
1.1
PRES. DIS.: 6.0 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1WR
FD-7103/S
NAPHTHA FEED FILTERS
FILTROS DE ALIMENTACION DE NAFTA
AISLAMIENTO: H CAP.:
202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1
CABEZA DIF.: 101 m POTENCIA AL FRENO:
76 KW
GA-7101/S
CDHYDRO FEED PUMPS
BOMBAS DE ALIMENTACION CDHYDRO
MATERIAL: S-4 CAP.:
182 m3/hr (801 gpm) x 1.35
CABEZA DIF.: 94 m POTENCIA AL FRENO:
54 KW
MATERIAL: S-4
GA-7102/S
CDHYDRO REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO
CAP.:
210 m3/hr (924 gpm) x 1.1
CABEZA DIF.: 335 m POTENCIA AL FRENO:
181 KW
GA-7103/S
CDHYDRO BOTTOMS PUMPS
BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO
MATERIAL: S-4 CAP.:
371 m3/hr actual (2389 kg/hr) x 1.2
PRES. DIF.: 3.7 kg/cm2
GB-7101
CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR
COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO
POTENCIA AL FRENO:
KW
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 229
DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAM. CUERPO:
f 2200 mm x 7000 mm T-T
TAM. PIERNA
φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/Φς κγ/χμ2 μ. TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.) TRIM: A1D
FA-7105
FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO
AISLAMIENTO: P CAP.:
371 m3/hr actual (2389 kg/hr) x 1.2
GB-7102
FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR
COMPRESOR DE HIDRÓGENO FRESCO
PRES. DIF.: 3.7 kg/cm2
CAP. CALORIFICA:
0.37 X 106 kcal/hr x 1.4
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2 m 10 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 140 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A
EA-7108
FRESH HIDROGEN SPILLBACK COOLER
ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO
AISLAMIENTO: P N TAMAÑO: f 4300 mm x 62600
mm T-T
PRES. DIS.: 2 m. TEMP. DIS.: 400 °C MATERIAL: AC + AC INOX. 304 L TRIM: B56D
DA-7201
CDHDS COLUMN
COLUMNA CDHDS
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.51 X 106 kcal/hr x
2.0
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 36.0 kg/cm2 m 28 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 280 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L
EA-7101 A/B/C
CDHDS FEED/CDHDS OVERHEAD EXCHANGERS
INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA CDHDS / ALIM. CDHDS
TRIM: B56D B56D GA-7202/S
CDHDS REBOILER CIRCULATION
BOMBAS DE RECIRCULACION
CAP.: 202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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CABEZA DIF.: 101 m POTENCIA AL FRENO:
76 KW
PUMPS
MATERIAL: S-4 M-7201 MP STEAM
DESUPERHEATER PRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAMAÑO: φ 1100 mm x 18,000 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT,
INTERNOS AC. INOX. 304 L
TRIM: B1WR
DA-7202
CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER
ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS
AISLAMIENTO: P CAP. CALORIFICA: 4. 78 X 106 kcal/hr x
1.3
CORAZA TUBOS PRES. DIS.:
24.0/FV kg/cm2 m
24 kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L
EA-7202
MP STREAM GENERATOR
GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION
TRIM: B1A B56D CAP. CALORIFICA: 1.67X 106 kcal/hr x
1.35
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m 19 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A
EA-7203
CDHDS COLD SEPARATOR VENT COOLER
ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO
AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 7.82 X 106 kcal/hr x
1.5
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m
EC-7201
CDHDS NET OVERHEAD VAPOR COOLER
ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS
TEMP. DIS.: 343 °C
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 231
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
MATERIAL: AC, PWHT
NETO
TRIM: B1WR
CAP. CALORIFICA: 1.80 X 106 kcal/hr x 1.1
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 363 °C MATERIAL: AC, PWHT
EC-7203
CDHDS OVERHEAD COOLER
ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS TRIM: B56D
TAMAÑO: φ 3000 mm x 10,000 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR
FA-7201
CDHDS REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO CDHDS
AISLAMIENTO: H TAMAÑO: φ 2000 mm x 6250
mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
FA-7202
CDHDS COLD DRUM
TANQUE DE CDHDS FRIO
AISLAMIENTO: P TAMAÑO: φ 2000 mm x 6250
mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
FA-7203
CDHDS COLD SEPARATOR K.O. DRUM
TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS
AISLAMIENTO: P TAMAÑO: φ 800 mm x 2800
mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
FA-7204
CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER
TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS
TEMP. DIS.: 150 °C
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 232
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
K.O. DRUM
AISLAMIENTO: N
FA-7206
CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS
CAP.: 179 m3/hr x 1.25 PRES. DIS.: 37 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR
FD-7201/S
CDHDS REFLUX FILTERS
FILTROS DE REFLUJO CDHDS
AISLAMIENTO: H CAP.: 179 m3/hr x 1.25 CABEZA DIF.: 140.1 m POTENCIA AL FRENO:
90.9 KW
GA-7201/S
CDHDS REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO CDHDS
CAP.: m3/hr x 1.25 PRES. DIF.: kg/cm2
GB-7201
CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR
COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS POTENCIA AL
FRENO: KW
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 233
DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAMAÑO: φ 2500 mm x 27700 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL:
AC, PWHT, INTERNOS AC. INOX. 304 L
TRIM: A1WR
DA-7203
H2S STRIPPER
SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: H TAMAÑO: φ 3400 mm x
6900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D
DC-7301
POLISHING REACTOR
REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.22 X 106
kcal/hr x 2.0
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m 9 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: A1WR H1A
EA-7204
SOUR GAS TRIM CONDENSER
CONDENSADOR DE GAS AMARGO
AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA: 4.97 X 106
kcal/hr x1.25
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0 kg/cm2 m 36kg/cm2 m TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D
EA-7205
H2S STRIPPER REBOILER
REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 4.57 X 106
kcal/hr x 2.0
CORAZA TUBOS
EA-7301 A/B
POLISHING REACTOR FEED / EFFLUENT
INTERCAMBIADORES DE EFLUENTE / ALIMENTADOR DE REACTOR DE
PRES. DIS.: 30.0 kg/cm2 m 30 kg/cm2 m
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 234
DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B1D
EXCHANGERS PULIDO. AISLAMIENTO: H H
CAP. CALORIFICA: 1.67 X 106 kcal/hr x1.35
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m 19.0kg/cm2 m TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A
EA-7302
POLISHING REACTOR FEED HEATER
CALENTADOR DE ALIM. DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 0.05 X 106
kcal/hr x 2.0
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m 19. kg/cm2 m TEMP. DIS.: 270 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1WR A1D
EA-7306
POLISHING REACTOR VAPOR TRIM COOLER
ENFRIADOR DE VAPOR DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: H N
CAP. CALORIFICA: 1.58 X 106 kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C
EC-7202
H2S STRIPPER CONDENSER
CONDENSADOR DEL SEPARADOR DE H2S
MATERIAL: AC, PWHT CAP. CALORIFICA:
7.93 X 106 kcal/hr x 2
PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC
(RELEVADP ESFUERZO)
TRIM: B1WR
EC-7301
POLISHING REACTOR HOT VAPOR CONDENSER
CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: N FA-7205
H2S STRIPPER REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO DEL
TAMAÑO:
φ 1500 mm x 3800 mm T-T
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAM. PIERNA:
φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR
SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 3300 mm x 8300 mm T-T
TAM. PIERNA:
φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC
(RELEVADO DE ESFUERZO)
TRIM: B1WR
FA-7301
POLISHING REACTOR EFLUENT HOT DRUM
TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: H TAMAÑO:
φ 1800 mm x 5300 mm T-T
TAM. PIERNA:
φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 270 °C MATERIAL: AC
(RELEVADO DE ESFUERZO)
TRIM: B1WR
FA-7302
POLISHING REACTOR EFLUENT COLD DRUM
TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: P CAP.: 38 m3/hr x 2.0 CABEZA DIF.: 73.2 m POTENCIA AL FRENO:
10.1 KW
GA-7203/S
H2S STRIPPER REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S MATERIAL:
CAP.: 237 m3/hr x 1.1 GA-7204/S
POLISHING REACTOR
BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE CABEZA DIF.: 273.4 m
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
FEED PUMPS
PULIDO
POTENCIA AL FRENO:
235 KW
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/CDHDS + UNIT EZTABILIZER
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TAMAÑO: φ 600 mm x
18200 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR
DA-7302
NAPTHA STABILIZER COLUMN VENT GAS AMINE ABSORBER
COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO
AISLAMIENTO: N
CAP. CALORIFICA: 5.28 X 106 kcal/hr x 1.8
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0 kg/cm2 m 36 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B56D
EA-7304
NAPTHA STABILIZER REBOILER
REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 1.85 X 106
kcal/hr x 1.1
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 18 kg/cm2 m 14 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 220 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D A1D
EA-7305
STABILIZED HCN PRODUCT TRIM COOLER
ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: Π N CAP. CALORIFICA: 1.60 Ξ 106
kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C
EC-7302
NAPTHA STABILIZER CONDENSER
CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA
MATERIAL: AC (Relevado Esfuerzo.)
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 237
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/CDHDS + UNIT EZTABILIZER
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
TRIM: A1WR AISLAMIENTO: N
CAP. CALORIFICA: 0.94 Ξ 106 kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.: 18.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 250 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D
EC-7303
STABILIZED HCN PRODUCT COOLER
ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: H TAM. CUERPO:
φ 7500 mm x 3100 mm T-T
TAM. PIERNA:
f 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL:
AC (Relevado Esfuerzo.)
TRIM: A1WR
FA-7303
NAPTHA STABILIZER REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
f 600 mm x 2700 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C
FA-7304
VENT GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM
TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO MATERIAL:
TRIM AISLAMIENTO
AC (Relevado Esfuerzo.) A1WR N
FA-7305
SOUR WATER ACCUMULATOR
ACUMULADOR DE AGUA AMARGA
TAMAÑO: PRES. DIS.: TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO
f 1500 mm x 3800 mm T-T 5.0 kg/cm2 m. 150°C AC A1WR P
CAP.:
214.9 m3/hr x 1.1
GA-7301/S
STABILIZER REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR
CABEZA DIF.:
118 m
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 238
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/CDHDS + UNIT EZTABILIZER
AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)
DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)
CARACTERÍSTICAS
POTENCIA AL FRENO:
63 KW
MATERIAL: CAP.: 214.9 m3/hr x
1.1
CABEZA DIF.: 118 m POTENCIA AL FRENO:
63 KW
GA-7302/S
STABILIZER BOTTOMS PUMPS
BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR
MATERIAL: CAP.: 215.3 m3/hr x
1.1
CABEZA DIF.: 279 m POTENCIA AL FRENO:
150 KW
GA-7303/S
STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS
BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DEL ESTABILIZADOR
MATERIAL: CAP.: 11.4 m3/hr x
1.35
CABEZA DIF.: 53 m POTENCIA AL FRENO:
4 KW
GA-7304/S
SOUR WATER PUMPS
BOMBAS DE AGUA AMARGA
MATERIAL:
PLANTA ULSG 2 U-8000 (TULA II) LISTA DE EQUIPOS
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 239
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 11.1 X 106
kcal/hr x 1.0
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 16.0/FV kg/cm2
m 18.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 210 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D A1A
EA-8101 A/B/C
CDHYDRO FEED PREHEATERS
PRECALENTADORES DE ALIMENTACION CDHYDRO
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 1.35 X 106
kcal/hr x 1.1
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2
m 9.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 210 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A
EA-8102
CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER
ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO
AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA: 7.57 X 106
kcal/hr x 1.35
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV kg/cm2
m 36.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 245 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D B56D
EA-8103
CDHYDRO BOTTOMS REBOILER
CDHYDRO FONDOS REBOILER
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 6.2 X 106
kcal/hr x 1.25 EA-8104
CDHYDRO SIDE REBOILER
REBOILER LADO CDHYDRO CORAZA TUBOS
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 240
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H PRES. DIS.: 19.0/FV kg/cm2
m 24.6/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 245 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D B56D
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 0.37 X 106
kcal/hr x 1.4
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2
m 10.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 140 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A
EA-8105
LCN PRODUCT TRIM COOLER
ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN
AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA: 9.74 X 106
kcal/hr x 1.35
PRES. DIS. TUBO: 10.5/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS. TUBO: 245 °C MATERIAL: AC TRIM: A1D
EC-8101
CDHYDRO CONDENSER
CONDENSADOR CDHYDRO
AISLAMIENTO: P (LADO TUBO)
CAP. CALORIFICA: 0.53 X 106 kcal/hr x 1.4
PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 140 °C
EC-8102
LCN PRODUCT AIR COOLER
ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN
MATERIAL: AC
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 241
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H AISLAMIENTO: P
EC-8303 STABILIZED HCN PRODUCT COOLER
TAM. CUERPO:
φ 3000 mm x 9000 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 6.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1WR
FA-8101
CDHYDRO FEED SURGE DRUM
TANQUE DE ALIMENTACION CDHYDRO
AISLAMIENTO: H TAM. CUERPO:
φ 2200 mm x 7000 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
FA-8102
CDHYDRO REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 600 mm x 2700 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
FA-8104
CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO CDHYDRO
TEMP. DIS.: 210 °C
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 242
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
AISLAMIENTO: N CAP.: 167 m3/hr x
1.35
PRES. DIS.: 18.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
FD-8101/S
CDHYDRO COLUMN REFLUX FILTERS
FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO
AISLAMIENTO: N CAP.: 162.4 m3/hr x
1.1
PRES. DIS.: 36.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: B10
FD-8102/S
CDHDS COLUMN FEED FILTERS
FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS
AISLAMIENTO: H CAP.: 200 m3/hr x 1.1 PRES. DIS.: 6.0/FV kg/cm2
m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1WR
FD-8103/S
NAPHTHA FEED FILTERS
FILTROS DE ALIM. DE NAFTA
AISLAMIENTO: H
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 243
DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO: φ 4100 mm x 47610 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm
C.A.)
TRIM: A1D
DA-8101
CDHYDRO COLUMN
COLUMNA CDHYDRO
AISLAMIENTO: H CAP.:
202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1
CABEZA DIF.: 101 m POTENCIA AL FRENO:
76 KW
GA-8101/S
CDHYDRO FEED PUMPS
BOMBAS DE ALIM. CDHYDRO
MATERIAL: S-4 CAP.:
182 m3/hr (801 gpm) x 1.35
CABEZA DIF.: 94 m POTENCIA AL FRENO:
54 KW
GA-8102/S
CDHYDRO REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO
MATERIAL: S-4 CAP.:
210 m3/hr (924 gpm) x 1.1
CABEZA DIF.: 335 m POTENCIA AL FRENO:
181 KW
GA-8103/S
CDHYDRO BOTTOMS PUMPS
BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO
MATERIAL: S-4 CAP.:
371 m3/hr actual (2389 kg/hr) x 1.2
PRES. DIF.: 3.7 kg/cm2
GB-8101
CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR
COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO
POTENCIA AL FRENO:
KW
DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 244
DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAM. CUERPO:
f 2200 mm x 7000 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 10.5/Φς κγ/χμ2 m.
TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.) TRIM: A1D
FA-8105
FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO
AISLAMIENTO: P CAP.:
371 m3/hr actual (2389 kg/hr) x 1.2
GB-8102
FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR
COMPRESOR DE HIDRÓGENO RESCO
PRES. DIF.: 3.7 kg/cm2
CAP. CALORIFICA:
0.37 X 106 kcal/hr x 1.4
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2 m 10.0/FV
kg/cm2 m TEMP. DIS.: 140 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A
EA-8108
FRESH HIDROGEN SPILLBACK COOLER
ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO
AISLAMIENTO: P N
BA-8201
CDHDS REBOILER FURNACE TOTAL ABSORBER
QUEMADOR DE ABSORBEDOR TOTAL REBOILER CDHDS
TAMAÑO:
f 4300 mm x 62600 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/Φς κγ/χμ2 m.
TEMP. DIS.: 400 °C MATERIAL: AC + AC INOX.
304 L
TRIM: B56D AISLAMIENTO: H
DA-8201
CDHDS COLUMN
COLUMNA CDHDS
EA-8101 A/B/C
CDHDS FEED/CDHDS
INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA
CAP. CALORIFICA:
2.51 X 106 kcal/hr x 2.0
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 245
DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 36.0/FV kg/cm2 m 28/FV
kg/cm2 m TEMP. DIS.: 280 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX
304L
OVERHEAD EXCHANGERS
CDHDS / ALIM. CDHDS
TRIM: B56D B56D CAP.:
202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1
CABEZA DIF.: 101 m POTENCIA AL FRENO:
76 KW
GA-8202/S
CDHDS REBOILER CIRCULATION PUMPS
BOMBAS DE RECIRCULACION
MATERIAL: S-4 M-8201 MP STEAM
DESUPERHEATER DESUPRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO:
φ 1100 mm x 18,000 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL:
AC, PWHT, INTERNOS AC. INOX. 304 L
TRIM: B1WR
DA-8202
CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER
ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS
AISLAMIENTO:
P
CAP. CALORIFICA: 4. 78 X 106 kcal/hr x 1.3
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.0/FV kg/cm2
m 24.6/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L
EA-8202
MP STREAM GENERATOR
GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION
TRIM: B1A B56D
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 246
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
CAP. CALORIFICA: 1.67X 106 kcal/hr x 1.35
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2
m 19.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A
EA-8203
CDHDS COLD SEPARATOR VENT COOLER
ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO
AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA:
7.82 X 106 kcal/hr x 1.5
PRES. DIS.:
24.6/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.:
343 °C
MATERIAL: AC, PWHT
EC-8201
CDHDS NET OVERHEAD VAPOR COOLER
ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS NETO
TRIM:
B1WR
CAP. CALORIFICA: 1.80 X 106 kcal/hr x 1.1
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 363 °C MATERIAL: AC, PWHT
EC-8203
CDHDS OVERHEAD COOLER
ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS TRIM: B56D
TAMAÑO:
φ 3000 mm x 10,000 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR
FA-8201
CDHDS REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO CDHDS
AISLAMIENTO: H FA-8202
CDHDS COLD DRUM
TANQUE DE CDHDS FRIO
TAMAÑO:
φ 2000 mm x 6250 mm T-T
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 247
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 2000 mm x 6250 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
FA-8203
CDHDS COLD SEPARATOR K.O. DRUM
TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 800 mm x 2800 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR
FA-8204
CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM
TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS AISLAMIENTO: N
FA-8206
CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM
TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS
CAP.: 179 m3/hr x 1.25 PRES. DIS.: kg/cm2 m. TEMP. DIS.: °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR
FD-8201/S
CDHDS REFLUX FILTERS
FILTROS DE REFLUJO CDHDS AISLAMIENTO:
CAP.: 179 m3/hr x 1.25
GA-8201/S
CDHDS REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO CDHDS CABEZA DIF.: 140.1 m
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servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 248
DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
POTENCIA AL FRENO:
90.9 KW
MATERIAL:
CAP.: m3/hr x 1.25 PRES. DIF.: kg/cm2
GB-8201
CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR
COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS
POTENCIA AL FRENO:
KW
DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/ CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO:
φ 2500 mm x 27700 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC, PWHT,
INTERNOS AC. INOX. 304 L
TRIM: A1WR
DA-8203
H2S STRIPPER
SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: H TAMAÑO:
φ 3400 mm x 6900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D
DC-8301
POLISHING REACTOR
REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.22 X 106
kcal/hr x 2.0
CORAZA
TUBOS
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m 9.0/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC
EA-8204
SOUR GAS TRIM CONDENSER
CONDENSADOR DE GAS AMARGO
TRIM: A1WR H1A
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/ CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
AISLAMIENTO:
P
N
CAP. CALORIFICA: 4.97 X 106 kcal/hr x1.25
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV kg/cm2
m 36.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D
EA-8205
H2S STRIPPER REBOILER
REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: TAMAÑO:
φ 2500 mm x 27700 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC, PWHT,
INTERNOS AC. INOX. 304 L
TRIM: A1WR
DA-8203
H2S STRIPPER
SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: H TAMAÑO:
φ 3400 mm x 6900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D
DC-8301
POLISHING REACTOR
REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.22 X 106
kcal/hr x 2.0
CORAZA
TUBOS
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m 9.0/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC
EA-8204
SOUR GAS TRIM CONDENSER
CONDENSADOR DE GAS AMARGO
TRIM: A1WR H1A
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 250
DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/ CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
AISLAMIENTO:
P N
CAP. CALORIFICA: 4.97 X 106 kcal/hr x1.25
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV kg/cm2
m 36.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D
EA-8205
H2S STRIPPER REBOILER
REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 7.93 X 106
kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC (RELEVADP
ESFUERZO)
TRIM: B1WR
EC-8301
POLISHING REACTOR HOT VAPOR CONDENSER
CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: N TAMAÑO:
φ 1500 mm x 3800 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR
FA-8205
H2S STRIPPER REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
φ 3300 mm x 8300 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C
FA-8301
POLISHING REACTOR EFLUENT HOT DRUM
TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO MATERIAL: AC
(RELEVADO DE ESFUERZO)
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 251
DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/ CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TRIM: B1WR AISLAMIENTO: H TAMAÑO:
φ 1800 mm x 5300 mm T-T
TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 270 °C MATERIAL: AC
(RELEVADO DE ESFUERZO)
TRIM: B1WR
FA-8302
POLISHING REACTOR EFLUENT COLD DRUM
TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO
AISLAMIENTO: P CAP.:
38 m3/hr x 2.0
CABEZA DIF.:
73.2 m
POTENCIA AL FRENO:
10.1 KW
GA-8203/S
H2S STRIPPER REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S
MATERIAL: CAP.: 237 m3/hr x 1.1 CABEZA DIF.: 273.4 m POTENCIA AL FRENO:
235 KW
GA-8204/S
POLISHING REACTOR FEED PUMPS
BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE PULIDO
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/ CDHDS + UNIT STABILIZER
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
DA-8301
NAPTHA STABILIZER COLUMN
COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA
TAMAÑO PRES. DIS. TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO
3200 mm x 28200 mm T-T 9.0 kg/cm2 man. 330°C AC A1WR H
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 252
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/ CDHDS + UNIT STABILIZER
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO:
φ 600 mm x 18200 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR AISLAMIENTO: N
DA-8302
VENT GAS AMINE ABSORBER
ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO
EA-8303
PURGE GAS COOLER
ENFRIADOR DE GAS DE PURGA
CAP. CALORIFICA PRES. DIS. TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO
0.007 X 106 kcal/hr x1.6 CORAZA 9.0 kg/cm2 man. 150°C AC A1WR N
TUBOS 9.0kg/cm2 m. 55°C AC AID N
CAP. CALORIFICA:
5.28 X 106 kcal/hr x 1.8
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV kg/cm2
m 36.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B56D
EA-8304
NAPTHA STABILIZER REBOILER
REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 1.85 X 106
kcal/hr x 1.1
CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 18.0/FV kg/cm2
m 14.0/FV kg/cm2 m
TEMP. DIS.: 220 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC
EA-8305
STABILIZED HCN PRODUCT TRIM COOLER
ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: Η N
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 253
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/ CDHDS + UNIT STABILIZER
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
CAP. CALORIFICA:
1.60 Ξ 106 kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.:
9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL:
AC (Relevado Esfuerzo.)
TRIM: A1WR
EC-8302
NAPTHA STABILIZER CONDENSER
CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA
AISLAMIENTO: N CAP. CALORIFICA: 0.94 Ξ 106
kcal/hr x 2.0
PRES. DIS.: 18.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 250 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D
EC-8303
STABILIZED HCN PRODUCT COOLER
ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: H
TAM. CUERPO:
φ 7500 mm x 3100 mm T-T
TAM. PIERNA: f 600 mm x 900 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC (Relevado
Esfuerzo.)
TRIM: A1WR
FA-8303
NAPTHA STABILIZER REFLUX DRUM
TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA
AISLAMIENTO: P TAMAÑO:
f 600 mm x 2700 mm T-T
PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC (Relevado
Esfuerzo.)
TRIM: A1WR
FA-8304
VENT GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM
TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO
AISLAMIENTO: N
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 254
DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/ CDHDS + UNIT STABILIZER
AVE DESCRIPCION (INGLES)
DESCRIPCION (ESPAÑOL)
CARACTERISTICAS
TAMAÑO:
f 1500 mm x 3800 mm T-T
PRES. DIS.: 5.0/FV kg/cm2 m.
TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC (Relevado
Esfuerzo.)
TRIM: A1WR
FA-8305
SOUR WATER ACCUMULATOR
ACUMULADOR DE AGUA AMARGA
AISLAMIENTO: P CAP.: 214.9 m3/hr x
1.1
CABEZA DIF.: 118 m POTENCIA AL FRENO:
63 KW
GA-8301/S
STABILIZER REFLUX PUMPS
BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR
MATERIAL: CAP.: 214.9 m3/hr x
1.1
CABEZA DIF.: 118 m POTENCIA AL FRENO:
63 KW
GA-8302/S
STABILIZER BOTTOMS PUMPS
BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR
MATERIAL: CAP.: 215.3 m3/hr x
1.1
CABEZA DIF.: 279 m POTENCIA AL FRENO:
150 KW
GA-8303/S
STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS
BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DE L ESTABILIZADOR
MATERIAL: CAP.: 11.4 m3/hr x
1.35
CABEZA DIF.: 53 m POTENCIA AL FRENO:
4 KW
GA-8304/S
SOUR WATER PUMPS
BOMBAS DE AGUA AMARGA
MATERIAL:
Para mayor información en el anexo 13 se incluyen la lista de los equipos de proceso
y auxiliares, donde se enlistan características adicionales a las descritas, así como
un plot plan para ilustrar el arreglo del proyecto de las plantas Desulfuradoras.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 255
V.5.1 SISTEMAS DE DESFOGUE.
El destino de las descargas de las válvulas de seguridad, se envíara a un sistema
cerrado (Sistema de Desfogue de cada una de las Plantas Desulfuradoras de
Gasolinas), y otro sistema cerrado (Sistema de Desfogue de las Plantas
Regeneradoras de Aminas).
Los Sistemas de Desfogues completos dentro de los límites de batería, se integrarán
e interconectarán a un cabezal de desfogues, el cual descargara hacia el Quemador
Elevado, de acuerdo con la información del paquete de Ingeniería Básica del
Licenciador CDTECH y DTI´s anexos. Tanto el diseño como la ingeniería y
construcción se apegara a las nrmas y códigos descritas en este capitulo V.
Los Diagramas de Flujo de Proceso y DTI’s que se requieran, por cada Sistema de
Desfogue de Baja Presión de cada una de las Unidades Desulfuradoras de
Gasolinas ULSG-1 y ULSG-2, sus instalaciones complementarias y su integración
hacia el Quemador Elevado Nuevo, y los Diagramas de Flujo de Proceso y DTI’s que
se requieran, por cada Sistema de Desfogue Ácido de cada una de las Unidades
Regeneradoras de Aminas, y su integración hacia el Quemador Elevado Tipo Torre
Existente, incluirán:
A) Todas las válvulas de seguridad de cada una de las Unidades.
B) Todas las válvulas de Control que están conectadas al desfogue
C) Clave de los Equipos o líneas a los que protege
D) Flujos de relevo de cada válvula, para todas y cada una de las causas de
relevo que se presenten en las Unidades (Fuego, Expansión Térmica, Falla
Energía Eléctrica, Falla de Agua de Enfriamiento, Falla Aire Instrumentos,
Bloqueo, Etc.).
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 256
E) Condiciones de operación (P y T) antes y después de las válvulas de
seguridad
F) Propiedades físicas del fluido a relevar como son peso molecular, si es liquido
o vapor, etc.
G) Resumen del Flujo Total Máximo que se presentará en las Unidades para
cada causa de relevo, indicando cual es el que se tomó para calcular el
diámetro del cabezal de desfogue dentro del L.B. de las Unidades.
Los Sistemas de Desfogues de las Unidades tendrán dentro de Límites de batería.
acumuladores separadores de hidrocarburos (KO Drums), uno por cada planta, y el
equipo de bombeo (incluyendo equipo de relevo) con operación automática,
necesario para enviar los hidrocarburos recuperados a los tanques existentes de
slop de la refinería. Deberán tener indicadores de nivel y de temperatura con señal
al SCD y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la bomba. En la
corriente de hidrocarburos recuperados debe instalarse medición del flujo.
Se verificará el cumplimiento con las limitaciones de nivel de ruido basado en las
Normas aplicables por lo que las especificaciones de la Instrumentación y los
equipos que se instalaran serán estarán de acuerdo a este requerimiento.
La altura del quemador, garantizará, una radiación máxima a la base del quemador
de 1,500 btu/hr-pie2, durante los efectos que tenga el evento de falla dominante
máximo de emergencia, así como cumplir con lo que indican los códigos, normas y
regulaciones aplicables, lo que será corroborado por los estudios de radiación y
dispersión de contaminantes que se efectuaran.
El sistema de quemado de desfogues que se instalara está plenamente probado en
instalaciones petroleras bajo condiciones de operación extrema.
El diseño del quemador y del sistema de desfogues, así como con los detalles
concernientes a los materiales de construcción de los equipos involucrados, debe
realizarse conforme a lo indicado en los Códigos, Normas y Regulaciones Aplicables,
en especial a lo referente de la norma de PEMEX NRF-031-PEMEX-2003 “Sistemas
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 257
de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción” y
el Código API RP-521 “Guide for Pressure Relieving and Depressuring Systems” y
API-STD-537 “Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service”.
El sistema de desfogue básicamente está constituido por:
A) Válvulas de seguridad
B) Sistema de tuberías de desfogue de cada válvula.
C) Cabezal de desfogue
D) Tanque cachador
E) Quemador atmosférico
El tanque cachador, contara con equipo de bombeo para recuperación de liquidos
que serán enviados a tanques existentes de slop.
El sistema del quemador elevado contara con circuito de alimentación de gas
independiente de la línea de desfogue que suministrara el gas al piloto del quemador.
V.6 Condiciones de Operación
V.6.1 Balance de material y energía
En la tabla siguiente se indican las condiciones de operación de las plantas ULSG 1
y 2, donde se puede apreciar en cada corriente el estado, el flujo másico, peso
molecular, etc.
Corriente
Fase Flujo másico kg/hr
Peso molecul
ar
Temp. °C
Presión
kg/cm2 man
Densidad
kg/cm3
Viscosidad cp.
Capacidad
calorífica
kcal/kg °C
Azufre Ppm
(peso)
Azufre mercapt
anos ppm
(peso)
1100 Líquido
157,457 106.54 32 3.0 779 0.45 0.49 2,649
1110 Vapor 1,821 7.14 38 8.0 2.37 0.01 1.15 1111 Vapor 1,821 7.14 134 28.2 5.91 0.01 1.24 1112 Vapor 52 7.14 38 8.0 2.37 0.01 1.15 1113 Vapor 1,189 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1114 Vapor 189 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1116 Vapor 12,902 47.55 66 5.2 10.88 0.01 0.42
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Corriente
Fase Flujo másico kg/hr
Peso molecul
ar
Temp. °C
Presión
kg/cm2 man
Densidad
kg/cm3
Viscosidad cp.
Capacidad
calorífica
kcal/kg °C
Azufre Ppm
(peso)
Azufre mercapt
anos ppm
(peso)
1117 Líquido
10,506 55.03 38 5.2 668 0.16 0.51
1118 Vapor 2,157 29.80 85 8.4 9.41 0.01 0.51 1119 Vapor 2,396 29.80 38 4.7 6.45 0.01 0.46 1121 Líqui
do 157,457 106.53 162 5.7 652 0.17 0.60 2,649
1122 Líquido
2,614 102.55 173 5.7 626 0.15 0.63
1124 Líquido
130,882 120.75 210 5.8 626 0.15 0.65
1125 Vapor 119,256 56.56 83 5.6 13.44 0.01 0.42 1126 Líqui
do 116,860 57.62 66 5.2 641 0.14 0.55
1127 Líquido
26,387 67.54 102 5.6 621 0.13 0.59
1128 Líquido
26,387 67.54 38 5.0 701 0.24 0.50 10 <5
1130 Vapor 240 29.80 84 7.7 8.68 0.01 0.51 1131 Líqui
do 157,907 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75
1132 Líquido
85,309 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75
1133 Líquido
74,111 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75
1134 Líquido
90,674 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75
1135 Mezcla
26,176 162.21 321 7.3
Vapor 3,948 152.70 29.91 0.01 0.62 Líqui
do 22,230 590 0.12 0.74
1136 Líquido
94,073 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75
1141 Líquido
130,882 120.75 211 14.7 629 0.15 0.65 3,166
1142 Mezcla
131,324 114.61 207 14.7
Vapor 3,789 47.10 18.75 0.02 0.60 Líqui
do 127,534 628 0.15 0.64
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Corriente
Fase Flujo másico kg/hr
Peso molecul
ar
Temp. °C
Presión
kg/cm2 man
Densidad
kg/cm3
Viscosidad cp.
Capacidad
calorífica
kcal/kg °C
Azufre Ppm
(peso)
Azufre mercapt
anos ppm
(peso)
1143 Vapor 442 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1144 Líqui
do 502,074 162.21 331 12.3 573.00 0.10 0.75
1145 Vapor 199,997 92.15 258 12.0 30.51 0.01 0.60 1146 Líqui
do 89,651 118.16 205 12.0 629 0.15 0.65
1147 Mezcla
507,273 138.42 334 12.6
Vapor 253,613 120.40 37.11 0.01 0.64 Líqui
do 253,660 571 0.10 0.76
1148 Vapor 37,633 92.15 258 12.0 30.12 0.01 0.60 1149 Vapor 67,186 92.15 258 12.0 30.12 0.01 0.60 1150 Mezcl
a 37,633 92.15 213 10.6
Vapor 12,508 63.40 18.95 0.01 0.58 Líqui
do 25,125 620 0.14 0.66
1151 Mezcla
67,186 92.15 187 10.6
Vapor 11,463 46.00 14 0.01 0.58 Líqui
do 55,723 644 0.16 0.63
1152 Mezcla
199,997 92.15 213 10.6
Vapor 66,262 63.30 18.93 0.01 0.58 Líqui
do 133,735 620 0.14 0.66
1153 Vapor 55,363 58.50 204 10.3 17.04 0.01 0.57 1154 Mezcl
a 55,363 58.50 66 9.8
Vapor 5,284 11.80 4.35 0.01 0.79 Líqui
do 50,079 736 0.31 0.53
1155 Vapor 5,284 11.75 65 9.1 4.07 0.01 0.78 1156 Líqui
do 558 89.46 37 8.2 739 0.34 0.52
1157 Vapor 44 9.67 37 7.7 3.13 0.01 0.87 1161 Mezcl
a 54,983 118.16 203 7.2
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Corriente
Fase Flujo másico kg/hr
Peso molecul
ar
Temp. °C
Presión
kg/cm2 man
Densidad
kg/cm3
Viscosidad cp.
Capacidad
calorífica
kcal/kg °C
Azufre Ppm
(peso)
Azufre mercapt
anos ppm
(peso)
Vapor 627 74.90 16.06 0.01 0.55 Líqui
do 54,356 631 0.15 0.65
1162 Mezcla
50,079 100.85 66 7.1
Vapor 19 14.60 4.03 0.01 0.68 Líqui
do 50,060 736 0.31 0.53
1164 Líquido
130,989 119.11 221 7.2 611 0.14 0.68
1165 Vapor 13,621 71.31 157 7.0 17.22 0.01 0.51 1166 Líqui
do 12,834 78.94 66 6.7 672 0.22 0.54
1167 Vapor 1,197 33.84 66 6.7 9.19 0.01 0.46 1168 Líqui
do 390 69.92 38 6.7 662 0.22 0.53
1169 Vapor 1,581 29.33 38 6.5 8.49 0.01 0.47 1170 Vapor 1,469 29.02 46 6.4 8.00 0.01 0.49 1173 Mezcl
a 132,179 104.38 260 12.1
Vapor 76,621 91.30 30.41 0.01 0.60 Líqui
do 55,558 588 0.12 0.71 67
1175 Mezcla
132,179 105.89 261 10.5
Vapor 93,517 97.70 28.66 0.01 0.60 Líqui
do 38,662 594 0.12 0.71
1178 Vapor 49,251 83.02 235 9.6 22.42 0.01 0.58 1181 Mezcl
a 48,406 105.04 66 7.1
Vapor 6 9.00 2.46 0.01 1.00 Líqui
do 48,401 745 0.33 0.53
1182 Mezcla
82,928 126.61 232 7.2
Vapor 2,383 97.80 20.83 0.01 0.57 Líqui
do 80,545 618 0.14 0.67
1183 Vapor 1,017 7.57 65 9.2 2.63 0.01 1.13
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 261
Corriente
Fase Flujo másico kg/hr
Peso molecul
ar
Temp. °C
Presión
kg/cm2 man
Densidad
kg/cm3
Viscosidad cp.
Capacidad
calorífica
kcal/kg °C
Azufre Ppm
(peso)
Azufre mercapt
anos ppm
(peso)
1184 Líquido
130,799 118.94 221 7.2 611 0.14 0.68
1185 Vapor 13,399 71.11 156 7.0 17.24 0.01 0.51 1186 Líqui
do 12,630 76.57 66 6.7 665 0.21 0.55
1188 Líquido
130,799 118.94 38 5.0 791 0.54 0.50 10
1189 Vapor 775 32.11 66 6.7 8.69 0.01 0.50 1191 Vapor 5,527 9.67 37 8.2 3.31 0.01 0.87 1193 Vapor 844 6.38 38 8.4 2.21 0.01 1.25 1194 Líqui
do 172 89.64 38 9.1 740 0.34 0.52
1195 Vapor 5,173 9.22 46 7.9 2.95 0.01 0.92 1196 Vapor 4,966 9.22 46 7.7 2.90 0.01 0.92 1197 Vapor 5,010 9.23 158 16.5 4.33 0.01 1.02 1199 Vapor 207 9.22 46 6.2 2.38 0.01 0.92 1201 Vapor 1,676 22.93 38 6.0 6.01 0.01 0.54
Para mayor información en el axexo14 se incluyen los balances de materia y energía
de las plantas con información sobre composición de las corrientes, y en los
diagramas de flujo de proceso del anexo 15, se identifican en que parte del proceso
se localizan las corrientes.
V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación
En el punto V.5 de este estudio se indican las condiciones de presión y temperaturas
de diseño de cada uno de los equipos principales.
En el anexo 15 se integran los diagramas los diagramas de flujo de proceso de las
plantas desulfuradoras donde se indican las presiones y temperaturas con las que
operan los principales equipos.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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LISTADO DE DIAGRAMAS DE FLUJO DE LAS PLANTAS DESULFURADORAS Desulfuradora Tula 1 Desulfuradora Tula 2
D-20072-01-01001A D-20072-02-01001A D-20072-01-02001B D-20072-02-02001B D-20072-01-02001C D-20072-02-02001C D-20072-01-03001D D-20072-02-03001D D-20072-01-03001E D-20072-02-03001E.
V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso
El estado físico de las diferentes corrientes en el proceso se encuentran señaladas
en las tablas de punto V.5 en la columna de fase.
Es importante mencionar que solamente se manejan tres fases.
A) Liquida.
B) Vapor
C) Mezcla.
Para mayor información en el anexo 16, se incluyen los listados de tuberías y
equipos done se menciona el estado de físico de de los flujos con los que operan.
V.6.4 Características del régimen ooperativo de la instalación (continuo o por
lotes).
El régimen operativo de las plantas Desulfuradoras es continuo los 365 días del año,
las 24 horas del día en tres turnos.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 263
V.6.5 Diagramas de tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la
ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente.
Los planos de tubería e instrumentación para el proyecto son: LISTADO DE DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTACIÓN
Desulfuradora Tula 1 Desulfuradora Tula 2 D-20072-01-00004A D-20072-02-00004A D-20072-01-00004B D-20072-02-00004B D-20072-01-00004C D-20072-02-00004C D-20072-01-00005 D-20072-02-00005 D-20072-01-01005A D-20072-02-01005A. D-20072-01-01005B D-20072-02-01005B. D-20072-01-01005C D-20072-02-01005C. D-20072-01-01005D D-20072-02-01005D. D-20072-01-01005E D-20072-02-01005E. D-20072-01-01005F D-20072-02-01005F. D-20072-01-01005G D-20072-02-01005G. D-20072-01-01005H D-20072-02-01005H. D-20072-01-01005J D-20072-02-01005J. D-20072-01-01005K D-20072-02-01005K. D-20072-01-01005L D-20072-02-01005L. D-20072-01-01005M D-20072-02-01005M. D-20072-01-01005N D-20072-02-01005N. D-20072-01-02005P D-20072-02-01005P. D-20072-01-02005A D-20072-02-02005A. D-20072-01-02005B D-20072-02-02005B. D-20072-01-02005C D-20072-02-02005C. D-20072-01-02005D D-20072-02-02005D. D-20072-01-02005E D-20072-02-02005E. D-20072-01-02005F D-20072-02-02005F. D-20072-01-02005G D-20072-02-02005G. D-20072-01-02005H D-20072-02-02005H. D-20072-01-02005J D-20072-02-02005J. D-20072-01-02005K D-20072-02-02005K. D-20072-01-02005L D-20072-02-02005L. D-20072-01-02005M D-20072-02-02005M. D-20072-01-02005N D-20072-02-02005N. D-20072-01-02005P D-20072-02-02005P. D-20072-01-02005Q D-20072-02-02005Q.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 264
D-20072-01-02005R D-20072-02-02005R. D-20072-01-02005S D-20072-02-02005S. D-20072-01-03005A D-20072-02-03005A. D-20072-01-03005B D-20072-02-03005B. D-20072-01-03005C D-20072-02-03005C. D-20072-01-03005D D-20072-02-03005D. D-20072-01-03005E D-20072-02-03005E D-20072-01-03005F D-20072-02-03005F. D-20072-01-03005G D-20072-02-03005G. D-20072-01-03005H D-20072-02-03005H. D-20072-01-03005J D-20072-02-03005J. D-20072-01-03005K D-20072-02-03005K. D-20072-01-03005L D-20072-02-03005L. D-20072-01-03005M D-20072-02-03005M. D-20072-01-03005N D-20072-02-03005N. D-20072-01-07013A D-20072-02-07013A. D-20072-01-07013B D-20072-02-07013B. D-20072-01-07018A D-20072-02-07018A. D-20072-01-07020A D-20072-02-07020A. D-20072-01-07022A D-20072-02-07022A. D-20072-01-07022B D-20072-02-07022B. D-20072-01-07024A D-20072-02-07024A. D-20072-01-07024B D-20072-02-07024B. D-20072-01-07030A D-20072-02-07030A.
En el anexo 17 se incluyen los planos 60x90 de los diagramas de tubería e
instrumentación, así como el plano de simbología correspondiente.
V.7 Cuarto de Control
V.7.1 Especificación del cuarto de control
Deberá construirse un cuarto satélite que albergue los controladores, módulos de
entrada-salida, PLC´s de protección y electrónicas de equipo de análisis, en el área
de las plantas nuevas.
La ingeniería básica y de detalle debe considerar el arreglo de los equipos,
gabinetes, baterías, UPS y PLC en el cuarto de control satélite de las plantas ULSG
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 265
1 y ULSG 2, en donde se incluya el sistema de control del Sistema de Regeneración
de Amina, con los espacios requeridos y 20% para demandas futuras de
instrumentación.
El cuarto de control satélite debe contar con sistema de presurización y aire
acondicionado con sistema de compresión redundante, control de temperatura,
variaciones no mayores de 4 °C por hora, clasificación de ambiente g1 de acuerdo al
ANSI/ISA-S71.04.
El cuarto deberá contar 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 estas variables. Asimismo debe de contar con un sistema de
detección de humo y un sistema de extinción de fuego.
El cuarto satélite debe contar con un área de esclusa que permita mantener la
presurización cuando se accede a él.
El cuarto satélite debe contar con un sistema extinguidor automático de fuego a base
de CO2.
El almacenamiento del CO2 debe estar protegido bajo techo.
No deben de ubicarse dentro del cuarto satélite: baños, casa de cambio y oficinas.
INDICE CAPITULO VI
VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS ............................................. 266
VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIONES E INCIDENTES ......................... 266
VI.2 METODOLOGIAS DE IDENTIFICACION Y JERARQUIZACION .... 267
VI.2.1 Identificación de riesgos ........................................................................... 267
VI.2.2 Identificación de nodos............................................................................. 279
VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso ....................................................... 283
VI.2.4 Jerarquización de riesgos......................................................................... 285
VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION ................................... 285
VI.3.1 Listado de escenarios............................................................................... 291
VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados............... 301
VI.3.3 Consideraciones:...................................................................................... 303
VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO........................................................ 304
VI.5 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS............................ 307
VI.6 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS
DURANTE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO. ............................................ 309
VI.6.1 Caracterización......................................................................................... 309
VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento ...................................................... 311
VI.6.3 Disposición ............................................................................................... 311
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS
VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIONES E INCIDENTES
En la Refinería “Miguel Hidalgo”, se cuenta con las estadísticas y descripciones
de los eventos generados desde los inicios de la operación de las plantas de
esta Refinería a la fecha. Dentro de estos eventos se encuentran los ocurridos
en las plantas hidrodesulfuradoras de gasolina y diesel que están en operación
actualmente
Dentro de estos eventos de las plantas especificadas se pueden mencionar:
• 18 de diciembre de 2003:
Incendio en la planta hidrodesulfuradora u-700 de la refinería “miguel hidalgo”
de tula, hgo.
Fuga con presencia de flama en un tubo localizado en el interior del calentador
BA-701. Provocando el paro de la planta por incendio en el interior del hogar
que se propago hacia el exterior, el fuego alcanzó a varios trabajadores que se
encontraban cerca del calentador ocasionándole quemaduras graves.
• 17 de agosto de 2004.
En la planta Hidrodesulfuradora U-600-II de la Refinería “Miguel Hidalgo” de
Tula, Hgo.
Cuando se aflojaba la tornillería para colocar juntas ciegas en la brida de la
boquilla de entrada al separador de gas ácido FA-604 en la Planta, la cual
estaba en proceso de paro para su mantenimiento, se suscitó una fuga de gas
ácido (ácido sulfhídrico), ocasionando intoxicación de varios trabajadores.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Considerando estos eventos, que fueron generados por factores humanos, no
obstante se hace necesario realizar una identificación de riesgos para las
plantas Desulfuradoras de naftas catalíticas (USLG).
VI.2 METODOLOGIAS DE IDENTIFICACION Y JERARQUIZACION
VI.2.1 Identificación de riesgos
Existen varias metodologías para la identificación y evaluación de riesgos que
han demostrado ser eficientes; sin embargo las técnicas difieren en la forma de
rastrear y evaluar los riesgos de una unidad de proceso y en la aportación de
resultados para hacer más eficiente su operación. El estudio o método HAZOP
(HAZard OPeratibility) o Análisis de Riesgo y de Operabilidad de los Procesos
es uno de los métodos generalizados de mayor aplicación en la identificación de
riesgos, de acuerdo a la normatividad establecida en Petróleos Mexicanos y sus
Subsidiarias. El método involucra, la investigación de desviaciones, sus causas,
efectos y medidas que deberán considerarse como parte del diseño o propósito
de un proceso de operación continuo, previo al arranque y puesta en operación
de la planta o en su caso y de ser necesario durante la operación de ésta, la
investigación se llevará a cabo por un grupo de profesionales, con experiencia
en diferentes áreas tales como: ingeniería, producción, mantenimiento y
seguridad, y se caracteriza porque de forma sistemática permite identificar los
peligros y problemas generados por la operación de una instalación; por su
versatilidad sirve también para identificar problemas de seguridad
contribuyendo además a lograr una mejor operación dentro de la planta
analizada, mediante la revisión y adecuación en su caso de la ingeniería básica
y de detalle.
La suposición implícita de los análisis HAZOP es que los riesgos o los
problemas de operabilidad aparecen solo como consecuencia de desviaciones
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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sobre las condiciones de operación que se consideran normales en un sistema
dado y en una etapa determinada (arranque, operación y paro).
La Metodología del Análisis HAZOP que se planea emplear, es uno de los
métodos formales y generalizados, que están estructurados y orientados para
la toma de decisiones oportunas, considerando la aplicación de los criterios
adecuados para la identificación de todos los riesgos reales o potenciales,
existentes en las unidades operativas; así como, jerarquizar las medidas para
su atención con base en su potencial de riesgo, a fin de llevar a cabo la
eliminación o reducción de los riesgos de manera efectiva. Dicho método
consiste en revisar la planta en una serie de reuniones durante las cuales un
equipo multidisciplinario realiza una “tormenta de ideas” bajo un método o
proceso estructurado y dirigido por un líder que crea la estructura al utilizar un
conjunto de palabras guías o claves para examinar y determinar las
consecuencias de posibles desviaciones de las condiciones normales de un
proceso continuo en varios puntos clave línea a línea y recipiente a recipiente
(nodos), de todo el proceso establecido sobre el diseño de la planta, ya sea en
operación o por construir.
Finalmente, la identificación de las consecuencias consideradas como
inaceptables, permite emitir una serie de recomendaciones para mejorar el
proceso, las cuales pueden indicar modificaciones en el diseño, requerimientos
en los procedimientos operativos, modificaciones en la documentación, etc.
Considerando que el objetivo fundamental de la aplicación de una Análisis
HAZOP es el identificar tanto los riesgos como problemas de operabilidad, la
gran mayoría de las recomendaciones, se enfocan precisamente a los
problemas originados por la operabilidad los cuales son causados por
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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eventuales desviaciones en la operación y solo tienen aplicación en forma
limitada a problemas de riesgo.
Las ventajas del HAZOP son:
• Es el método más idóneo a emplear durante el diseño de un proyecto.
• Se puede emplear durante la instalación de una industria, en la operación
de instalaciones existentes o bien cuando se realizan cambios mayores
en los procesos.
• En la aplicación de la metodología se Incluyen múltiples puntos de vista.
• En forma estructurada se identifica mayor número de problemas con una
visión de grupo.
• Toma en cuenta el error humano.
• Analiza a detalle el sistema.
En general permite identificar entre el 90 y el 99% los riesgos existentes, pero
sin ser todos reales.
Como ya se indicó, el reconocer e identificar los sistemas críticos (unidades de
proceso) susceptibles o involucradas en un peligro, es la etapa inicial de
cualquier análisis, pasando posteriormente a su valoración.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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• Metodología HAZOP.
La aplicación de la Metodología HAZOP se realiza de acuerdo a la normatividad
existente para identificar como se pueden producir desviaciones sobre la
intención del diseño. El HAZOP como parte de un análisis de riesgo, es una
técnica de identificación y jerarquización de riesgos inductiva basada en la
premisa de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operabilidad, se
producen como consecuencia de una desviación de las variables de proceso
con respecto a los parámetros normales de operación en un sistema dado y en
una etapa determinada. Por tanto, ya sea que se aplique en la etapa de diseño,
como en la etapa de operación, la sistemática consiste en evaluar, en todas las
líneas y en todos los sistemas las consecuencias de posibles desviaciones en
todas las unidades de proceso, tanto si es continuo como discontinuo. La
técnica consiste en analizar sistemáticamente las causas y las consecuencias
de unas desviaciones de las variables de proceso, planteadas a través de unas
"palabras guía". Una vez identificados se hace una evaluación para determinar
si las desviaciones y sus consecuencias pueden tener un efecto negativo en la
seguridad y operación eficiente de la planta, y si se considera necesario
establecer las acciones correctivas correspondientes para evitar la generación
de riesgos potenciales.
• Definición del área de estudio
Una vez desarrollada la ingeniería básica y contando con la descripción
completa del proceso que nos ocupa, se puede proceder a la definición del área
de estudio, que en este caso consiste en delimitar las áreas a las cuales se
aplica la técnica. En una determinada instalación de proceso, considerada como
el área objeto de estudio, se definirá para mayor comodidad una serie de
subsistemas o líneas de proceso que corresponden a entidades funcionales
propias: línea de carga a un depósito, separación de disolventes, reactores, etc.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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• Identificación de nodos.
En cada uno de estos subsistemas o líneas se deberán identificar una serie de
“nodos” o puntos clave claramente localizados en el proceso. Por ejemplo,
tubería de alimentación de una materia prima a un reactor, impulsión de una
bomba, depósito de almacenamiento, etc.
Cada nodo deberá ser identificado y numerado correlativamente dentro de cada
sistema y en el sentido del proceso para mejor comprensión y comodidad. La
técnica HAZOP se aplica a cada uno de estos puntos. Cada nodo vendrá
caracterizado por variables de proceso: presión, temperatura, caudal, nivel,
composición, viscosidad, etc.
La facilidad de utilización de esta técnica requiere reflejar en esquemas
simplificados de diagramas de flujo todos los subsistemas considerados y su
posición exacta.
El soporte principal para la aplicación de esta metodología es el diagrama de
flujo de proceso o de tuberías e instrumentos. (DTI).
• Aplicación de las palabras guía
Un elemento esencial para la aplicación de la metodología de cuestionamiento y
análisis sistemático, es la aplicación de las palabras guía, fonema que expresa
una variable y que se utiliza para indicar el concepto que representa en cada
uno de los nodos definidos anteriormente que entran o salen de un elemento
determinado y así determinar las desviaciones y sus posibles consecuencias.
Se aplican tanto a acciones (reacciones, transferencias, etc.) como a
parámetros específicos (presión, caudal, temperatura, etc.). A continuación, se
presentan las palabras guías y su significado.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Palabras guía y su significado
Palabra Guía
Significado Aplicación Ejemplo de desviación
Ejemplo de causas de la desviación
No La completa negación de la intención
No se realiza la intención del diseño, ni parte de ella, pero no sucede otra cosa
No hay flujo en una línea
Bloqueo; falla de bombeo; válvula cerrada o atascada, fuga; válvula abierta; fallo de control.
Más o Menos
Incremento o disminución cuantitativa
Se refiere a propiedades cuantitativas como flujo, previsión o actividades como transmisión de calor o velocidad de una reacción
Más flujo (más caudal)
Presión de descarga reducida; succión presurizada; controlador saturado; fuga; lectura errónea de instrumentos.
Menos caudal Falla de bombeo; fuga; bloqueo parcial; sedimentos en línea; falta de carga; bloqueo de válvulas
Además de Incremento cualitativo. Se logran todas las previsiones de diseño, pero además ocurren desviaciones adicionales
Impurezas o una fase extraordinaria
Entrada de contaminantes del exterior como aire, agua o aceites; productos de corrosión; fallo de aislamiento; presencia de materiales por fugas interiores; fallos de la puesta en marcha.
Parte de Disminución cualitativa. Solo se logran parte de las previsiones de diseño
Disminución de la composición en una mezcla
Concentración demasiado baja en la mezcla; reacciones adicionales; cambio en la alimentación.
Inverso La intención lógica opuesta
Actividades, por ejemplo, retroceso de flujo o reacción reversible. También sustancias como “veneno” en lugar de “antídoto” o “ácido” en vez de “álcali”.
Flujo inverso Fallo de bomba; sifón hacia atrás; inversión de bombeo; válvula antirretorno que falla o está insertada en la tubería de forma incorrecta.
Distinto Sustitución completa de la intención
No se lleva a cabo ninguna parte de la intención. pero
Cualquier actividad
Puesta en marcha y parada; pruebas e inspecciones;
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Palabra Guía
Significado Aplicación Ejemplo de desviación
Ejemplo de causas de la desviación
ocurre algo diferente mantenimiento; activación del catalizador; eliminación de tapones; corrosión; fallo de energía; emisiones indeseadas, etc.
• Definición de las desviaciones a estudiar
Para cada uno de los nodos seleccionados, se plantea de forma sistemática
todas las desviaciones que implican la aplicación de cada palabra guía a una
determinada variable o actividad. Para realizar un análisis exhaustivo a fin de
determinar las desviaciones probables y las causas que se originan derivadas
de dichas desviaciones durante la operación normal de la planta; se deben
aplicar todas las combinaciones posibles entre palabra guía y variable de
proceso, descartándose durante la sesión las desviaciones que no tengan
sentido para un nodo determinado.
Como ya se estableció paralelamente a la descripción de las desviaciones se
deben indicar las causas posibles de estas desviaciones y posteriormente
puntualizar en las consecuencias de estas desviaciones, buscando encontrar
las medidas para contrarrestarlas.
En la siguiente tabla se presenta un resumen de las desviaciones que pueden
acompañar a los parámetros físicos y químicos. Resumen de desviaciones a identificar
Parámetro Desviación Explicación
Flujo Más que Menos que
Mayor flujo que el diseño Menor flujo que el diseño
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Ninguno Reversa
Ausencia de flujo cuando se requiere Contra flujo hacia dentro o fuera del nodo
Presión Más Menos Ninguna
Presión más alta que la de diseño Presión mas baja que la de diseño Ausencia depresión cuando se requiere
Nivel (e interfase del nivel) Más que Menos que Ninguno
Nivel más alto que el diseño Nivel más bajo que el diseño Ausencia de nivel cuando se requiere
Temperatura Mas de Menos de
Temperatura más alta que la de diseño Temperatura más baja que la de diseño
• Sesiones (HAZOP)
El grupo de trabajo, que participo en la realización del estudio HAZOP, se
integro por un grupo de especialistas que conocen perfectamente la
metodología HAZOP, este grupo cuenta con conocimiento pleno del proceso.
Toda esta información resultante del análisis, se presenta en forma de tabla que
sistematiza la entrada de datos y el análisis posterior. La siguiente tabla
representa el formato de recolección de datos del HAZOP aplicado a un
proceso continuo.
Formato de recolección de datos del HAZOP. Nodo Palabra
guía Desviación
de la variable
Posible causa
consecuencia Respuesta del
sistema
F C GR Acciones a tomar
recomendaciones
• Significado del contenido de cada columna:
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Nodo.- Parte del sistema operativo claramente localizados en el proceso e
identificado sobre un diagrama, que puede ser un grupo de equipos y tubería y
que se consideran como un subsistema o puntos clave, para su análisis.
Palabra Guía.- Fonema que expresa una variable en el comportamiento de
cierto elemento o grupo de elementos que forman parte integral del proceso.
Desviación de la variable.- Comportamiento “anormal” de algún elemento del
nodo ocasionado por irregularidades o fallas en el sistema de control,
señalamiento y/o de operación.
Posibles causas.- Describe numerándolas las distintas causas que pueden
conducir a la desviación o que son resultado de esta desviación.
Consecuencias.- Para cada una de las causas planteadas se indican con la
consiguiente correspondencia en la numeración las consecuencias asociadas
como efecto de la desviación.
Respuestas del sistema.- Conocidas también como Salvaguardas que
consisten en cualquier dispositivo protector, ya sea que prevenga la causa o
salvaguarde contra consecuencias adversas. De esta forma en esta columna se
indican los mecanismos de detección de la desviación planteada según causas
o consecuencias: por ejemplo alarmas y los automatismos capaces de
responder a la desviación planteada según las causas: por ejemplo, lazo de
control.
F.- Índice de frecuencia de ocurrencia de la posible causa. La valoración de
esta se hace en función de la tabla de índice de frecuencia.
C.- Índice de Severidad de la Consecuencia. que se calcula considerando la
tabla 5 presentada más adelante.
GR.- Índice Global de Riesgo, este valor se obtiene en base a la frecuencia y
severidad de la consecuencia y nos da el valor con el que se puede llevar a
cabo la jerarquización de los riesgos.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Acciones a tomar.- Donde una causa resulte en una consecuencia negativa,
se debe considerar emitir una propuesta preliminar de modificaciones a la
instalación en vista de la gravedad de la consecuencia identificada o a una
desprotección flagrante de la instalación, para que una vez analizada se
determine si considerando las salvaguardas asociadas, se hace necesario llevar
a cabo la aplicación de las acciones correspondientes que pueden ser para
eliminar la causa o bien, mitigar o eliminar las consecuencias.
Recomendaciones.- Observaciones que complementan o apoyan algunos de
los elementos reflejados en las columnas anteriores.
Informe final o Reporte del HAZOP El informe final es un documento fundamental para la conclusión de la
ingeniería, operabilidad y seguridad de la planta, ya que como resultado de su
aplicación existe la posibilidad de realizar adecuaciones a la planta o a sus
condiciones de operación; dicho informe deberá ser compilado tan pronto como
sea posible y una vez compilado, este será definitivo y no podrá cambiar, ya
que de este se derivan la acciones a tomar.
El Informe o Reporte en cuestión consta de los siguientes documentos:
• Una descripción de los términos de referencia, enfoque del estudio y del
proceso estudiado.
• Esquemas simplificados con la situación y numeración de los nodos de
cada subsistema.
• Análisis de los resultados obtenidos. Se puede llevar a cabo una
clasificación cualitativa de las consecuencias identificadas.
• Listado de las medidas a tomar. Constituye una lista preliminar que deberá
ser debidamente estudiada en función de otros criterios (costos, otras
soluciones técnicas, consecuencias en la instalación, etc.).
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Las recomendaciones se clasifican de acuerdo al nivel de riesgo encontrado,
basado en la matriz de riesgos. El riesgo es la probabilidad de daño y está en
función de la frecuencia y de la gravedad.
La frecuencia de una causa es establecida por el equipo multidisciplinario, de
acuerdo a su experiencia, considerando cualquiera de los siguientes rubros:
Índice de Frecuencia
Rango Frecuencia Probabilidad Descripción
4 Improbable ‹10-3 Ocurre una sola vez en la vida útil de la planta
3 Posible 10-3 Ocurre una vez entre 5 y 10 años
2 Ocasional 10-2 Ocurre una vez entre 1 y 5 años
1 Frecuente 100 Ocurre más de una vez por año
La gravedad de la consecuencia también la determinará el equipo
multidisciplinario, según su experiencia, considerando los siguientes
parámetros: Índice de Severidad
Rango Consecuencia Descripción
1 Catastrófica Muertes dentro o fuera del sitio, daños irreversibles y pérdidas de producción mayores, que generan paro total de toda la planta.
2 Severa Heridas múltiples, daños mayores a propiedades y pérdidas que generan paros temporales
3 Moderada Heridas ligeras, daños menores a propiedades y pérdidas de producción, generando un paro parcial.
4 Baja No hay heridas, daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores, que generen
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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un paro, sólo sustitución o reparación de accesorios.
Con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la severidad de la
consecuencia, se procede a determinar índices globales de riesgo, para ello se
utilizará la siguiente matriz Matriz global de riesgo
CONSECUENCIA
4 3 2 1
C B A A 1
D C B A 2
D D C B 3
D D D C 4
FREC
UENC
IA
Por lo antes descrito y considerando que la frecuencia es inversamente
proporcional a la consecuencia, se consideró la siguiente matriz para la
CALIFICACIÓN GLOBAL: Calificación Global
Rango Tipo de Riesgo
Prioridad Descripción
A Inaceptable Alta Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 6 meses
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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B Indeseable Media Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 12 meses
C Aceptable con controles
Baja Se debe revisar que los procedimientos y controles estén implantados; o confirmar y suministrar evidencia objetiva que especifique que los requerimientos han sido satisfechos
D Aceptable como está
Normal Evaluación de conformidad por observación y juicio acompañado como sea apropiado por mediciones, pruebas o calibraciones.
VI.2.2 Identificación de nodos
Para el análisis detallado del proceso de las plantas Desulfuradoras de gasolina
catalítica, éste fue dividido en sistemas, donde se contemplan tubería, bombas
compresores, instrumentos, sistemas de seguridad, red de contra incendio y
recipientes sujetos a presión.
Para la identificación de los nodos se consideran las variables presión,
temperatura, flujo y tipos de fluido
Lista de sistemas de la planta Sistema No. 1: tubería 8” P-77001, filtros FD-7103/S, tubería de 8”P-71065,
FA-7101, tubería de 10” P-71003. Sistema No. 2: bombas GA-7101/S, tubería de 8” P-71005, cambiadores EA-
7101 A/B/C, tubería de P-71010. (modelación 2) Sistema No. 3: columna CDHYDRO DA-7101, tubería de 10” P-71023.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Sistema No. 4: tubería de 20” P-71020, condensador EC-7101, tubería de 14”
P-71043, FA-7102, tubería de 10” P-71044, tubería de 3” P-71039.
Sistema No. 5: bombas GA-7102/S, tubería de 8” P-71046, filtros FD-7101/S,
tubería de 8” P-71050. Sistema No 6: tubería 18” P-71024, EA-7104, tubería de 20” P-71026 Sistema No 7: tubería de 20”, EA-7103, tubería de 24” P-71027. Sistema No 8: tubería de 10” P-71023, GA-7103/S, tubería de 6” P-71034,
filtros FD-7102/S, tubería 6” P-71038, cambiadores de calor EA-7201/ A/B/C,
tubería de 12” P-72008 (modelación 1 y 3).
Sistema No. 9: tubería de 10”-4” P-71022, enfriador EC-7102, tubería de 4” P-
71058, enfriador EA-7105, tubería de 4” P-71059, a limite de batería. Sistema No. 10: tubería de 8” P-71040, enfriador EA-7102, tubería 6” P-
71051, acumulador FA-7104, tubería de 6” P-71053, tubería de 2” P-71055 Sistema No. 11: tubería de 6” P-71053, vapor compresor GB-7101, tubería de
4” P-71054, tubería de 1 ½” P-71056, tubería de 6” P-71067, tubería de 3” P-
71042.
Sistema No. 12: ( H2 ) tubería de 8” P-71001, tubería de 4” P-77002, tubería
de 3” P-71007, FA-7105, tubería de 2” P-71002, tubería de 3” P-71001, tubería
de 2” P-71066, tubería de 8” P-71004. Sistema No. 13: compresor GB-7102, tubería de 6”-4”-3” P-71006, tubería de
3” P-71009, tubería de 6” P-71008, tubería de 4” P-71011, (modelación 8). Sistema No. 14: columna DA-7201, tubería de 20” P-72006, tubería de 6”P-
72007 (modelación 4). Sistema No. 15: bombas GA-7202/S, tubería de 12” P-72012, tubería de 6” P-
72014, tubería de 6” P-72015, tubería de 6” P-72016, tubería de 8” P-72017,
tubería de 8” P-72085, tuberías P-72018 P-72072 P-72073, P-72074, BA-7201,
tubería de 30” P-72019, tubería de 6” P-73033, EA-7205, tubería de 6” P-72055,
EA-7304, tubería de 6” P-73036,, EA-7103, tubería de 6” P-71028
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Sistema No. 16: tubería de 12” P-72003, EA-7104, tubería de 12” P-71029,
Tubería de 12” P-72001, EA-7201 A/B/C, Tubería de 12” P-72010 (modelación
3). Sistema No. 17: tubería de 14” P-72002, EA-7202, Tubería de 14” P-72023,
EC-7203 , Tubería de 18” P-72024. Sistema No. 18: FA-7201, tubería de 12” P-72025, EC-7201 , tubería de 12” P-
72033. Sistema No. 19: FA-7202, tubería de 8” P-72037, EA-7203 , tubería de 8” P-
72039, FA-7203, tubería de 8” P-72041, tubería de 1 1/2” P-72042, FA-7206
tubería de 8” P-72045.
Sistema No. 20: DA-7202, tubería de 8” P-72043, FA-7204 tubería de 8” P-
72079, tubería de 8” P-72044. Sistema No. 21: tubería AM-77003, DA-7202 tubería de 4” AM-77003, tubería
de 4” AM-77201. Sistema No. 22: FA-7201, tubería de 10” P-72027, tubería de 6” P-72026,
bomba GA-7201/S, tubería de 6” P-72029, filtros FD-7201/S, tubería 6” P-
72032.
Sistema No. 23 : tubería de 6”P-72007, DA-7203, tubería de 6” P-77026,
tubería 6” P-72034, tubería de 2” P-72040. Sistema No. 24: compresor GB- 7201, tubería de 8” P-72046, tubería de 6”
P-72047 (modelación 9). Sistema No. 25: torre (H2S) DA-7203, tubería de 12” P-72051, condensador
EC-7202, tubería de 8” P-72053, FA-7205. Sistema No. 26: FA-7205, tubería de 4” P-72065, tubería de 4” P-73027, EA-
7204, tubería de 4” P-72067, tubería de ½” P-72066.
Sistema No. 27: -Reflujo, tubería de 4” P-72060, Bombas GA-7203/S, tubería
de 3” P-72062 , tubería de 2” P-72064. (modelación 5 ) Sistema No. 28: torre DA-7203, tubería de 10” P-72050, bombas GA-7204/S ,
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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tubería de 6” P-72058, tubería de 4” P-72084, tubería de 4” P-71011,
cambiadores EA-7301/A y B, tubería 16” P-73001, cambiador EA-7302, tubería
de 18” P-73002. (modelación 6 y 7) Sistema No. 29: reactor de pulido DC-7301, tubería de 18” P-73003,
cambiadores EA-7301 A/B, tubería de 18” P-73005. Sistema No. 30: acumulador de efluentes calientes FA-7301, tubería de 14” P-
73007, condensador EC-7301, tubería de 10” P-73008, acumulador de
efluentes fríos FA-7302. Sistema No. 31: FA-7302, tubería de 6” P-73010, enfriador EA-7306, tubería
de 2” P-73011, tubería de 6” P-73057, FA-7203. Sistema No. 32: tubería de 8” P-73009, tubería de 10” P-73006, torre
estabilizadora DA-7301, tubería de 10” P-73019, condensador EC-7302, tubería
de 8” P-73021, FA-7303, tubería de 4” P-73022, bombas de reflujo GA-7301/S,
tubería de 3” P-73024. Sistema No. 33: torre estabilizadora DA-7301, tubería de 10” P-73013, bomba
GA-7302/S, tubería de 6” P-73034, tubería de 3” P-73046, EA-7101 A/B/C,
tubería de 6” P-71011, enfriador EC-7303, tubería de 6” P-73031, EA-7305,
tubería de 6” P-73032 y P-73037 al límite de batería.
Sistema No. 34: FA-7101, tubería de 2” P-71001, FA-7102, tubería de 2” P-
71003, FA-7202, tubería de 2” P-72002, FA-7205, tubería de 2” P-72003, FA-
7301, tubería de 2” P-73003, FA-7302, tubería de 2” P-72004, FA-7303, tubería
de 2” P-73005, acumulador de agua amarga FA-7305, bomba GA-7304, tubería
de 2” P-73010 al límite de batería. Sistema No. 35: tubería P-77004, absorbedor de amina DA-7302, tubería P-
73030, acumulador FA-7304, tubería P-73050, tubería P-72044, enfriador EA-
7303, tubería P-77052 al sistema de gas de purga. (modelación 10) Sistema No. 36: circuito de amina rica: DA-7302, tubería P-77301, fondos del
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 283
FA-7304, tubería P-77303, al límite de batería.
En el anexo 18 se incluyen los diagramas de flujo de proceso donde se indican
con diferentes colores los sistemas antes mencionados, cabe señalar que se
anexan solamente los correspondientes a la planta 1, en virtud que los dos
procesos son idénticos y solamente es diferente la nomenclatura de
identificación de líneas y equipos.
Estos sistemas para mayor claridad en el análisis y identificación de riesgos se
subdividen en nodos, mismos que se enlistan de manera progresiva.
VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso
Para poder determinar los riesgos dentro de las plantas de desulfuradoras de
gasolinas catalíticas durante su operación, como primer paso, se llevo a cabo
un análisis del proceso mediante la revisión de los diagramas de tubería e
instrumentación y los diagramas de flujo de proceso en los cuales se
identificaron los sistemas de control, sensores de operación, alarmas, etc. y se
hizo una visita al sitio donde pretende desarrollar el proyecto con el fin de hacer
una evaluación del entorno. Con la información antes mencionada se
efectuaron las sesiones HAZOP con la participación de todos los integrantes del
grupo de trabajo, con propósito de identificar las causas que dieran como
resultado consecuencias que representaran un riesgo para el personal y las
instalaciones, llevar acabo la jerarquización de los riesgos y emitir las
recomendaciones correspondientes, para lograr la minimización de sus efectos.
Para el análisis HAZOP se efectuaron 36 sesiones de trabajo donde se
determinaron 36 sistemas y 75 nodos, cuyas causas posibles que pudieran
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 284
ocasionar riesgos para el personal e instalaciones. Durante el análisis se
detecto que 27 de los causas dan origen a riesgos identificados con un índice
global de riesgo clase C (prioridad baja aceptable con controles), y 48 dan
origen a riesgos clasificados como clase D (prioridad normal aceptable como
está).
De estos nodos, se determino seleccionar algunas causas para efectuar las
modelaciones correspondientes y determinar los radios de afectación.
Considerando que estas pudieran ser aquellas que repercuten en mayor
afectación por el riesgo que hay para otros equipos adyacentes, en el listado de
los sistemas se indican cuales fueron considerados.
En el anexo 19 se encuentran los formatos para el desarrollo del análisis de
riesgos donde se analizan los 75 nodos y las consecuencias si llegaran a
presentarse. Se anexan los correspondientes a la planta 1, y se considera que
no es necesario incluir los correspondientes a la planta 2, ya que el proceso es
el mismo y solamente es diferente en la nomenclatura de los equipos y líneas.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 285
VI.2.4 Jerarquización de riesgos.
Como se señaló con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la
severidad de la consecuencia, se determinaron los índices globales de riesgo.
Con ello se realizo la calificación global de cada uno de los riesgos analizados
en los nodos y de acuerdo a esta calificación se redactan las recomendaciones
pertinentes.
VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION
La mayoría de los accidentes en las plantas Desulfuradoras de gasolina son
resultado de fugas de materiales tóxicos, inflamables, corrosivos y explosivos.
Como ejemplo se puede mencionar cuando, un material es descargado por
orificios ocasionados por corrosión interna y externa que ocasiona daños en los
materiales de los recipientes y tuberías, otra causa es los que se originan fugas
en bridas, en sellos de bombas, en prense estopa de las válvulas, etc.
Los modelos matemáticos simulan la descarga de estos materiales, generando
información muy útil para determinar las consecuencias (que de cierta forma
corroboran los resultados obtenidos en la metodología utilizada para jerarquizar
los riesgos identificados).que se provocarían al suscitarse un accidente,
incluyendo la velocidad de descarga del material, la cantidad total que es
descargada, y el estado físico del material descargado. Esta información es
valiosa para evaluar el diseño de nuevos procesos y en el caso de procesos en
operación evalúa los sistemas de seguridad existentes en la instalación.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 286
Los modelos están constituidos por ecuaciones empíricas o fundamentos que
representan el proceso fisicoquímico que ocurre durante la descarga de un
material.
Frecuentemente los resultados son sólo estimados derivados de las
propiedades físicas, por lo que la mayoría de los modelos tienden a maximizar
la tasa de descarga y la cantidad descargada.
A continuación se describen los tipos de eventos que pueden ocurrir como
resultado de la descarga de un líquido presionado, un liquido no presurizado y
de un vapor o gas presurizado.
Pool Fire Cuando un líquido inflamable se fuga de un tanque de
almacenamiento o una tubería, se forma una alberca o charco. Al estar
formándose el charco, parte del líquido se comienza a evaporar siempre y
cuando los vapores se encuentran sobre su límite inferior de inflamabilidad y
con una fuente de ignición se forma un incendio del charco, mientras se
encuentran los vapores.
Flash Fire Cuando un material volátil e inflamable es descargado a la
atmósfera, se forma una nube de vapor y se dispersa. Si el vapor resultante se
encuentra con una fuente de ignición antes de que la dilución de la nube sea
menor al límite inferior de inflamabilidad, ocurre el flash fire. Las consecuencias
primarias de un flash fire son las radiaciones térmicas generadas durante el
proceso de combustión. Este proceso de combustión tiene una corta duración y
los daños son de baja intensidad.
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Página 287
Jet Fire Si un gas licuado o comprimido es descargado de un tanque de
almacenamiento o una tubería, el material descargado a través de un orificio o
ruptura formaría una descarga a presión del tipo chorro
“Gas Jet”, que entra y se mezcla con el aire ambiente. Si el material entrara en
contacto con una fuente de ignición, entonces ocurre un Jet Fire o fuego de
chorro.
Fireball El evento de Fireball o bola de fuego resulta de la ignición de una
mezcla líquido/vapor flamable y sobrecalentada que es descargada a la
atmósfera. El evento de fireball ocurre frecuentemente seguido a una Explosión
de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición “BLEVE”.
Explosión Una explosión es una descarga de energía que causa un cambio
transitorio en la densidad, presión y velocidad del aire alrededor del punto de
descarga de energía. Existen explosiones físicas, que son aquellas que se
originan de un fenómeno estrictamente físico como una ruptura de un tanque
presurizado o una BLEVE. El otro tipo de explosiones se denomina química,
que son aquellas que tienen su origen en una reacción química como la
combustión de un gas inflamable en el aire.
BLEVE. Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición
“BLEVE”, ocurre cuando en forma repentina se pierde el confinamiento de un
recipiente que contiene un líquido sobrecalentado o un licuado a presión. La
causa inicial de un BLEVE es usualmente un fuego externo impactando sobre
las paredes del recipiente sobre el nivel del líquido, esto hace fallar el material y
permite la repentina ruptura de las paredes del tanque.
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Página 288
Un BLEVE puede ocurrir como resultado de cualquier mecanismo que ocasione
la falla repentina de un recipiente y permita que el líquido sobrecalentado
flashee. Si el material líquido/vapor descargado es inflamable, la ignición de la
mezcla puede resultar en un fireball.
VCE. Explosión por una Nube de Vapor “VCE”, puede definirse simplemente
como una explosión que ocurre en el aire y causa daños de sobrepresión.
Comienza con una descarga de una gran cantidad de líquido o gas vaporizado
de un tanque o tubería y se dispersa en la atmósfera, de toda la masa de gas
que se dispersa, sólo una parte de esta, se encuentra dentro de los límites
superior e inferior de explosividad, y esa masa es la que después de encontrar
una fuente de ignición genera sobrepresiones por la explosión. Este evento se
puede generar tanto en lugares confinados como en no confinados.
Nube T. En los casos en que una fuga de material tóxico no sea detectada y
controlada a tiempo, se corre el riesgo de la formación de una nube de gas
tóxica que se dispersará en dirección de los vientos dominantes, y su
concentración variará en función inversa a la distancia que recorra. Los efectos
tóxicos de exponerse a estos materiales dependen de la concentración del
material en el aire y de su toxicidad.
Para el análisis de eventos en las plantas Desulfuradoras se utilizó un software
especializado para simular los eventos y determinar los radios de afectación,
conocido como PHAST (Process Hazard Analysis Safety Tool) versión 6.0.
Este software ha sido aceptado en México por el Instituto Nacional de Ecología
(INE), en los Estados Unidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) y la
Administración de Salud y Seguridad Ocupacional (OSHA), para la
determinación de consecuencias en una evaluación de riesgo.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 289
A continuación se describen las consideraciones para la simulación de eventos:
A) Para la modelación de los eventos se utilizaron las siguientes fuentes:
• Los resultados obtenidos con la aplicación de la metodología
Hazop,
• La estadística de incidentes y accidentes de las plantas
Desulfuradoras de gasolina.
B) Los balances de materia y energía de diseño, que fueron proporcionados
por el Licenciador CATALYTIC DISTILLATION TECHNOLOGIES.
C) Adicionalmente, para realizar las simulaciones en el software PHAST se
tomaron las siguientes consideraciones:
• El orificio formado por corrosión en tuberías, fugas en bridas, fugas en
sellos de las bombas, fugas en prense estopa de válvulas, etc.,
presentan formas irregulares, por lo anterior y para fines del estudio se
consideraron como de forma regular y de un diámetro determinado.
• El diámetro que se determino para estos orificios varían desde 0.250"
hasta 0.500".
• Las condiciones de presión y temperatura se tomaron de los diagramas
de flujo de proceso y del balance de materia y energía del proyecto.
• Se contempló un tiempo máximo para la detección y control de la fuga de
5 minutos, tomando en cuenta los controles y equipos existentes en la
refinería y los incluidos en el proyecto. Adicionalmente una de las bases
para fijar el tiempo es la experiencia del personal del centro de trabajo y
del equipo móvil y fijo que se tiene para atender emergencias
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Los límites permisibles para efectos de radiación son:
NIVELES DE RADIACIÓN
RADIACIÓN DESCRIPCIÓN
1.4 kW/m2 (440 BTU/h/ft2)
Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de seguridad
5.0 kW/m2 (1,268 BTU/h/ft2)
Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o grado sin la protección adecuada. Esta radiación será considerada como límite de zona de amortiguamiento
12.5 kW/m2 (3,963 BTU/h/ft2)
Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y fundición de tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto. Esta radiación se considerará para el personal y las instalaciones como zona de alto riesgo
Para efectos de daños por fuerzas provocadas por una explosión se
consideraron los siguientes niveles de sobrepresión:
NIVELES DE SOBREPRESIÓN
PRESIÓN DESCRIPCIÓN
0.5 lb/pulg2 (0.02 bar)
La sobrepresión a la que se presentan rupturas del 10% de ventanas de vidrio y algunos daños a techos; este nivel tiene la probabilidad del 95% de que no ocurran daños serios. Esta área se considerará como límite de la zona de salvaguarda
1 lb/pulg2 (0.13 bar)
Es la presión en la que se presenta destrucción parcial de casas y daños reparables a edificios; provoca el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles. De 0,5 a 1 lb/pulg2 se considerará como la zona de amortiguamiento
2 lb/pulg2 (0.20 bar)
A esta presión se presenta el colapso parcial de techos y paredes de casas. De 1 a 2 lb/pulg2 se considera como la zona de exclusión (riesgo)
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VI.3.1 Listado de escenarios.
En reunión, el grupo de trabajo acordó modelar 10 escenarios con el software
PHAST, mismos que fueron seleccionados de los sistemas identificados en el
análisis. Cabe señalar que estos escenarios corresponden a los equipos de la
planta Desulfuradora ULSG 1. No se incluyen los escenarios de la planta
ULSG2 por ser los mismos, solamente cambia la nomenclatura de las tubería y
equipos, ya que son plantas similares en proceso y capacidad.
Con la utilización del software mencionado se obtuvieron los siguientes
resultados.
• ESCENARIO 1
1.- Fuga en sello de la bomba de fondos GA-7103/s, considerando la corriente
1024. con las siguientes características: Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/2”, 100 % NAFTA
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 3128Kg.
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 45.23 31.38 24.84
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
1124 Líquido 130,882 120.75 210 5.8 626 0.15 0.65
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Pool Fire 98.69 95.61 94.26
0.5 psi
(0.0344738 bar)
1 psi
(0.0689476 bar)
2 psi
(0.137895 bar)
Explosión 103.87 90.62 82.99
• ESCENARIO 2
2.- Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la CDHYDRO
En plato 13, considerando la corriente 1121 (proveniente del ea-7101 a/b/c/)
con las siguientes características:
diámetro tubería = 8”, diámetro fisura = 1/4” 100 % nafta
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 1090Kg.
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 27.34 18.16 12.80
Pool Fire 49.01 46.96 46.08
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
Azufre, ppm (peso)
1121 Líquido 157,457 106.53 162 5.7 652 0.17 0.60 2,649
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• ESCENARIO 3
3.- Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-7201 a/b/c
considerando la corriente 1142. con las siguientes características:
diámetro tubería = 12”, diámetro fisura = 1/2”
VAPOR
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno 0.08 Metano 0.03
Etano 0.07 Propano 0.10
Butano 0.03 Pentano 0.02
Nafta 99.66 H2S ----
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 4976Kg.
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 57.65 39.02 30.06
Pool Fire 116.85 114.95 114.13
0.5 psi 1 psi 2 psi
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
1142 Mezcla 131,324 114.61 207 14.7 Vapor 3,789 47.10 18.75 0.02 0.60 Líquido 127,534 628 0.15 0.64
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(0.0344738 bar) (0.0689476 bar) (0.137895 bar)
Explosión 92.63 79.86 72.52
• ESCENARIO 4
4.- Fuga por poro en la tubería de salida del domo de la columna CDHDS DA-
7201, considerando la corriente 1145. con las siguientes características:
Diámetro Tubería = 12”, Diámetro Fisura = 1/2” VAPOR
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno 0.29 Metano 0.82
Etano 0.68 Propano 0.39
Butano 0.07 Pentano 0.03
Nafta 97.47 H2S 0.25
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 753Kg.
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
1145 Vapor 199,997 92.15 258 12.0 30.51 0.01 0.60
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Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire No alcanza a formarse Pool Fire No hay 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 20.67 16.49 14.09
• ESCENARIO 5
5.- Fuga en sello de la bomba (descarga) GA-7203/s que proviene del FA-7205
para alimentarse al domo del DA-7203. Considerando la corriente 1166. Con las
siguientes características:
Diámetro Tubería = 3”, Diámetro Fisura = 1/4”
LIQUIDO
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno --- Metano 0.09
Etano 1.09 Propano 3.92
Butano 3.52 Pentano 2.58
Nafta 88.16 H2S 0.63
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 11.62Kg.
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Tem p. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
V iscosidad, cp
Cap. Calor íf ica, kcal/kg °C
1166 Líquido 12,834 78.94 66 6.7 672 0.22 0.54
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Fireball 59.05 29.67 15.44 Jet Fire 80.47 55.96 45.20 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 70.86 55.61 53.53
• ESCENARIO 6
6.- Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-7302, que alimenta al
reactor DC-7301, considerando la corriente 1173. Con las siguientes
características: Diámetro Tubería = 18”, Diámetro Fisura = 1/2”
VAPOR
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno 0.21 Metano 0.08
Etano 0.19 Propano 0.27
Butano 0.09 Pentano 0.08
Nafta 99.07 H2S ----
Co rriente Fase Flujo Másico,
kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2 m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
Azufre, ppm
(peso) 1173 Mezcla 132,179 104.38 260 12.1
Vapor 76,621 91.30 30.41 0.01 0.60
Líquido 55,558 588 0.12 0.71 67
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 297
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 75.75 Kg.
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 18.90 13.97 10.87 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 20.89 16.63 14.18
• ESCENARIO 7
7.- Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA-7203 que
alimenta la succión de la bomba GA-7204/S, considerando la corriente 1164.
Con las siguientes características:
Diámetro Tubería = 10”, Diámetro Fisura = 1/2” LIQUIDO
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno --- Metano ---
Etano --- Propano ---
Butano --- Pentano 0.03
Nafta 99.97 H2S ---
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
1164 Líquido 130,989 119.11 221 7.2 611 0.14 0.68
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
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Página 298
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 3460Kg.
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 47.12 32.67 25.60 Pool Fire 145.67 145.42 145.42 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 64.38 54.84 49.35
• ESCENARIO 8
8.- Fuga en la línea de salida del compresor GB-7102/s considerando la
corriente 1111. Con las siguientes características
Diámetro Tubería = 4”, Diámetro Fisura = 1/4”
VAPOR
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno 23.77 Metano 9.35
Etano 21.57 Propano 29.6
Butano 9.45 Pentano 6.27
Nafta --- H2S
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 1078Kg.
C orriente F ase Flujo Másico,
kg/hr
P eso M olecular
Temp. °C
P resión , Kg/cm2
m .
Densidad , kg/m3
V iscosidad, cp
Cap. Calor íf ica, kcal/kg °C
1111 Vapor 1,821 7.14 134 28.2 5.91 0.01 1.24
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 299
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Fireball 43.86 22.90 13.46 Jet Fire 6.33 No alcanza a formarse 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 30.37 18.49 11.65
• ESCENARIO 9
9.- Fuga en la línea de descarga del compresor GB-7201 para alimentar al
horno BA-7201, considerando la corriente 1197 con las siguientes
características Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/2”
VAPOR
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno 15.46 Metano 30.73
Etano 23.20 Propano 10.75
Butano 1.07 Pentano 0.31
Nafta 18.43 H2S 0.06
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 23.44 Kg.
Corriente Fase Flujo Másico,
kg/hr
Peso Molecular
Temp. °C
Presión, Kg/cm2
m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kcal/kg °C
1197 Vapor 5,010 9.23 158 16.5 4.33 0.01 1.02
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 300
Distancias de afectación (m) Modelo
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 10.00 6.65 No alcanza a formarse 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 19.54 15.81 13.66
• ESCENARIO 10
10..- Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-7305 de la línea de
producto deHCN, considerando la corriente 1188, con las siguientes
características Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/4”
LIQUIDO
Componente % peso Componente % peso
Hidrogeno ---- Metano ---
Etano ---- Propano ---
Butano .01 Pentano 0.05
Nafta 99.94 H2S ---
Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos
El volumen fugado en el tiempo estimado es de 1117Kg.
Modelo Distancias de afectación (m)
Co rriente Fase Flujo Másico, kg/hr
Peso Molecular
Temp.
°C
Presión, Kg/cm2 m.
Densidad, kg/m3
Viscosidad, cp
Cap. Calorífica, kca l/kg °C
Azufre, ppm
(peso) 1188 Líquido 130,799 118.94 38 5.0 791 0.54 0 .5 0 10
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 301
1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2
Jet Fire 18.57 16.39 14.79 Pool Fire 40.70 28.90 23.60 0.5 psi
(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)
2 psi (0.137895 bar)
Explosión 32.57 23.74 18.66
Para mayor información en el anexo 20 se incluyen las memorias de cálculo de
las modelaciones.
VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados
De acuerdo a lo señalado en el estudio, en el cual se establecieron los
escenarios a modelar empleando el Software PHAST para las Plantas
Desulfuradoras, en función a la posibilidad de ocurrencia, frecuencia y magnitud
de sus efectos considerando las condiciones de operación de los equipos o
sistemas seleccionados, lo señalado por la experiencia y antecedente, en
cuanto a que la probabilidad de fuga de producto, se presenta regularmente en
los sellos de las bombas y en las líneas de alimentación de los equipos ya sea
por golpe mecánico, poro generado por corrosión o bien en las bridas que
integran dichas líneas y en ocasiones por error humano, se concluye una vez
analizados los efectos, consecuencias y medidas de mitigación con lo siguiente:
De acuerdo a los factores de riesgo analizados, Explosión, Jet Fire y Pool Fire,
se pudo observar que la mayoría de los radios de afectación generados en los
diferentes escenarios, quedan circunscritos al área de la propia planta,
ejerciéndose influencia obviamente sobre los equipos circundantes al
considerado para escenificar el evento indeseable, de los eventos que generan
un radio de afectación de mayor magnitud, se pudo observar que estos radios
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 302
aunque sobrepasan los límites de la planta, inciden sobre terrenos no ocupados
por plantas y/o equipos. Cabe señalar que las modelaciones se realizaron sin
considerar salvaguardas o medidas de seguridad, las que al aplicarse de
acuerdo al diseño, contribuirán significativamente a la minimización de los
riesgos y/o a la disminución de la ocurrencia del evento.
Dentro de las medidas de seguridad que se tienen contempladas para tal
efecto, se puede considerar la instalación de detectores de mezclas de
hidrocarburos, los cuales al señalar la presencia de la mezcla de gases
inflamables, activará una alarma y la operación de los sistemas de aspersión
instalados en los propios equipos, que por sus características así lo requieran,
procediéndose a diluir la mezcla de gases inflamables, eliminando con esto la
presencia de atmósferas explosivas y disminuyendo en consecuencia la
posibilidad de incendio.
Como parte integral de los sistemas de seguridad diseñados para la protección
de las plantas, mismos que fueron descritos en este estudio, se hace referencia
a una red de tuberías (red de agua contraincendio), en la que se instalan
hidrantes y monitores estratégicamente distribuidos para la protección
contraincendio tanto del personal que labora en dichas plantas, como de los
equipos e instalaciones.
Aunado a lo anterior como una medida muy importante para la minimización de
los riesgos, se cuenta con sistemas para la programación del paro parcial y/o
total de la planta, con el fin de suspender el suministro de corrientes y proteger
de esta forma los componentes y equipos que conforman las instalaciones, en
caso de emergencia.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 303
De lo anterior se concluye que de acuerdo al análisis de los escenarios
modelados, la eventual generación de riesgos es permanente, sin embargo
estos aun cuando en su mayoría quedan confinados en los límites de las
plantas, pueden ser aún minimizados en su magnitud y/o eliminadas al máximo
las causas y condiciones para evitar su ocurrencia.
VI.3.3 Consideraciones:
Considerando las características de la planta, y con objeto de determinar la
magnitud de los riesgos que se generen por la probable ocurrencia de eventos
indeseables, se propusieron y analizaron una serie de escenarios, los cuales
fueron establecidos en función a la experiencia del personal que participó en la
elaboración de estudio HAZOP, a los resultados de la identificación de riesgos
en cada nodo, a la jerarquización de cada evento, para determinar su magnitud
y la estadística de incidentes ocurridos en instalaciones similares que se
encuentran actualmente en operación.
Como resultado del análisis de los resultados de las modelaciones de cada
escenario seleccionado, se establece que los riesgos generados pueden ser
minimizados, mediante el empleo de las salvaguardas que tienen cada uno de
los equipos y de los sistemas preventivos de seguridad y protección
contraincendio con que cuenta la planta.
De acuerdo a los resultados de las modelaciones señaladas, los radios de
afectación originados por la fuga, derrame y/o emisión de productos tóxicos o
inflamables quedan circunscritos dentro de los límites de la Refinería, siendo los
riesgos de incendio los que alcanzan mayores radios de afectación por
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 304
radiación térmica, (ya sea por el efecto Jet Fire ó Pool Fire), que como ya se
mencionó, no afectan áreas adyacentes al predio de la Refinería, aunque si
incidirán en los equipos adyacentes a donde ocurre el evento de la propia
planta, cabe señalar que las modelaciones en cuestión, se realizaron sin
considerar las guardas y protecciones que se indican en el diseño con las que
deberá contar la planta, así como, el equipo móvil para el control de eventuales
conatos de incendio, con objeto de minimizar el daño más grave que pudiera
presentarse.
Por lo que en particular corresponde a los riesgos ocasionados por una
eventual afectación por fuga de producto tóxico, el resultado del análisis nos
indica que estos son mínimos, quedando comprendidos dentro de la periferia de
los propios equipos, lo que no implica que estos eventos deban ser ignorados y
no ser considerados para establecer las medidas de seguridad
correspondientes.
VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO
Derivado a que los resultados de las modelaciones y los radios de afectación
que se provocan al suscitarse los eventos analizados y modelados con el
software PHAST, los riesgos modela dos tienen interacciones con equipos de la
misma planta sin embargo debido a las guardas con las que contara el
proyecto, adicionalmente a los sistemas con que cuenta la refinería estos
riesgos disminuyen los efectos sobre los equipos que se detectan en los plot
plan de las plantas desulfuradoras motivo de este proyecto. Estas guardas del
proyecto y protecciones de la refinería son las siguientes:
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 305
En los diagramas de tubería e instrumentación el proyecto se identifican los
sistemas de control automático y de protección como son:
a).-instrumentación
Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.
Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y
desde el cuarto de control satélite y bunker.
Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.
Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.
Indicadores transmisores y controles automáticos de presión
Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.
Circuito cerrado de televisión.
Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos
o sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.
b).- Seguridad Industrial.
Sistemas fijos y móviles:
Extintores portátiles.
Red de agua contra incendio.
Sistemas de espreas en equipo automotriz.
Hidrantes y monitores.
c).- Sistemas de Protección Propios de la Refinería:
Adicionalmente como el proyecto estará dentro de las instalaciones de la
refinería, Los sistemas, Procedimientos de Emergencia y de Protección Civil así
como los Programas de actividades y equipos existentes serán utilizados
durante las etapas del proyecto: dentro de estas se menciona lo siguiente:
Programas de Prevención de Accidentes.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 306
Programas y Procedimientos de Emergencia.
Programas de Protección Civil.
Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal Operativo.
Personal Capacitado en Control de Emergencias.
Personal Capacitado en Mantenimiento.
Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.
Simulacros de Contra Incendio
Programa de Simulacros Operacionales.
Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.
Programa de Inspecciones de Calentadores.
Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.
Auditorias de Seguridad.
Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames, Incendios,
etc.
Sistema de Contra Incendio Portátil.
Sistemas de Contra Incendio Fijos.
Camiones Contra Incendio.
Regaderas y Lavaojos
Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoria.
Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.
Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.
Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y Contra
Incendio.
Sistema y Equipo de Comunicación
Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.
Los radios de afectación están señalados en los planos de localización de la
refinería y en los plot plan de las plantas, incluidos en el anexo 21, cabe
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 307
mencionar que se utilizo el mismo plot plan del proyecto para marcar los radios
de afectación de cada modelación.
VI.5 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS
• Recomendaciones
Una vez analizados los factores que inciden en la ocurrencia de los eventos,
que originan algún tipo de riesgo para el personal y las instalaciones durante la
etapa de operación de las Plantas Desulfuradoras de Naftas, y tomando en
cuenta las simulaciones y los resultados descritos en los capítulos anteriores,
se emiten las recomendaciones, que deben ser consideradas en la etapa de
operación.
a. Deberá capacitarse al personal de operación y mantenimiento en cuanto
a los aspectos de seguridad que deberá observar dentro de las
instalaciones de la Refinería, de acuerdo a los programas de
capacitación.
b. El personal de operación y mantenimiento, deberá estar capacitado en el
manejo del equipo y maquinaria requerido para el desarrollo de sus
actividades.
c. Deberá evitarse el poner en riesgo o afectar las instalaciones, equipos,
tubería superficial o enterrada, por el movimiento de equipos y
maquinaria, durante la operación y mantenimiento de las plantas.
d. Deberá instruirse al personal, en el sentido de que todos los trabajos que
generen posibles riesgos, deberán ser autorizados y supervisados por el
personal de Seguridad.
e. Es importante que se dé cumplimiento a la normatividad ambiental y de
seguridad durante la operación y mantenimiento de la planta.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 308
f. Revisar periódicamente el buen estado y funcionalidad de los diferentes
equipos y maquinarias empleados en el desarrollo de las actividades
correspondientes.
g. Verificar, previo al arranque de la planta, que los equipos y tuberías que
se utilizaron en la construcción e integración de esta, cumplan con lo
señalado en las especificaciones que se indican en el proyecto.
h. Revisar periódicamente los sistemas y equipos de seguridad, protección
y combate a incendios. Así como, llevar un registro de aquel equipo en
mal estado, para su inmediata reposición.
i. Contar con programas continuos de mantenimiento para los sistemas de
control automática y válvulas de seguridad
j. Mantener continúa vigilancia e inspección a las instalaciones de la
Planta, de acuerdo al programa que se establezca para tal efecto.
k. Establecer programas de capacitación al personal de mantenimiento y
operación con el fin de que evite poner en riesgo su integridad física o la
de las instalaciones.
l. Considerando los antecedentes de los incidentes ocurridos en plantas
similares se debe de contar con procedimientos específicos para trabajos
de mantenimiento que pudieran presentar riesgos al personal entre ellos
se puede mencionar “la colocación de juntas ciegas en tuberías de gas
amargo o de sulfhídrico” en los cuales es necesario que exista una
coordinación con el personal que labora en otras áreas aledañas al lugar
de trabajo. Dichos trabajos deberán ser supervisados por especialistas
de operación, mantenimiento y seguridad.
m. Personal especialista en seguridad o ecología deberá supervisar que la
disposición de residuos que se generen cumplan con la normatividad
para la disposición final.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 309
VI.6 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA
OPERACIÓN DEL PROYECTO.
VI.6.1 Caracterización
Los residuos generados en las diferentes etapas del proyecto serán manejados
y dispuestos de acuerdo a la normatividad y legislación ambiental vigente, para
mayor información en el anexo 22 se incluye la tabla de residuos donde se
especifica detalladamente la caracterización, tratamiento, manejo y disposición
a la que serán sometidos dichos residuos.
Como un aspecto general, a continuación se hace mención a la caracterización
de los residuos generados en cada una de las etapas que constituyen el
proyecto:
• Caracterización de los residuos:
En la etapa de preparación del sitio:
No peligrosos.- restos de plantas vegetales, concreto, papel, cartón, vidrio,
empaques de plástico.
Peligrosos.- lubricantes gastados, filtros de aceite. Estopas
En la etapa de construcción:
No peligrosos.- pedasería de concreto, cascajo, varilla, madera, plásticos,
pedazos de tubería, empaques de plástico, deshechos de material eléctrico.
Peligrosos.- pedacería de soldadura, estopas impregnadas de hidrocarburos,
aceites lubricantes gastados, filtros de aceite, empaques de pintura.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 310
Etapa de operación:
No peligrosos.- papel, cartón, basura domestica, deshechos de material
eléctrico.
Peligrosos.- lubricantes gastados, catalizadores gastados.
Adicionalmente en la etapa de operación se descargaran aguas residuales, que
serán captados por los separadores tipo API, que se construirá en el predio del
mismo proyecto, en donde se recuperar la mayor parte del hidrocarburo y el
agua se enviará al sistema de tratamiento de aguas residuales de la refinería,
donde serán tratadas previo a la descarga final o rehusadas dentro de la
refinería.
El sistema de tratamiento de aguas residuales actual de la refinería cuenta con
cárcamo regulador, separador API, separador de placas coalescedoras, fosas
de igualación, flotación con aire, lagunas de oxidación, lagunas de
estabilización.
Con respecto a la planta de tratamiento para el rehusó aguas, esta cuenta con
tratamiento biológico, clarificación, cloración y osmosis inversa.
Estos procesos de tratamiento, cuentan con la capacidad para tratar las aguas
residuales que descargaran las plantas del proyecto.
Por lo anterior se tiene la certeza de que por efecto del proyecto no se
descargaran contaminantes arriba de límites permitidos al exterior de la
refinería.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 311
VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento
Exceptuando los sistemas de tratamiento de aguas, no hay plantas o
tratamiento para reciclaje de residuos, en la refinería.
VI.6.3 Disposición
Los residuos no peligrosos son almacenados en tambores con tapa y
transportados todos los días para su disposición final en vehículos autorizados
para tal efecto en los basureros municipales debidamente acreditados.
Los residuos peligrosos inflamables y tóxicos, se almacenaran en tambores con
tapa para su disposición final a sitios que cuenten con la autorización en
materia ambiental (para el caso de aceites gastados, y deshechos de
hidrocarburos, se podrán enviar a cementeras, como combustible alterno)
dichos residuos serán manejados y transportados en vehículos autorizados, de
acuerdo a la legislación ambiental vigente. Para el caso particular del
catalizador gastado la empresa licenciadora CDTECH lo recogerá en la planta y
serán trasladados a Estados Unidos, para regeneración, personal de PEMEX
REFINACIÓN supervisara estas acciones, para verificar su cumplimiento.
Los aceites lubricantes gastados y filtros que se generen durante las etapas de
preparación del sitio y de construcción, la disposición será responsabilidad de
las compañías constructoras y acorde a la legislación y normas ambientales,
vigentes, personal de PEMEX REFINACIÓN supervisara estas actividades,
para verificar su cumplimento.
Para mayor información en el anexo 22 se incluye la tabla de residuos donde se
especifica la caracterización, tratamiento y disposición.
INDICE CAPITULO VII
VII RESUMEN 312
VII.1 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL 312
VII.2 RESUMEN DE LA SITUACION GENERAL QUE PRESENTA EL
PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL. 312
VII.3 INFORME TECNICO 322
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 312
VII RESUMEN
VII.1 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
• Conclusiones
Derivado de lo anterior se concluye que el proyecto de construcción y operación
de las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica para producir gasolina con
un máximo de 10% de azufre, no representa riesgos adicionales a los actuales
de la Refinería “Miguel Hidalgo” en Tula de Allende, Hgo., ya que de acuerdo al
análisis efectuado se establece que los efectos que se provocan al presentarse
estos, pueden ser minimizados mediante el empleo de los sistemas de
seguridad propios de las plantas y considerados como guardas, máxime que se
cuenta con sistemas de control de paros por emergencias como fuego, falla de
aire, falla de corriente eléctrica , etc., que cierran válvulas de corte de
alimentación de producto.
Por lo anteriormente descrito se considera que el proyecto es viable en lo
referente a riesgo ambiental.
VII.2 RESUMEN DE LA SITUACION GENERAL QUE PRESENTA EL
PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL.
Como primer punto se hace mención de la ubicación y condiciones del sitio
donde se realizará el proyecto de construcción de las Plantas Desulfuradoras
de Gasolinas catalíticas no. 1 y No. 2.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 313
El terreno donde se construirá la planta de Alquilación se localiza
geográficamente en la parte central del país a 82 km al noroeste de la ciudad de
México y a 9 km al oriente de la ciudad de Tula de Allende, Hidalgo. En las
coordenadas geográficas siguientes:
Coordenadas geográficas de la refinería.
FUENTE: INEGI carta topográfica F14C89, escala 1:50 000.
Superficie total de la Refinería: 7,490,000.00 m2.
Superficie requerida para la construcción del proyecto: 27,668.00 m2
Las colindancias de los terrenos donde se ubicaran las plantas Desulfurizadoras
de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), son las siguientes:
Al norte: Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos,
Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta Isomerizadora de Butanos,
Planta de Alquilación, Quemador Elevado.
Al sur: Terreno baldío sin uso.
Al Este: Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107, TV-
108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103, TV-104, TV-105, TV-
64, TV-65, TV-66, TV-67.
GRADOS MINUTOS SEGUNDOS
Latitud Norte 20° 1´ 0”
Longitud oeste 99° 15´ 0”
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 314
Al Oeste: Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área del
quemador elevado y terreno baldío sin uso.
No existen zonas vulnerables en los alrededores de las plantas
Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e
Integración ya que se localizan dentro de los terrenos de la Refinería
• Aspectos del medio natural y socioeconómico.
VEGETACIÓN TERRESTRE.- Cabe aclarar que en la periferia del predio donde
se ubicara el proyecto no existen terrenos agrícolas ni forestales.
La vegetación predominante del municipio de Tula de Allende, Hidalgo
corresponde al matorral espinoso; las especies más importantes son el nopal
(Opuntia spp.), el garambullo (Myrtillocactus geometrizans), el sahuaro
(Carnegia gigantea), el órgano (Stenocereus dumortieri), uña de gato (Mimosa
biuncifera) también se presentan mezquitales representada por (Prosopis spp),
en este se encuentran especies de zacates denominados Aristida sp y
Muhlenbergia rigida.
En la actualidad las comunidades vegetales que se localizan en el área de
influencia del sitio se encuentran con altos grados de impactos debido a las
diversas actividades humanas, principalmente por la ampliación de la
infraestructura habitacional e industrial, así como la apertura de campos
agrícolas. Dentro de las especies cultivadas es común la presencia de áreas
agrícolas de riego, destinadas al cultivo de maíz (Zea mays) y frijol (Phaseolus
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 315
vulgaris), mientras que en otros sitios crecen pastizales inducidos, así como una
elevada abundancia de especies ruderales, lo cual ha surgido
espontáneamente al eliminar la vegetación original.
La preparación del sitio, construcción y puesta en operación de las Plantas no
generará de acuerdo al análisis efectuado, un riesgo o impacto significativo
sobre la “vegetación existente”, toda vez que las consecuencias de posibles
desviaciones en las diferentes etapas de la construcción y operación de las
plantas, quedan circunscritas dentro de las propias instalaciones de PEMEX.
FAUNA.- En general la fauna silvestre nativa que caracteriza a la región
presenta una baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la fauna local
ha emigrando hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece está
integrada, principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas aves
que se caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana, en este caso
tampoco se determinó una afectación originada por la generación de riesgos,
que eventualmente se pudieran ocasionar por una desviación en las
condiciones normales de proceso durante las diferentes etapas del proyecto.
SUELO.- En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible
encontrar, sin embargo la construcción de las plantas se realizará como
previamente se indicó dentro de las propias instalaciones de la Refinería, sobre
suelos previamente modificados en el sentido que gran parte de dichos suelos
se encuentran cubiertos por concreto por lo que la afectación es prácticamente
no significativa.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
Página 316
HIDROLOGIA.- El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel
Hidalgo, no se verá afectado, ni estará expuesto a los posibles riesgos
generados durante las diferentes etapas del proyecto, toda vez que los
consumos de agua en las diferentes etapas están previamente contemplados
en cuanto a una eventual contaminación del sistema hidrológico, la probabilidad
de este evento es sumamente remota, ya que en zona del proyecto no hay
hidrología superficial ni cuerpos de agua, aunado a lo anterior existen
procedimientos de operación específicos para las actividades que se
desarrollaran adicionales a las guardas y sistemas de protección y
operacionales existentes en la Refinería.
• Contaminación, de agua, aire y tierra.
Dentro del predio de la Refinería no existen cuerpos de aguas superficiales, ni
erosión.
Como ya se estableció el uso de suelo en ese sitio esta designado para uso
industrial, por lo que la afectación por la generación de riesgos potenciales, no
existe.
La contaminación del aire siempre es una posibilidad que está presente en las
diferentes etapas del proyecto y sobre todo en caso de un incendio o durante
un descontrol en la operación normal de las plantas, sin embargo de acuerdo al
análisis efectuado, este impacto puede minimizarse al máximo, haciendo uso de
las medidas preventivas y guardas existentes, mismas que fueron señaladas en
el propio estudio.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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• Aguas Residuales
Las descargaran aguas residuales, se envían al sistema de tratamiento de
aguas residuales de la refinería, donde serán tratadas previo a la descarga final
o rehusó en las plantas
El sistema de tratamiento de aguas residuales de la refinería cuenta con:
cárcamo regulador, separador API, separador de placas coalescedoras, fosas
de igualación, flotación con aire, lagunas de oxidación, lagunas de
estabilización.
Adicionalmente se cuenta la planta de tratamiento para el rehusó aguas, que
está constituida con tratamiento biológico, clarificación, cloración y osmosis
inversa.
Con estos procesos de tratamiento, se tiene la certeza de no descargar
contaminantes fuera de límites permitidos fuera de la refinería.
• Residuos generados por el proyecto
Los residuos generados en las etapas del proyecto principalmente serán los
siguientes:
En la etapa de preparación del sitio:
No peligrosos.- restos de plantas vegetales, concreto, papel, cartón, vidrio,
empaques de plástico.
Peligrosos.- lubricantes gastados, filtros de aceite. estopas
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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En la etapa de construcción:
No peligrosos.- pedacería de concreto, cascajo, varilla, madera, plásticos,
pedazos de tubería, empaques de plástico, deshechos de material eléctrico.
Peligrosos.- pedacería de soldadura, estopas impregnadas de hidrocarburos,
aceites lubricantes gastados, filtros de aceite, empaques de pintura.
Etapa de operación:
No peligrosos.- papel, cartón, basura domestica, deshechos de material
eléctrico.
Peligrosos.- lubricantes gastados, catalizadores gastados.
Disposición.- Los residuos no peligrosos se almacenaran y se dispondrán en
basureros municipales debidamente acreditados.
Los residuos peligrosos inflamables y tóxicos, se almacenaran temporalmente
para su disposición final como combustible alterno (para el caso de aceites
gastados, y deshechos de hidrocarburos, se enviaran a cementeras, como
combustible alterno). El caso particular del catalizador gastado será recogido
por la empresa licenciadora y serán trasladados a Estados Unidos, para
regeneración. Los aceites lubricantes gastados y filtros que se generen durante
las etapas de preparación del sitio y de construcción, la disposición será
responsabilidad de las compañías constructoras y acorde a la legislación y
normas ambientales, vigentes.
• Evaluación de riesgos.
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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El Estudio de Riesgo incluyó la identificación de eventos probables a través del
empleo de la metodología Análisis Riesgo y Operabilidad (Hazar and Operability
Análisis, HazOp) y la determinación de radios de afectación utilizando la
programa PHAST.
Con el Análisis HazOp se determinaron 36 sistemas y 74 nodos, por lo que se
analizaron 75 causas que pudieran provocar riesgos y debido a los
salvaguardas que se tienen contempladas en el diseño se derivaron
recomendaciones de índole genérico, ya que de acuerdo a la jerarquización se
detecto que 27 de los riesgos identificados, tienen un índice global de riesgo
clase C (prioridad baja aceptable con controles), y 48 dan origen a riesgos
clasificados como clase D (prioridad normal aceptable como está).
Esta información se encuentra desglosada en el capítulo 6 y anexo 19 del
estudio.
Respecto a los resultados de las modelaciones los riesgos de daños a las áreas
adyacentes y al personal quedan circunscritos dentro del límite del predio de la
refinería, siendo el de mayor afectación el provocado por radiación en caso de
incendio de productos inflamables, esto se plasma en los planos del anexo 21
del estudio.
• Medidas de seguridad.
Como parte de las medidas de seguridad, el proyecto contempla la instalación
de diferentes equipos e instrumentos de control y respuesta a emergencias.
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En los diagramas de tubería e instrumentación el proyecto se identifican los
sistemas de control automático y de protección como son:
a).-instrumentación
Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.
Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y
desde el cuarto de control satélite y bunker.
Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.
Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.
Indicadores transmisores y controles automáticos de presión
Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.
Circuito cerrado de televisión.
Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos
o sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.
b).- Seguridad Industrial.
Sistemas fijos y móviles:
Extintores portátiles.
Red de agua contra incendio.
Sistemas de espreas en equipo automotriz.
Hidrantes y monitores.
c).- Sistemas de Protección Propios de la Refinería:
Adicionalmente como el proyecto estará dentro de las instalaciones de la
refinería, Los sistemas, Procedimientos de Emergencia y de Protección Civil así
como los Programas de actividades y equipos existentes serán utilizados
durante las etapas del proyecto: dentro de estas se menciona lo siguiente:
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Programas de Prevención de Accidentes.
Programas y Procedimientos de Emergencia.
Programas de Protección Civil.
Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal Operativo.
Personal Capacitado en Control de Emergencias.
Personal Capacitado en Mantenimiento.
Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.
Simulacros de Contra Incendio
Programa de Simulacros Operacionales.
Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.
Programa de Inspecciones de Calentadores.
Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.
Auditorias de Seguridad.
Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames, Incendios,
etc.
Sistema de Contra Incendio Portátil.
Sistemas de Contra Incendio Fijos.
Camiones Contra Incendio.
Regaderas y Lavaojos
Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoria.
Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.
Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.
Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y Contra
Incendio.
Sistema y Equipo de Comunicación
Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.
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VII.3 INFORME TECNICO
Tabla del informe técnico Fecha de Ingreso
Compañía RegistroNombre de la persona responsable Cargo
No. de Registro INE R.F.C.NombreNombre del ProyectoObjeto de la Instalación o Proyecto
Calle y Número Colonia/LocalidadMunicipio/Delegación EstadoCodigo Postal
Calle y Número Colonia/LocalidadMunicipio/Delegación EstadoCodigo PostalTeléfonos Fax Correo electronicoNombre del representante de la empresaCargo Gerente de Protección Ambiental de la Subdirección de Auditoría en Seguridad Industrial y Protección Ambiental
x Petróleo y derivados Petroquímico Químico MetalúrgicoOtros especificar
Agrícola Rural Habitacional X IndustrialComercial Mixto
X Zona industrial Zona habitacional Zona suburbanaParque industral Zona urbana Zona rural
Coordenadas latitud N Requerida PROY. 27668 m2
Coordenadas longitud W Total REF. 7490000 m2
Agrícola e industrial
99° 16´41"
LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA SUPERFICIE
PRE-920716-3T7
Refinación del petróleo
LA EMPRESA SE ENCUENTRA UBICADA EN UNA ZONA CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS
USO DE SUELO DONDE SE ENCUENTRA LA EMPRESA
20° 02´33"
Construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2
UNIVERSIDAD AUTONOMA DE NUEVO LEONO
PEMEX REFINACION Refinería Miguel Hidalgo
Carretera Jorobas - Tula Km.26.5 Tula de AllendeUBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES
Producción de gasolinas ultrabajas en azufre
11311
DATOS DE LA COMPAÑÍA ENCARGADA DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO
DATOS GENERALES DE LA EMPRESA
GIRO DE LA EMPRESA
Tula de Allende Hidalgo42801
Luis Fernando Betancourt Sánchez
Ing. Ana Isabel Peña Gallegos
DOMICILIO PARA OIR O RECIBIR NOTIFICACIONES
(55)19442500 ext.58310 (55)19449410 lfbetancourt@ref.pemex.com
Av. Marina Nacional No.329 Edificio B- Piso 2 Col. HuastecaDel. Miguel Hidalgo Distrito Federal
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Sustancias manejadas
C R E T I B Producción (Ton/Día)
Almacenamiento
Nafta NA X 3,785.25 Proceso Continuo 6155 (tanque existente en la refinería.)
LCN NA X 624.22 Proceso Continuo 10,865 (tanque existente en la refinería
HCN NA X 3,154.51 Proceso Continuo 12,276 (tanque existente en la refinería
Hidrógeno Fresco 1333-74-0 X X 45.02 Proceso Continuo de plantas reformadoras actualmente en operación
Dietanolamina 111-42-2 X X X 450.24 Proceso Continuo contenedores del provedorNitrógeno 7727-37-9 x Proceso Continuo contenedores del provedor
Gas combustible NA X 4,303.89 Proceso Continuose envia por tubería al sistema
de gas combustible de la refinería
Nombre químico de la Sustancia (IUPAC)
Capacidad Total Capacidad de la Mayor Unidad de Almacenamiento
(Ton)No. CAS
Riesgo Químico
Identificación y jerarquización de riesgos ambientales No. de evento
Proceso Transporte Servicios
Escenario 1 1
Fuga en sello de la bomba de fondos GA-7103/S considerando la corriente 1024 con las siguientes características: ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/2"
X X X x Bomba de fondos GA-7103/S HAZOP
Escenario 2 1
Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la Cdhydro en plato 13, considerando la corriente 1121 (proveniente de EA-7101 A/B/C). ∅ tubería 8" ∅ fisura: 1/4"
X X X x Plato 13 CD Hydro HAZOP
Escenario 3 1
Fuga en Brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-7201 A/B/C considerando la corriente 1142. ∅ tubería 12" ∅ fisura: 1/2"
X X X x Brida EA-7201 HAZOP
Escenario 4 1
Fuga por poro en tubería de salida del domo de la columna CDHDS DA-7201, considerando la corriente 1145. ∅ tubería 12" ∅ fisura: 1/2"
x x x Tubería de salida de la columna CDHDS DA-7201 HAZOP
Escenario 5 1
Fuga en sello de la bomba GA-7203/S que proviene del FA-7205 para alimentarse al domo DA-7203. Considerando la corriente 1166. ∅ tubería 3" ∅ fisura: 1/4"
x x x x Bomba GA-7203/S HAZOP
Escenario 6 1
Fuga en Línea de Salida del cambiador de calor EA-7302, que alimenta al reactor DC-7301 considerando la corriente 1173. ∅ tubería 18" ∅ fisura: 1/2"
X X X X Cambiador de calor EA-7302 HAZOP
Escenario 7 1
Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA 7203, que alimenta a succión de la bomba GA-7204/S, considerando la corriente 1164. ∅ tubería 10" ∅ fisura: 1/2"
x x x xBrida en línea de salida de la columna CDHydro DA-7203
HAZOP
Escenario 8 1
Fuga en la línea de salida del compresor GB-7102/S considerando la corriente 1111. ∅ tubería 4" ∅ fisura: 1/4"
x x x x Compresor GB-7102/S HAZOP
Escenario 9 1
Fuga en la línea de descarga del compresor GB-7201 para alimentar al horno BA-7201 consideando la corriente 1197. ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/2"
x x x x Compresor GB-7101 HAZOP
Escenario 10 1
Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-7305 de la línea de producto de HCN, considerando la corriente 1188. ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/4"
x x x x Cambiador de calor EA-7305 HAZOP
No. de falla Falla Unidad o equipo de
proceso
Metodología empleada para la identificación de riesgoFuga Incendio Explosión
Accidente hipotético
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Estimación de consecuencias
Masiva Continua Cantidad Unidad Distancia (m)
Tiempo (seg)
Distancia (m)
Tiempo (seg)
Escenario 1 jet fire x 3128.00 Kg líquido phast 31.38 300 45.23 300pool fire x 3128.00 Kg líquido phast 95.61 300 98.69 300
Explosión x 3128.00 Kg líquido phast 90.62 300 103.87 300
Escenario 2 jet fire X 1090.00 Kg líquido phast 18.16 300 27.34 300pool fire x 1090.00 Kg líquido phast 46.96 300 49.01 300
Explosión X 1090.00 Kg líquido phast 32.38 300 40.34 300
Escenario 3 jet fire X 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 39.02 300 57.65 300
pool fire X 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 114.95 300 116.85 300
Explosión x 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 79.86 300 92.63 300
Escenario 4 Explosión X 753.00 Kg Gas phast 16.49 300 20.67 300
Escenario 5 Fire ball x 11.62 Kg líquido phast 29.67 300 59.05 300jet fire X 11.62 Kg líquido phast 55.96 300 70.86 300
Explosión X 11.62 Kg líquido phast 55.61 300 70.86 300
Zona de alto riesgo Zona de amortiguamiento
Tipo de liberaciónNo. de falla Tipo de
eventoEstado físico
Programa de simulación empleado
Cantidad hipotética liberada (m3/seg, m3 o kg)
Escenario 6 jet fire X 75.75 Kg Vapor /líquido phast 13.97 300 18.9 300
Explosión X 75.75 Kg Vapor /líquido phast 16.63 300 20.89 300
Escenario 7 Jet Fire x 3460.00 Kg líquido phast 32.67 300 47.12 300pool fire X 3460.00 Kg líquido phast 145.42 300 145.67 300
Explosión X 3461.00 Kg líquido phast 54.84 300 64.38 300
Escenario 8 Fire ball X 1078.00 kg gas phast 22.9 300 43.86 300jet fire x 1078.00 kg gas phast 6.33 300 6.33 300
Explosión x 1078.00 kg gas phast 18.49 300 30.37 300
Escenario 9 jet fire X 23.44 kg gas phast 6.65 300 10 300
Explosión X 23.44 Kg Gas phast 15.81 300 19.54 300
Escenario 10 jet fire X 1117.00 kg líquido phast 16.39 300 18.57 300pool fire X 1117.00 Kg líquido phast 28.9 300 23.6 300
Explosión X 1117.00 Kg líquido phast 23.74 300 32.57 300
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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Criterios utilizados
TIPO DE EVENTO IDHL TLV8 TLV15
Velocidad del Viento
(km/h)
Estabilidad Atmosférica superior inferi
or 0.5 psi 1.0 psi 2 psi1.4
KW/m25
KW/m212.5
KW/m2
Escenario 1 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 45.23 31.38 24.84
Escenario 1 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 98.69 95.61 94.26
Escenario 1 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 103.87 90.62 82.99
Escenario 2 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 27.34 18.16 12.8
Escenario 2 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 49.01 46.96 46.08
Escenario 2 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 40.34 32.38 27.8
Escenario 3 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 57.65 39.02 30.06
Escenario 3 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 116.85 114.95 114.13
Escenario 3 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 92.63 79.86 72.52
Escenario 4 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 20.67 16.49 14.09
Escenario 5 FIREBALL N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 59.05 29.67 15.44
Escenario 5 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 80.47 55.96 45.2
Escenario 5 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 70.86 55.61 53.53
distancia afectación (m) distancia afectación (m)
Toxicidad Climatológicos Radiación TérmicaNo. de Orden
ExplosividadLimite de
flamabilidad
Escenario 6 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 18.9 13.97 10.87
Escenario 6 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 20.89 16.63 14.18
Escenario 7 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 47.12 32.67 25.6
Escenario 7 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 145.67 145.42 145.42
Escenario 7 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 64.38 54.84 49.35
Escenario 8 FIREBALL N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 43.86 22.9 13.46
Escenario 8 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 6.33 NO NO
Escenario 8 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 30.37 18.49 11.65
Escenario 9 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 10 6.65 NO
Escenario 9 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 19.54 15.81 13.66
Escenario 10 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 18.57 16.39 14.79
Escenario 10 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 40.7 28.9 23.6
Escenario 10 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 32.57 23.74 18.66
Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,
servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”
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VIII IDENTIFICACION DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y
ELEMENTOS TECNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACION SEÑALADA
EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL
VIII.1 FORMATOS DE PRESENTACION
VIII.1.1 Planos de localización
Se incluyen en el anexo 2
VIII.1.2 Fotografías
Se incluyen en el anexo 23
VIII.1.3 Videos
No se incluyen videos
VIII.2 Otros anexos
En los anexos 1 y 2 se incluye la documentación legal del promovente, su
representante legal y el responsable técnico de la elaboración del estudio de
riesgo ambiental.