ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN PARA EL SISTEMA DE...

INFORME PREVENTIVO

ESTUDIOS DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 0-DUCTOS TERRESTRES

ESTACION DE MEDICION Y REGULACION DE GAS NATURAL “DESTILADORA DE GAS NATURAL, S.A. DE C.V.”

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Responsable de Estudio de Riesgo: Ing. Nancy García Pérez Cordillera Central Núm. 2225 Fraccionamiento Maravillas C.P. 72220, Puebla, Pue.

CONTENIDO PRESENTACION ANTECEDENTES I. DATOS DE IDENTIFICACIÓN, EN LOS QUE SE MENCIONE: a) El nombre y la ubicación del proyecto; b) Los datos generales del promovente, y c) Los datos generales del responsable de la elaboración del informe; II. REFERENCIA, SEGÚN CORRESPONDA:

a) las normas oficiales mexicanas u otras disposiciones que regulen las emisiones, las descargas o el aprovechamiento de recursos naturales, aplicables a la obra actividad;

b) Al plan parcial de desarrollo urbano o de ordenamiento ecológico en el cual queda incluida la obra o actividad, o

c) A la autorización de la Secretaría del parque industrial, en el que se ubique la obra o actividad, y

III. LA SIGUIENTE INFORMACIÓN: a) La descripción general de la obra o actividad proyectada; b) La identificación de las sustancias o productos que vayan a emplearse y que puedan

impactar el ambiente, así como sus características físicas y químicas; c) La identificación y estimación de las emisiones, descargas y residuos cuya

generación se prevea, así como las medidas de control que se pretendan llevar a cabo;

d) La descripción del ambiente y, en su caso, la identificación de otras fuentes de emisión de contaminantes existentes en el área de influencia del proyecto;

1. Aspectos bióticos 2. Medio socioeconómico.

e) La identificación de los impactos ambientales significativos o relevantes y la determinación de las acciones y medidas para su prevención y mitigación;

1. Diagnostico ambiental. 2. Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales. 3. Criterios y metodología de evaluación. 4. Metodologías de evaluación y justificación de la metodología

seleccionada 5. Medidas preventivas y de mitigación de los impactos ambientales 6. Pronósticos ambientales y en su caso, evaluación de alternativas. 7. Conclusiones

f) Los planos de localización del área en la que se pretende realizar el proyecto, y g) En su caso, las condiciones adicionales que se propongan en los términos del artículo

siguiente. Bibliografía Consultada.



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I. DATOS DE IDENTIFICACIÓN, EN LOS QUE SE MENCIONE: a) El nombre y la ubicación del proyecto. Nombre: ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN PARA EL SISTEMA DE SUMINISTRO

DE GAS NATURAL A LA EMPRESA “DESTILADORA DEL VALLE S.A. DE C.V.” Ubicación del proyecto: Localización El proyecto se encuentra ubicado en el Municipio de Rafael Delgado, Veracruz en la zona centro montañoso del Estado de Veracruz, en las coordenadas 18° 49” latitud norte y 97° 04” longitud oeste, a una altura de 1,160 metros sobre el nivel del mar. Limita al norte con Orizaba; al este con Ixtaczoquitlán; al sur con San Andrés Tenejapan, Tlilapan y Nogales; al oeste con Río Blanco. Tiene una superficie de 39.48 Km.2, cifra que representa un 0.05% total del Estado. Fuente: Enciclopedia de los Municipios, Veracruz. La localidad donde se llevara a cabo El Sistema de suministro de Gas Natural a la Empresa “Destiladora Del Valle S.A. de C.V.” estará ubicada en el Municipio de Rafael Delgado, en la Ciudad de Jalapilla, Veracruz a la altura del km 271 de la Autopista Veracruz - México.

Fuente: http://maps.google.com/maps? b) Datos generales del promovente: Nombre: Destiladora del Valle, S.A. de C.V.

c) Datos generales del responsable de la elaboración del informe:

Protección de datos personales LFTAIPG"





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II. REFERENCIA, SEGÚN CORRESPONDA: a) A las normas oficiales mexicanas u otras disposiciones que regulen las emisiones, las

descargas o el aprovechamiento de recursos naturales, aplicables a la obra o actividad.

NOM-117-SEMARNAT-2006 Proyecto de modificación a la Norma Oficial Mexicana NOM-117-SEMARNAT-1998, Que establece las especificaciones de protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales, para quedar como Proyecto de Norma Oficial Mexicana NOM-117SEMARNAT-2006, Que establece las especificaciones de protección ambiental durante la instalación y mantenimiento de sistemas de conducción de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso por ducto, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales 1.- OBJETIVO El objetivo de esta NOM es establecer las especificaciones de protección al ambiente durante las actividades de instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para la conducción o distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso, a los que se refieren los artículos 3º. Y 4º de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, que se realicen en derechos de vía existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. 2.- CAMPO DE APLICACIÓN Los responsables del cumplimiento de esta norma serán las personas físicas y morales que realicen las actividades de instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para la conducción o distribución de hidrocarburos y petroquímicas en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales. 5.- ESPECIFICACIONES Disposiciones Generales El responsable del cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana, deberá apegarse a lo establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al ambiente, en la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, así como al Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la protección al Ambiente en Materia del Impacto ambiental. No se podrán iniciar actividades en la franja de afectación del proyecto, sin antes contar con las autorizaciones correspondientes. 5.1 Preparación del sitio y construcción 5.1.1 Las actividades de despalme y deshierbe quedan restringidas a la zona que ocupe la amplitud del derecho de vía y, en caso necesario, del camino de acceso, en estas actividades no se podrán utilizar agroquímicos y/o fuego.



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5.1.2 Deberán utilizarse los caminos de acceso ya existentes. En el caso excepcional de que sea imprescindible la apertura de nuevos caminos de acceso para llegar a las instalaciones, de debe cumplir la legislación vigente. 5.1.3 Los residuos vegetales generados durante el despalme y deshierbe se deben triturar y dispersar dentro del derecho de vía, para facilitar su integración al suelo. 5.1.4 Quienes, durante la realización de los trabajos de mantenimiento mayor e instalación de tuberías de conducción de hidrocarburos y petroquímicos, realicen actividades de captura, persecución, cacería, colecta y tráfico de la fauna existente en la zona, serán sancionados conforme a lo dispuesto en la Ley General de Vida Silvestre y demás disposiciones jurídicas aplicables. 5.1.5 Se deben tomar las medidas necesarias para evitar la dispersión de polvos, cuando los trabajos se realicen a menos de un kilómetro de los centros de población. 5.1.6 Se deben instalar en las etapas de preparación y construcción del proyecto, sanitarios portátiles en cantidad suficiente para todo el personal, además de contratar servicios especializados de mantenimiento. 5.1.7 En caso de que se requiera instalar campamentos, almacenes, oficinas y patios de maniobra, éstos deben ser temporales y ubicarse en zonas ya perturbadas. 5.1.8 En ningún caso se deberán realizar trabajos de mantenimiento preventivo de los vehículos utilizados, en las mismas áreas en donde se lleven a cabo obras de instalación o mantenimiento mayor de ductos. 5.1.9 En los casos en que la tubería cruce abrevaderos, jagüeyes, canales de riego o corrientes de agua, se deben emplear técnicas y/o procedimientos constructivos que viten el cambio de la dinámica hidrológica natural. 5.1.10 En caso de que durante las diferentes etapas de la instalación y mantenimiento de la red de ductos para la conducción de hidrocarburos, se generen:

a) Residuos que por sus características se consideren como peligrosos, éstos deben manejarse y disponerse conforme a lo establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y demás ordenamientos jurídicos aplicables.

b) Residuos sólidos urbanos y de manejo especial, éstos se deben depositar en contenedores con tapa, colocados en sitios estratégicos al alcance de los trabajadores y trasladarse al sitio que indique la autoridad local competente para su disposición, con la periocidad necesaria para evitar su acumulación, generación de lixiviados y la atracción y desarrollo de fauna nociva, conforme a la normatividad vigente.

5.2 Operación y Mantenimiento 5.2.1 Las descargas de aguas residuales, producto de las pruebas hidrostáticas, deben cumplir con la normatividad ambiental aplicable al caso. 5.2.2 Queda prohibido el uso de agua potable para la realización de las obras o actividades n cualquiera de las etapas del proyecto. 5.3 Conclusión de las Actividades de Instalación y Mantenimiento 5.3.1 Al terminar la obra y antes de iniciar la operación o al terminar cualquier trabajo de mantenimiento, el derecho de vía debe quedar libre de residuos sólidos urbanos y de manejo especial.



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5.3.2 En el caso del material excedente producto de la excavación de las zanjas no sea utilizado para el relleno de las mismas, éste debe ser manejado y dispuesto en los sitios que indique la autoridad local competente. 5.4 Abandono del sitio al término de la vida útil del proyecto 5.4.1 Al término de la vida útil del sistema de conducción o parte de éste, el área afectada deberá ser restaurada a las condiciones similares a las prevalecientes en las áreas adyacentes. 5.4.2 Al término de la vida útil del sistema de conducción o de parte de éste, lo9s ductos podrán dejarse en el sitio, para lo que se deberá desalojar el producto que contenga el ducto, aislarse de cualquier servicio o suministro, limpiarse, taponearse en sus extremos haciendo un sello efectivo e inertizarse. 5.4.3 En el caso de que se retiren los ductos, se deberá cumplir con la legislación ambiental vigente para su manejo. NOM-129-SEMARNAT-2006 Redes de distribución de gas natural.- Que establece las especificaciones de protección ambiental para la preparación del sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono de redes de distribución de gas natural que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas e industriales, de equipamiento urbano o de servicios. 1.- OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN La presente Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones de protección ambiental para las actividades involucradas en las etapas de preparación del sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono, de redes de distribución de gas natural, que se ubiquen en zonas urbanas, suburbanas e industriales, de equipamiento urbano o de servicios. Es de observancia obligatoria para los distribuidores y las empresas que se dediquen a estas actividades. Las disposiciones de la presente Norma Oficial Mexicana, no son aplicables a aquellos proyectos de redes de distribución de gas natural que afecten áreas naturales protegidas o con vegetación forestal, selvas, vegetación de zonas áridas, ecosistemas costeros o de humedales, ni en los que se pretendan ubicar en zonas donde existan bosques, desiertos, sistemas ribereños, lagunares y en áreas consideradas como zonas de refugio y de reproducción de especies migratorias, en áreas que sean el hábitat de especies sujetas a protección especial, amenazadas, en peligro de extinción o probablemente extintas en el medio silvestre de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-059-semarnat-2001 que por su ubicación, dimensiones, características o alcances produzcan impactos ambientales significativos, causen desequilibrios ecológicos y rebasen los límites y condiciones establecidos en la presente Norma, y otros ordenamientos jurídicos locales aplicables. 2.- REFERENCIAS Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, procedimiento de identificación, clasificación y listado de los residuos peligrosos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 23 de junio de 2006. Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001. Protección ambiental – especies nativas de México de flora y fauna silvestres – categorías de riesgo y especificaciones para su



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inclusión, exclusión o cambio – lista de especies en riesgo, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de marzo de 2002. Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002. Distribución de Gas Natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 12 de marzo de 2003. 4. ESPECIFICACIONES 4.1. DISPOSICIONES GENERALES 4.1.1. El distribuidor o responsable del cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana, deberá presentar a la Secretaría o a la Delegación Federal de la SEMARNAT que corresponda, un Informe Preventivo, de conformidad con los artículos: 29 y 31 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, así como 29, 30, 31, 32 y 33 del Reglamento en materia de Evaluación del Impacto Ambiental. Esta Norma no exime de la presentación, en su caso, del Estudio de Riesgo Ambiental, de acuerdo con el artículo 147 de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, y del Programa para la Prevención de Accidentes correspondientes, de manera previa al inicio del proyecto. 4.1.2. Apegarse a lo establecido en las normas oficiales mexicanas y demás ordenamientos jurídicos en materia de protección al ambiente y otras aplicables al proyecto para la realización de sus obras y actividades. 4.1.3. El cumplimiento de la presente Norma no exime el cumplimiento de la norma NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural. 4.1.7. En caso de que durante las diferentes etapas de la instalación de la red de distribución de gas natural se generen residuos que por sus características se consideren como peligrosos de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-2005, deben protegerse y disponerse conforme a lo establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, su reglamento en materia de residuos peligrosos, la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y demás ordenamientos jurídicos aplicables. 4.1.8. Los residuos sólidos urbanos y los residuos de manejo especial generados en las diversas etapas de la instalación de la red de gas natural se deben depositar en contenedores con tapa, colocados en sitios estratégicos al alcance de los trabajadores, y trasladarse al sitio que indique la autoridad local competente para su disposición, con la periodicidad necesaria para evitar su acumulación, generación de lixiviados y la atracción y desarrollo de fauna nociva. Al terminar la obra y antes de iniciar la operación o al terminar cualquier trabajo de mantenimiento, la franja de afectación debe quedar libre de residuos sólidos urbanos y de manejo especial. 4.1.9. La apertura de zanjas deberá ajustarse a los trazos autorizados para evitar afectaciones diferentes a las presentadas en el Informe Preventivo 4.1.12. Deberán utilizarse los caminos de acceso ya existentes. En el caso excepcional de que sea imprescindible la apertura de nuevos caminos de acceso para llegar a las instalaciones, se debe procurar que éstos sean los estrictamente necesarios, con un ancho de corona máximo de 4.00 metros y longitud máxima de 500 metros, los cuales al término de la obra deberán ser inhabilitados y restaurar el área ocupada. Dichos caminos se diseñarán y construirán de forma que no se modifiquen los patrones originales de escurrimiento del agua, para evitar la erosión y los hundimientos del suelo. 4.1.14. Para la realización de las obras o actividades en cualquiera de las etapas del proyecto se debe usar agua tratada y/o adquirida (no potable). 4.1.15. En caso de que haya resultado suelo contaminado debido a los trabajos en cualquiera de las etapas del proyecto, se deberá proceder a la remediación del suelo conforme a la normatividad vigente aplicable.



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4.2. PREPARACION DEL SITIO Y CONSTRUCCION 4.2.1. En el caso del material excedente producto de la excavación de las zanjas que no sea utilizado para el relleno de las mismas, éste debe ser manejado y dispuesto en los sitios que indique la autoridad local competente. 4.2.2. No se podrán iniciar actividades en la franja de afectación del proyecto, sin antes contar con las autorizaciones correspondientes. 4.2.3. Para los materiales producto de la excavación que permanezcan en la obra se deberán aplicar las medidas necesarias para evitar la dispersión de polvos. 4.2.4. Se deben tomar las medidas preventivas para que en el uso de soldaduras, solventes, aditivos y materiales de limpieza, no se contamine el agua y/o suelo. 4.2.6. Se deben utilizar los caminos secundarios, brechas o terracerías ya establecidos en el sitio del proyecto, para permitir el acceso de maquinaria, con el fin de evitar la apertura de nuevos caminos y el derribo innecesario de la vegetación circundante. 4.2.7. Los sitios que hayan sido afectados por la instalación y construcción de la red de distribución, se deben restaurar a sus condiciones originales, urbanas y naturales, una vez concluidos los trabajos. 4.3. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 4.3.1. Cuando se realice la apertura de zanjas para el mantenimiento de la red de distribución, se deberá cumplir con lo establecido en el apartado 4.2 “Preparación del sitio y Construcción”. 4.4. ABANDONO DEL SITIO 4.4.1. Una vez que la red de distribución de gas natural o parte de ella deje de ser útil para los propósitos para los que fue instalada, el responsable debe tomar las medidas necesarias para eliminar el gas, evitar hundimientos y daños ambientales. Asimismo debe cumplir con la legislación y normatividad vigentes aplicables. 4.4.2. Cuando todas aquellas instalaciones superficiales, así como edificaciones dejen de ser útiles para los propósitos para los que fueron instalados, se procederá al desmantelamiento y/o demolición de ésta, restaurando dicho sitio a sus condiciones originales. Esto aplicará de igual forma en caso de que el promovente desista de la ejecución del proyecto. NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-003-SECRE-2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas natural). 1. Objeto Esta Norma establece los requisitos mínimos de seguridad que deben cumplir los sistemas de distribución de gas natural y gas Licuado de Petróleo por medio de ductos. 2. Campo de aplicación 2.1 Esta Norma es aplicable al diseño, construcción, pruebas, inspección, operación y mantenimiento de los sistemas de distribución de gas natural y de gas LP por medio de ductos



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(en lo sucesivo gas), desde el punto de entrega del proveedor o transportista hasta el punto de recepción del usuario final (cuadro 1). 2.2 Esta Norma establece los requisitos mínimos de seguridad para un sistema de distribución de gas. No pretende ser un manual de ingeniería. En lo no previsto por la presente Norma, se deberán aplicar las prácticas internacionalmente reconocidas.

CUADRO 1.- Campo de Aplicación de la Norma

3. Referencias La presente Norma se complementa con las normas oficiales mexicanas y normas mexicanas siguientes: NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural NOM-014-SCFI-1997, Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para gas natural o LP con capacidad máxima de 16 metros cúbicos por hora con caída de presión máxima de 200 Pa (20,4 mm de columna de agua). NOM-026-STPS-1998, Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. NMX-B-177-1990, Tubos de acero al carbón con o sin costura, negros y galvanizados por inmersión en caliente. NMX-E-043-2002, Industria del plástico. Tubos de polietileno (PE) para la conducción de Gas Natural (GN) y Gas Licuado de Petróleo (GLP). Especificaciones (Cancela a la NMX-E-43-1977). NMX-W-018-1995, Productos de cobre y sus aleaciones-Tubos de cobre sin costura para conducción de fluidos a presión-Especificaciones y métodos de prueba.



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NMX-W-101/1-1995, Productos de cobre y sus aleaciones-Conexiones de cobre soldables- Especificaciones y métodos de prueba. NMX-W-101/2-1995, Productos de cobre y sus aleaciones-Conexiones soldables de latón- Especificaciones y métodos de prueba. El contenido de las normas oficiales mexicanas NOM-006-SECRE-1999, Odorización del gas natural; NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas LP en ductos, se incorporan a la presente Norma en los Apéndices I, II y III, respectivamente. 5. Criterios de diseño de tuberías 5.1 Generalidades. 5.1.1 La tubería se debe seleccionar con el espesor de pared suficiente para soportar la presión de diseño de la red de distribución, y en su caso, para resistir cargas externas previstas. 5.1.2 La presión mínima de operación de una red de distribución debe ser aquella a la cual los usuarios reciban el gas a una presión suficiente para que sus instalaciones de aprovechamiento operen adecuada y eficientemente en el momento de máxima demanda de gas. 5.1.3 Cada componente de una tubería debe de resistir las presiones de operación y otros esfuerzos previstos sin que se afecte su capacidad de servicio. 5.1.4 Los componentes de un sistema de tuberías incluyen válvulas, bridas, accesorios, cabezales y ensambles especiales. Dichos componentes deben estar diseñados de acuerdo con los requisitos aplicables de esta Norma, considerando la presión de operación y otras cargas previstas. 5.1.5 Los componentes de un sistema de tuberías deben cumplir con lo siguiente: a) Las normas oficiales mexicanas, las normas mexicanas y en lo no previsto por ellas, con las prácticas internacionalmente reconocidas aplicables, y b) Estar libres de defectos que puedan afectar o dañar la resistencia, hermeticidad o propiedades del componente. 5.2 Tubería de acero. 5.2.1. Los tubos de acero que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-B-177-1990. El espesor mínimo de la tubería se calcula de acuerdo con la fórmula siguiente: t = P x D 2 x S x F x E x T Donde: t espesor de la tubería en milímetros; P presión manométrica de diseño en kPa; D diámetro exterior de la tubería en milímetros; S resistencia mínima de cedencia (RMC) en kPa; F factor de diseño por densidad de población; E factor de eficiencia de la junta longitudinal de la tubería, y T factor de corrección por temperatura del gas; T = 1 si la temperatura del gas es igual o menor a 393 K. 5.2.2 Factor de diseño por densidad de población “F”. El factor de diseño se selecciona en función de la clase de localización, el cual se debe emplear en la fórmula del inciso 5.2.1 de esta Norma. Dicho factor se encuentra en el cuadro 2.



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CUADRO 2 Factor de diseño por densidad de población (F)

Clase de localización F 1 0,72 2 0,60 3 0,50 4 0,40

5.2.2.1 Localización clase 1. El área unitaria que cuenta con diez o menos construcciones para ocupación humana. 5.2.2.2 Localización clase 2. El área unitaria con más de diez y hasta cuarenta y cinco construcciones para ocupación humana. 5.2.2.3 Localización clase 3. El área unitaria que cuenta con cuarenta y seis construcciones o más para ocupación humana. El tramo de una tubería clase 1 o 2 será reclasificado como clase 3 cuando el eje de dicho tramo se encuentre a una distancia igual o menor a 100 metros de: a) Una construcción ocupada por veinte o más personas, al menos 5 días en la semana, en 10 semanas en un periodo de 12 meses. Los días y las semanas no tienen que ser consecutivos, por ejemplo: escuelas, hospitales, iglesias, salas de espectáculos, cuarteles y centros de reunión; b) Un área al aire libre definida que sea ocupada por veinte o más personas, al menos 5 días a la semana, en 10 semanas en un periodo de 12 meses. Los días y las semanas no tienen que ser consecutivos, por ejemplo: campos deportivos, áreas recreativas, teatro al aire libre u otro lugar público de reunión, o c) Un área destinada a fraccionamiento o conjunto habitacional o comercial que no tenga las características de la clase 4. 5.2.2.4 Localización clase 4. El área unitaria en la que predominan construcciones de cuatro o más niveles incluyendo la planta baja, donde el tráfico vehicular es intensa o pesada y donde pueden existir numerosas instalaciones subterráneas. 5.2.3 El cuadro 3 presenta los valores de E para varios tipos de tubería.

CUADRO 3 Factor de eficiencia de la junta longitudinal soldada (E)

Clase de tubería E

Sin costura 1,00 Soldada por resistencia eléctrica 1,00

Soldada a tope en horno 0,60 Soldada por arco sumergido 1,00

Tubería sin identificación con diámetro mayor de 101 mm

0,80

Tubería sin identificación con diámetro menor de 101 mm

0,60

5.3 Tubería de polietileno. 5.3.1 Los tubos de polietileno que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-E-043-2002.



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5.3.2 Cuando se utilice tubería de polietileno para la conducción de gas, la máxima presión de operación de la tubería debe ser igual o menor a la presión de diseño, la cual se determina con alguna de las fórmulas siguientes:

P = 2sh x t/D-t x 0.32 ó

P = 2sh x 1/(SDR-1) x 0.32 Donde: P presión manométrica de diseño en kPa; Sh resistencia hidrostática a largo plazo en kPa, determinada a una temperatura de 296 K; 311 K; 322 K o 333 K. Para gas LP se debe aplicar el valor determinado a 333 K; t espesor de la tubería en milímetros, y D diámetro exterior de la tubería en milímetros. SDR relación del diámetro exterior promedio especificado entre el espesor de pared mínimo especificado. 5.3.3 Limitaciones de diseño de la tubería de polietileno: a) La presión de diseño no debe exceder la presión manométrica de 689 kPa, y b) No se debe usar tubería de polietileno cuando la temperatura de operación del material sea menor de 244 K, o mayor que la temperatura a la cual se determinó el valor resistencia hidrostática a largo plazo (Sh) que se aplicó en la fórmula del inciso 5.3.2 para calcular la presión de diseño. En ningún caso puede exceder 333 K. c) El espesor de pared de los tubos de polietileno no debe ser menor de 1,57 mm. 5.4 Tubería de cobre. 5.4.1 Los tubos de cobre que se utilicen en la red de distribución deben ser estirados en frío y deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-W-018-1995. 5.4.2 El espesor de pared de los tubos de cobre utilizados en la red debe cumplir con lo siguiente: a) Los tubos de cobre utilizados en tuberías principales y ramales deben tener un espesor mínimo de 1,65 mm, y b) Para tomas de servicio, se debe utilizar tubería de cobre de diámetro mayor o igual de 12,7 mm (½”) y cumplir con lo establecido en la Norma NMX-W-018-1995. 5.4.3 La tubería de cobre usada en líneas de distribución y tomas de servicio no puede ser usada bajo presiones que excedan los 689 kPa manométrica. 6. Materiales y equipo 6.1 Generalidades. Los materiales y equipos que forman parte de un sistema de distribución de gas natural deben cumplir con lo siguiente: 6.1.1 Mantener la integridad estructural del sistema de distribución bajo temperaturas y otras condiciones ambientales que puedan ser previstas y operar a las condiciones a que estén sujetos; 6.1.2 Ser compatibles químicamente con el gas que conduzcan y con cualquier otro material de la red de distribución con que tengan contacto, y 6.1.3 Ser diseñados, instalados y operados de acuerdo con las especificaciones contenidas en esta Norma. 6.2 Tuberías, válvulas y conexiones de acero. 6.2.1 Los tubos de acero que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-B-177-1990. 6.2.2 Se permite utilizar conexiones de acero al carbono, de acero forjado, con extremos soldables, bridados o roscados que permitan soportar la presión interna del gas y cualquier



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esfuerzo, vibración, fatiga o el propio peso de la tubería y su contenido. Las conexiones bridadas o roscadas no deben utilizarse en tuberías enterradas. 6.2.3 Las válvulas deben cumplir con los requisitos mínimos de seguridad establecidos en esta Norma, y en lo no previsto por ésta, deben cumplir con las prácticas internacionalmente reconocidas. No se deben utilizar válvulas bajo condiciones de operación que superen los regímenes de presión y temperatura establecidas en las especificaciones aplicables. 6.2.4 Las válvulas se deben probar de acuerdo con el desarrollo del sistema y antes del inicio de operaciones de una instalación, de acuerdo con las especificaciones del fabricante. 6.2.5 Las válvulas se deben probar conforme con lo siguiente: a) Cuerpo de la válvula. Con la válvula en posición “totalmente abierta”, se debe probar a una presión mínima de 1,5 veces la MPOP del sistema. Durante la prueba la válvula debe cumplir con las especificaciones del fabricante; b) Asiento de la válvula. Con la válvula en posición “totalmente cerrada” se debe probar a una presión mínima de 1,5 veces la MPOP del sistema. Durante la prueba la válvula debe cumplir con las especificaciones del fabricante, y c) Operación de la válvula. Después de completar la última prueba de presión, la válvula se debe operar para comprobar su buen funcionamiento. 6.2.6 Las bridas y sus accesorios deben cumplir con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, en lo no previsto por éstas, con las prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 6.2.7 Las bridas y elementos bridados deben satisfacer los requisitos establecidos en el diseño del sistema de distribución y mantener sus propiedades físicas y químicas a la presión y temperatura de operación del mismo. 6.3 Tuberías, válvulas y conexiones de polietileno. 6.3.1 Los tubos de polietileno que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-E-043-2002. 6.3.2 Las válvulas deben ser de cierre rápido, herméticas y con extremos soldables por termofusión o electrofusión y deben cumplir con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no previsto por éstas, con prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 6.3.3 Conexiones. 6.3.3.1 La pieza de transición acero-polietileno, es una conexión constituida por un extremo de polietileno y otro extremo de acero, y su diseño debe estar de conformidad con la normatividad internacional aplicable. 6.3.3.2 Las conexiones y accesorios que se utilicen en tubería de polietileno (tapones, coples, reducciones, tés) deben ser soldables por termofusión o electrofusión y cumplir con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no previsto por éstas, con prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 6.3.3.3 Las conexiones mecánicas pueden ser de unión roscada a compresión, o a compresión para utilizarse de acuerdo con lo indicado por el fabricante y certificado para su uso a las condiciones de operación, de conformidad con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no previsto por éstas, con prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 6.3.3.4 El permisionario debe tener registros de que los accesorios que se utilicen en la red cumplen con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas o prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 6.4 Tuberías, válvulas y conexiones de cobre.



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6.4.1 Los tubos de cobre que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-W-018-1995. 6.4.2 En las tuberías de cobre se deben utilizar conexiones que cumplan con las normas mexicanas NMX-W-101/1-1995 o NMX-W-101/2-1995. 6.4.3 Las válvulas que se utilicen en tuberías de cobre deben cumplir con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no previsto por éstas, con prácticas internacionalmente reconocidas aplicables. 7. Instalaciones 7.1 Estaciones de regulación y estaciones de regulación y medición. 7.1.1 La capacidad de las estaciones se debe determinar con base a la demanda máxima y en las presiones de entrada y salida del sistema. 7.1.2 Las estaciones se deben instalar en sitios que cumplan con las condiciones siguientes: a) En lugares abiertos en ambiente no corrosivo y protegidos contra daños causados por agentes externos, por ejemplo, impactos de vehículos y objetos, derrumbes, inundación, tránsito de personas o en registros subterráneos que cumplan con los requisitos del párrafo 7.2 de esta Norma. b) A una distancia mayor de tres metros de cualquier fuente de ignición. c) Estar protegidos contra el acceso de personas no autorizadas por medio de un cerco de tela ciclón, gabinete u obra civil con ventilación cruzada cuando tengan techo y espacio suficiente para el mantenimiento de la estación. d) Ser accesible directamente desde la vía pública con objeto de que el distribuidor pueda realizar sus tareas de operación y mantenimiento. En todo caso, el distribuidor podrá pactar con el usuario la forma de acceso. 7.1.3 No está permitido instalar estaciones en los lugares siguientes: a) Bajo líneas de transmisión o transformadores de energía eléctrica. Como mínimo deben estar a una distancia de tres metros de la vertical de dichas líneas; si esta distancia no se puede cumplir se debe proteger la estación. En lugares donde el gas pueda migrar al interior de edificios, por ejemplo: bajo alguna ventana de planta baja o tomas de aire de ventilación o acondicionamiento de aire o en cubos de luz, de escaleras, de servicios de los edificios. Como mínimo deben estar a una distancia de un metro al lado de puertas y ventanas. c) En lugares cubiertos o confinados junto con otras instalaciones. 7.1.4 Las estaciones deben estar compuestas al menos por una línea de regulación y una línea de desvío. Estas líneas deben cumplir con los requisitos siguientes: a) La línea de regulación debe contar con el regulador de presión y válvulas a la entrada y a la salida para aislar dicha línea. b) Si la presión de operación de entrada a la línea de regulación es menor o igual a 410 kPa, dicha línea debe tener un elemento de seguridad por sobrepresión. c) Si la presión de operación de entrada de la línea de regulación es mayor de 410 kPa, el distribuidor es responsable de determinar los elementos de protección contra sobrepresión y baja presión de dicha línea; estos elementos pueden ser uno o más, entre otros, válvulas de corte automático, válvulas de alivio o regulador monitor. d) La línea de desvío debe contar al menos con una válvula de bloqueo o de regulación manual. 7.1.5 La estación debe tener válvulas de bloqueo de entrada, fácilmente accesibles a una distancia que permita su operación segura para aislar dicha estación en una emergencia. 7.1.6 Las estaciones deben contar con un dispositivo de desfogue que cumpla con lo siguiente: a) Estar construido en sus interiores con materiales anticorrosivos.



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b) Estar diseñado e instalado de manera que se pueda comprobar que la válvula no está obstruida. c) Tener válvulas con asientos que estén diseñados para no obstaculizar la operación del dispositivo. d) Contar con una tubería de salida con un diámetro no menor al diámetro de salida del dispositivo de desfogue, y de altura adecuada para conducir el gas a una zona segura para su dispersión en la atmósfera. Dicha tubería debe ser diseñada de manera que no permita la entrada de agua de lluvia, hielo, nieve o de cualquier material extraño que pueda obturarla y debe quedar sólidamente soportada. 7.1.7 La instalación de la estación debe estar protegida con recubrimientos anticorrosivos adecuados al entorno. 7.1.8 La estación debe estar aislada eléctricamente de las tuberías de entrada y salida, si éstas cuentan con protección catódica. 7.1.9 El aislamiento de los elementos metálicos de las estaciones, debe cumplir con lo establecido en el párrafo 3.4 del Apéndice II de esta Norma, “Control de la corrosión externa en tuberías enterradas”. 7.1.10 Las tuberías de las estaciones deben de someterse a una prueba de hermeticidad, según se indica en la párrafo 10.6 de esta Norma, antes de entrar en operación. 7.1.11 Las estaciones deben tener colocado en un lugar visible, un letrero que indique el tipo de gas que maneja, el nombre de la compañía distribuidora, el número telefónico de emergencia y la identificación de la estación. 7.2 Registros. 7.2.1 Los registros que se construyan para la instalación de válvulas, estaciones de regulación y puntos de medición o monitoreo, deben soportar las cargas externas a las que pueden estar sujetos. 7.2.2 El tamaño de los registros debe ser adecuado para realizar trabajos de instalación, operación y mantenimiento de los equipos. 7.2.3 Se pueden instalar válvulas alojadas en registros las cuales se accionan desde el exterior o en el interior del mismo. 7.2.4 En los registros se deben anclar y soportar las válvulas o utilizar tubería de acero a fin de soportar el peso de la válvula y el esfuerzo de torsión que provoca el accionar ésta, sólo se podrá utilizar tubería de polietileno cuando se usen válvulas del mismo material. 7.2.5 Los registros se deben localizar en puntos de fácil acceso, debidamente protegidos y deben ser para uso exclusivo del servicio de gas. 7.2.6 Los registros con un volumen interno mayor a seis metros cúbicos deben contar con ventilación que evite la formación de atmósferas explosivas en su interior. La ventilación para que los gases descargados se disipen rápidamente debe ser instalada en sitios donde no pueda dañarse. 7.2.7 Los ductos de ventilación se deben instalar en sitios seguros para evitar ser dañados con el fin de que los gases descargados se dispersen rápidamente. El distribuidor debe mantener funcionando el sistema de ventilación. 7.2.8 Los registros deben contar con drenaje propio, y éste puede ser un pozo de absorción o cárcamo. Asimismo, no deben estar conectados a la red de drenaje público. 7.2.9 Cada registro de válvulas desactivado se debe llenar con un material compacto adecuado, por ejemplo, arena, tierra fina, entre otros. 7.3 Válvulas de seccionamiento y control. 7.3.1 En los sistemas de distribución se deben instalar válvulas de seccionamiento, las cuales deben estar espaciadas de tal manera que permitan minimizar el tiempo de cierre de una sección



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del sistema en caso de emergencia. El distribuidor debe determinar estratégicamente el espaciamiento de las válvulas con el objeto de controlar las diversas áreas del sistema. 7.3.2 El distribuidor debe elaborar planos que indiquen la ubicación de las válvulas de seccionamiento de cada uno de los sectores que conforman el sistema de distribución. Estos planos se deben actualizar conforme a los cambios realizados al sistema y estar disponibles para su consulta e inspección por parte de la Comisión. 7.3.3 La instalación de válvulas es obligatoria en los casos siguientes: a) Cuando exista una línea de puenteo; b) A la entrada y salida de las estaciones de regulación y de regulación y medición, y c) Cuando se instalen manómetros. 7.3.4 Las válvulas de seccionamiento se deben localizar en lugares de fácil acceso que permitan su mantenimiento y operación en caso de emergencia. 7.4 Medidores 7.4.1 Los medidores que se utilicen para el suministro de gas a los usuarios deben cumplir con lo estipulado por la LFMN. 7.4.2 Los medidores que el distribuidor instale en el domicilio de los usuarios de servicio residencial para suministrar gas deben cumplir con la NOM-014-SCFI-1997. 7.4.3 Los medidores de gas deben contar con un certificado de calidad emitido por el fabricante. 7.4.4 Los medidores deben operarse de acuerdo con las condiciones indicadas del fabricante. No se debe exceder la presión de operación máxima indicada por el fabricante 7.4.5 Los medidores deben colocarse en lugares con ventilación adecuada para evitar que se acumule gas en caso de fuga y de fácil acceso para atención de emergencia, revisión, lectura, reemplazo y mantenimiento. 7.4.6 Se debe instalar una válvula de corte de servicio en la entrada de gas de cada medidor. 7.4.7 Se deben realizar pruebas de hermeticidad de las tuberías antes de instalar los medidores. 7.4.8 Los medidores que se instalen en líneas que operen a una presión de 410 kPa o mayor, se deben proteger con una válvula de seguridad o por cualquier otro medio que evite una presión mayor a la presión de operación del medidor. Para tal efecto se puede utilizar un regulador con válvula de seguridad integrada. 7.4.9 Los medidores deben contar con un soporte que evite deformaciones en la tubería de entrada y/o de salida, en caso necesario. 7.4.10 Cuando existan varios medidores en un espacio reducido cada uno se debe identificar con el usuario correspondiente. 7.4.11 Calibración. Se debe programar y llevar a cabo la calibración de los medidores utilizados en el sistema de distribución, de acuerdo con lo establecido en la LFMN. 8. Construcción de la red de distribución 8.1 Obra civil 8.1.1 La red de distribución se debe construir enterrada a las profundidades establecidas en el cuadro 5 (cinco) siguiente:

CUADRO 5 Profundidad mínima del lomo de la tubería al nivel de piso terminado

Ubicación Excavación normal

(cm)

Excavación en roca (cm)

En general



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-Tubería hasta 508 mm (20 pulg) de diámetro -Tubería > 508 mm (20 pulg) de diámetro

60 75

45 60

En derechos de vía, de carreteras o ferrocarriles 75 60 Cruzamientos de carreteras 120 90

Cruzamientos de ferrocarriles (ver 8.1.2): -Tubería encamisada

-Tubería sin encamisar

120 200

120 200

Cruces de vías de agua 120 60 Bajo canales de drenaje o irrigación 75 60

8.1.2 En el caso de cruzamientos de ferrocarril, carreteras u obras especiales, la instalación de las tuberías se debe sujetar a las normas oficiales mexicanas o, en ausencia de éstas, a las especificaciones técnicas aplicables que haya emitido la autoridad competente. Cuando no existan tales especificaciones, se deberá cumplir con las prácticas internacionalmente reconocidas. 8.2 Separación de tuberías 8.2.1 Las tuberías principales y ramales de distribución deben estar separadas como mínimo a 30 (treinta) centímetros del límite de propiedad. Para tuberías mayores de 254 mm, la distancia debe ser 50 (cincuenta) centímetros. 8.2.2 La separación mínima entre la tubería y otras estructuras subterráneas paralelas o cruzadas, debe ser de 30 (treinta) centímetros como mínimo para prevenir daños en ambas estructuras. En el caso de estructuras preexistentes a las tuberías de gas, o cuando no sea posible conservar dicha separación entre la tubería y otras estructuras subterráneas, o bien cuando la experiencia y las prácticas prudentes de ingeniería aconsejen un incremento cautelar de la protección entre las tuberías y conductos subterráneos, deberán instalarse conductos, divisiones o protecciones constituidas por materiales de adecuadas características térmicas, dieléctricas e impermeabilizantes que brinden la protección más viable y segura. En último caso, las partes podrán solicitar la intervención de las autoridades competentes para determinar la solución más factible. 8.2.3 Para tuberías de polietileno, la separación mínima debe ser suficiente para mantener la temperatura de operación de dicha tubería dentro del límite permitido, en caso de que la otra estructura emita calor (ductos con conductores eléctricos, vapor y agua caliente). En particular, se deben tomar precauciones para aislar la tubería de gas de cualquier fuente de calor a través del método que resulte más idóneo en función del riesgo que represente la instalación. En el caso de estructuras preexistentes a las tuberías de polietileno, se debe observar lo establecido en el inciso 8.2.2 anterior. 8.3 Procedimiento 8.3.1 El distribuidor es responsable de aplicar el método adecuado para enterrar la tubería cumpliendo con todas las medidas de seguridad requeridas por esta norma y por las autoridades competentes. 8.3.2 Antes de iniciar las obras de construcción de la red, el distribuidor se debe comunicar con la autoridad local competente, con el objeto de obtener el permiso aplicable e información relativa a la localización de otros servicios públicos y anticipar la ruta de las tuberías de gas con el objeto de minimizar la afectación de esos servicios y, en su caso, contactar a las compañías



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responsables de proveer dichos servicios para disponer de la información de los servicios existentes. 8.3.3 Si durante la excavación para el tendido de la tubería del sistema de distribución se encuentran en el subsuelo derrames de combustibles líquidos, por ejemplo, gasolina, diesel, etc., o concentración de sus vapores, el distribuidor debe dar aviso a la autoridad competente antes de continuar con los trabajos de construcción. 8.4 Excavación de zanjas. 8.4.1 La excavación de la zanja que aloja la tubería principal de distribución y sus ramales, debe cumplir con los requerimientos de ancho, profundidad y separación de la tubería para su debida instalación. 8.4.2 Antes de colocar la tubería en la zanja, ésta debe estar limpia, libre de basura, escombro, materiales rocosos o cortantes que pudieran ocasionar daños a las tuberías. 8.4.3 La superficie del fondo de la zanja se debe emparejar y afinar de tal manera que permita un apoyo uniforme de la tubería. 8.4.4 El distribuidor es responsable de aplicar el método adecuado para rellenar las zanjas y proteger la tubería contra daños mecánicos, para que el nivel de piso original permanezca sin alteración. 8.4.5 En caso de suelo rocoso, la zanja se debe rellenar inicialmente con una capa de 10 cm de cualquiera de los materiales siguientes: a) Material producto de la excavación; éste debe estar limpio, libre de basura, escombro, materiales rocosos o cortantes que pudieran ocasionar daños a las tuberías, o b) Material procedente de banco de materiales como arena, tierra fina o cualquier otro material similar que proteja la tubería. 8.5 Reparación de pisos terminados. Los pisos terminados tales como pavimento asfáltico, concreto hidráulico, empedrados, adoquinados, banquetas, guarniciones y andadores, que hayan sido afectados por las actividades realizadas para enterrar la tubería, se deben reparar de manera que el piso reparado tenga la misma apariencia y propiedades que tenía el piso original. 8.6 Señalización en los sistemas de distribución. 8.6.1 Señalización de tuberías de distribución. a) Tuberías enterradas en vía pública: Estos señalamientos se deben efectuar sobre el trazo de las tuberías que trabajan a más de 689 kPa a una distancia máxima de 100 (cien) metros. Los señalamientos seleccionados no deben interferir la vialidad de vehículos y peatones, dichos señalamientos en tuberías enterradas en los cruces de carreteras o vías de ferrocarril, se deben colocar en ambos lados del trazo de la tubería; b) En caso de tuberías enterradas en localización clase 1 (uno) y 2 (dos), éstas podrán señalizarse por medio de postes de concreto o acero y con letreros alusivos al contenido de la tubería “Gas Natural” y precautorios como “No excavar o hacer fuego” y con el número telefónico de emergencias de la compañía distribuidora. La compañía distribuidora debe tener planos definitivos de construcción actualizados de la re referenciados a puntos fijos de la ciudad o a sistemas de ubicación electrónica; c) Tuberías o instalaciones superficiales deben estar señalizadas de acuerdo con la NOM-026-STPS-1998 y con letreros de advertencia con las características indicadas en el inciso b); d) Señalamientos de advertencia. Se deben instalar en ambos lados de la tubería señalamientos con un fondo de color contrastante que indique lo siguiente: “Tubería de alta o baja presión bajo



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tierra”, “No cavar”, “Ancho de la franja de desarrollo del sistema”, “Teléfonos, código del área y nombre de la instalación para casos de emergencia” y el “Nombre y logotipo del Distribuidor”, y e) Cinta de advertencia: a una distancia sobre la tubería enterrada y antes de tapado total de la zanja se debe colocar una banda o cinta de advertencia que indique la presencia de una tubería enterrada de gas bajo ésta. 8.6.2 Señalización durante la construcción. Al realizar trabajos de construcción o mantenimiento en el sistema de distribución o al concluir la jornada de trabajo se deben colocar señalamientos visibles con indicaciones de advertencia sobre la existencia de la zanja y de la tubería de gas. Los letreros deben indicar el nombre del distribuidor y/o del constructor, los números telefónicos para atender quejas. El distribuidor debe acordonar el área para prevenir al público en general sobre dichos trabajos. 8.7 Instalación de tubería de acero. 8.7.1 Tendido. La tubería y materiales empleados en la construcción se deben manejar cuidadosamente, tanto en la carga como en la descarga para evitar dañarlos, especialmente, al bisel de la tubería y al recubrimiento anticorrosivo de la misma. 8.7.2 Doblado. El procedimiento mecánico para doblar la tubería se debe efectuar por medio de un proceso en frío para evitar una deformación en la sección circular del tubo. 8.7.3 Al efectuar un doblez en el tubo es necesario observar lo siguiente: a) El diámetro exterior del tubo no se debe reducir en cualquier punto más del 2,5% del diámetro nominal; b) El doblez no debe perjudicar o limitar la funcionalidad de la tubería; c) El cordón longitudinal de la tubería debe estar cerca del eje neutro del doblez; d) El radio del doblez del eje de la tubería debe ser igual o mayor a 18 veces el diámetro exterior de la tubería; e) La tubería no se debe doblar en un arco mayor de 90º (noventa grados); f) El doblez debe presentar un contorno suave y estar libre de arrugas, grietas, o cualquier otro daño, y g) La curva no debe estar a una distancia menor de 1,8 (metros de los extremos de la tubería, ni a una distancia menor de un metro de la soldadura de campo. 8.7.4 Limpieza. El cuerpo y los biseles de los tubos se deben inspeccionar antes de iniciar los trabajos de soldadura y aplicación del recubrimiento. Los biseles de los tubos se deben limpiar para eliminar cualquier material extraño a éstos. Durante esta operación se debe verificar que el tubo no presente fisuras u otros defectos. Aquellos tubos que se encuentren dañados se deben reparar o, en su caso, reemplazar. Durante la alineación de la tubería y antes de iniciar la soldadura, se debe limpiar el interior de cada tramo para eliminar residuos y objetos extraños. 8.7.5 Soldadura. El personal que realice trabajos de soldadura se debe calificar de conformidad con lo establecido en las normas oficiales mexicanas o, en caso de no existir éstas, en la normatividad aplicable. 8.7.6 Procedimientos. Los procedimientos de aplicación de soldadura se deben realizar de conformidad con lo establecido en las normas oficiales mexicanas o, en caso de no existir éstas, en la normatividad aplicable. 8.7.7 Requisitos generales para realizar trabajos de soldadura: a) Los trabajos de soldadura se deben realizar por un soldador calificado que tenga conocimiento y experiencia en los procedimientos de soldadura de conformidad con la normatividad aplicable. La calificación de los procedimientos de soldadura se debe determinar con pruebas destructivas establecidas en dicha normatividad, y



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b) Cada procedimiento de soldadura se debe registrar con todo detalle en la bitácora de construcción del distribuidor, incluyendo los resultados de las pruebas de calificación del técnico soldador. Dicho registro se debe llevar a cabo y conservar siempre que se utilice cualquiera de los procedimientos seleccionados de soldadura. 8.7.8 Calificación de técnicos soldadores: a) Un técnico soldador se calificará de acuerdo con la normatividad aplicable; b) Un técnico soldador se podrá calificar para realizar soldaduras en tubos que van a operar a una presión que produce un esfuerzo tangencial menor al 20% de la RMC, si realiza una prueba de soldadura y ésta es aceptable de acuerdo con el procedimiento de soldadura seleccionado, de conformidad con lo establecido en la normatividad aplicable. Un técnico soldador que realice soldaduras en conexiones de tuberías de servicio a tuberías principales debe realizar una prueba de soldadura como parte de la prueba de calificación. El resultado de la prueba de soldadura debe ser aprobado por personal calificado de la compañía distribuidora, y c) La calificación de los soldadores debe ser avalada por personal competente que tenga los conocimientos y experiencia adecuados para realizar y calificar dichos trabajos de soldadura. Después de la calificación inicial, un técnico soldador no podrá realizar soldaduras a menos que: i) Se haya recalificado, por lo menos una vez cada año, o ii) Que dentro de los siete y medio meses anteriores, pero por lo menos dos veces al año, haya realizado: 1. Trabajos de soldadura que hayan sido probados y encontrados aceptables de acuerdo con las pruebas de calificación, o 2. Para los soldadores que solamente trabajan en tuberías de servicio de 50 mm de diámetro o menores, se les hayan evaluado dos muestras de soldaduras, encontrándolas aceptables de acuerdo a las prácticas comunes en la industria y a la normatividad aplicable. 8.7.9 Restricciones a las actividades de los soldadores: a) Ningún técnico soldador debe realizar soldaduras relativas a un procedimiento preestablecido a menos que, dentro de los 6 meses anteriores, haya realizado soldaduras que hubieran requerido la aplicación de dicho procedimiento, y b) Un técnico soldador que haya sido calificado no puede prestar los servicios correspondientes a menos que dentro de los 6 meses anteriores haya pasado una prueba de soldadura de conformidad con la normatividad aplicable. 8.8 Protección contra corrosión en tuberías de acero. 8.8.1 Para el control de la corrosión externa en sistemas de tuberías de acero que estén enterradas, sumergidas, o expuestas a la intemperie, se debe cumplir con lo establecido en el Apéndice II de esta norma. 8.8.2 El recubrimiento aplicado para evitar la corrosión externa debe cumplir con lo establecido en el Capítulo 3 del Apéndice II de esta norma. 8.8.3 El distribuidor debe elaborar planos en los que se indique el tipo de elementos utilizados en la protección catódica. 8.9 Instalación de tubería de polietileno. 8.9.1 Generalidades. 8.9.1.1 Se debe utilizar la tubería de polietileno de acuerdo con la NMX-E-043-2002.



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8.9.1.2 En el lugar de trabajo, cada rollo o tramo de tubería de polietileno se debe revisar visualmente para verificar que no tenga defectos que puedan afectar sus propiedades funcionales, la tubería se debe revisar antes de bajarla a la zanja para su instalación final. 8.9.1.3 La tubería de polietileno debe de estar enterrada o protegida de los rayos ultravioleta y daños mecánicos, durante el almacenamiento e instalación. 8.9.1.4 Daños, defectos o reparaciones. Las tuberías que presenten hendiduras o rayones mayores del 10% del espesor de pared o cualquier otro daño deben ser reparadas eliminando la parte dañada. 8.9.2 Uniones. 8.9.2.1 Conexiones de polietileno. Los procedimientos que se deben utilizar para efectuar las uniones de la tubería de polietileno con las conexiones son termofusión, electrofusión o medios mecánicos. No se debe unir tubería de polietileno por medio de uniones roscadas o fusión por flama abierta. Las uniones en tuberías de polietileno deben resistir las fuerzas longitudinales causadas por la contracción de las tuberías o por tensión provocada por cargas externas. 8.9.2.2 Cuando se realicen trabajos de fusión en condiciones climatológicas adversas tales como lluvia, tolvanera o tormenta de arena, se deben utilizar cubiertas o medios de protección adecuados. 8.9.2.3 En la electrofusión se pueden soldar dos SDR diferentes o dos resinas diferentes. 8.9.2.4 En la termofusión no se pueden soldar dos SDR diferentes o dos resinas diferentes. 8.9.2.5 Debe estar disponible una copia de los procedimientos para realizar las uniones en tuberías de polietileno para las personas que las efectúan e inspeccionan. 8.9.3 Capacitación. El personal que realice uniones en tuberías y conexiones de polietileno debe demostrar su capacidad y experiencia en este campo en conformidad con prácticas internacionalmente reconocidas. 8.9.4 Recalificación. Un técnico soldador de tubería y conexiones de polietileno se debe recalificar si: a) No ha realizado ninguna unión en los seis meses anteriores; b) Tiene tres fallas consecutivas que resulten inaceptables, y c) Cuando termine la vigencia de su certificado. 8.10 Instalación de tubería de cobre. 8.10.1 La tubería de cobre se puede instalar enterrada o arriba de la superficie del suelo. No se debe utilizar tubería de cobre cuando exista riesgo de daño mecánico en el lugar donde se va a instalar. 8.10.2 Las uniones de tubería de cobre rígido deben ser enchufadas y soldadas por capilaridad con soldadura fuerte de aleaciones de plata o de cobre fosforado. 8.10.3 La aleación utilizada debe tener un punto de fusión arriba de 811 K y no debe contener más de 0,05% de fósforo. 8.10.4 El personal que realice uniones en tuberías de cobre debe demostrar su capacidad y experiencia en ese campo en conformidad con prácticas internacionalmente reconocidas. 8.10.5 No están permitidas las uniones a tope ni roscadas. 8.10.6 Para conectar válvulas o accesorios roscados se puede utilizar tubo de cobre roscado, siempre que el espesor de pared del tubo utilizado sea equivalente al tubo de acero cédula 40 de tamaño comparable. 8.10.7 En tuberías enterradas deben tomarse las medidas necesarias para prevenir la corrosión por acción del par galvánico cuando el cobre es unido al acero u otro metal con menor potencial. 8.10.8 En su caso, las tuberías de cobre deben protegerse, contra la acción de agentes corrosivos agresivos (ácidos o alcalinos).



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9. Tomas de servicio 9.1 Las tomas de servicio se deben conectar en la parte superior o a un costado de la tubería del ramal de suministro, pero nunca en la parte inferior. 9.2 Las tomas de servicio se deben instalar enterradas a 60 cm de profundidad como mínimo en propiedad privada y banquetas. Cuando esto no sea posible, la toma de servicio se debe proteger mediante una camisa resistente a las cargas externas previstas. 9.3 No se permite la instalación de tomas de servicio que pasen por debajo de una construcción. 9.4 La salida de la toma de servicio debe quedar en un lugar determinado por el distribuidor de manera que los equipos de medición, regulación y corte sean accesibles para el distribuidor. 9.5 Cuando una toma de servicio no quede conectada a la instalación de aprovechamiento se debe colocar en su extremo una válvula con un tapón hermético que no dañe la tubería al colocarlo ni al quitarlo. 9.6 Las tomas de servicio pueden ser de tubería de acero, cobre rígido o polietileno. 9.7 Las tomas de servicio de acero se deben proteger de la corrosión de acuerdo con el párrafo 8.8 de esta Norma. 9.8 Las tomas de servicio de polietileno deben cumplir con lo siguiente: a) Se deben conectar al ramal de suministro mediante una junta mecánica diseñada e instalada para soportar los esfuerzos causados por la contracción y expansión de la tubería y por cargas externas. b) Se debe proteger del esfuerzo cortante causado por asentamiento del suelo. c) Para conectarse a la estación de medición y regulación del usuario arriba de la superficie del suelo, se debe cambiar por tubería metálica o protegerla la tubería de polietileno contra daños mecánicos y rayos ultravioleta con una camisa desde su nivel enterrado hasta la conexión con la estación de medición y regulación. 9.9 Las tomas de servicio para edificios con múltiple de medición en azoteas deben cumplir con lo siguiente: a) Se puede usar tubería de acero y/o de cobre adosada en forma visible a las paredes del edificio en posición vertical y horizontal. No se permite la instalación de tomas de servicio ocultas en las paredes ni que pasen por debajo ni por el interior de edificios. b) Las tuberías verticales que salen del piso deben ser de acero o de cobre protegido contra daños mecánicos al menos 2 metros sobre el nivel del piso. c) Deben tener una válvula de corte a la entrada del gas junto al edificio dentro de un registro enterrado o en la tubería vertical a una altura máxima de 1,8 metros del nivel de piso. d) Las tuberías verticales se deben sujetar con abrazaderas con material aislante, espaciadas como máximo a 3 metros. e) Las tuberías horizontales deben quedar soportadas para evitar flambeo o flexión. El máximo espaciamiento entre soportes debe ser de acuerdo al cuadro 6.

CUADRO 6 Espaciamiento entre soportes

Diámetro nominal mm (pulg)

Espaciamiento máximo m

12,7 (1/2) 15,9 (5/8) y 19 (3/4)

25 (1) y mayores

1,2 1,8 2,4



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10. Inspección y pruebas 10.1 Inspección. Se debe realizar una inspección visual durante el desarrollo de los trabajos en todos los frentes, como son: excavación, alineado y soldado, recubrimiento y bajado y relleno de zanja de acuerdo a los procedimientos y a la normatividad existente. Esta inspección la debe realizar el personal calificado del distribuidor. El personal calificado del distribuidor debe ordenar la corrección y reparación de las anomalías encontradas durante esta inspección. 10.2 Las pruebas no destructivas para comprobar la integridad de una soldadura se deben realizar por métodos radiográficos, que muestren los defectos que puedan afectar dicha integridad. 10.3 En casos especiales se podrán utilizar otros métodos no destructivos tales como: partículas magnéticas, ultrasonido y líquidos penetrantes. 10.4 Cuando se requieran pruebas no destructivas de las uniones soldadas durante el día, el supervisor de la obra seleccionará, aleatoriamente, un porcentaje de las soldaduras que se deben probar, de acuerdo a lo siguiente: a) En clase de localización 1 por lo menos el 10%; b) En clase de localización 2 por lo menos el 15%; c) En clases de localización 3 por lo menos el 40%; d) En clases de localización 4 el 75%; e) En cruces con ferrocarriles, carreteras, cuerpos de agua e instalaciones superficiales el 100%, y f) Todo lo anterior aplica para tuberías de diámetro mayor a 50 mm. 10.5 Una soldadura se aprueba cuando ha sido inspeccionada visualmente o probada de manera no destructiva, por personal calificado, de acuerdo a la normatividad aplicable. 10.6 Prueba de hermeticidad. 10.6.1 Generalidades. a) Toda tubería que conduzca gas debe ser objeto de una prueba de hermeticidad antes de ser puesta en servicio, dicha prueba debe ser realizada por personal capacitado; b) Para efectuar las pruebas de hermeticidad se debe utilizar agua, aire o gas inerte. Sólo el distribuidor puede autorizar a realizar estas pruebas a la presión de operación con gas natural. Se prohíbe el uso de oxígeno como elemento de prueba; c) La prueba de hermeticidad para la unión de conexiones a las ampliaciones del sistema con las tuberías existentes o por reparaciones a las mismas, se podrá probar a la presión de operación con la unión descubierta y mediante la aplicación de jabonadura en la misma, y d) El extremo de la toma de servicio debe quedar obturado por medio de una brida ciega o tapón roscado para efectuar la prueba de hermeticidad. 10.6.2 Se debe de llevar un registro de las pruebas de hermeticidad realizadas, con el objeto de dejar constancia escrita de las mismas con ayuda de los registradores gráficos adecuados de presión y temperatura. 10.6.2.1 Los equipos utilizados para determinar la variación de la presión y temperatura deben tener un certificado de calibración vigente para la prueba. 10.6.2.2 Al término de la prueba no debe existir cambio en la presión, por lo que se considera que la instalación es hermética. La variación de presión admisible es la atribuible a una variación en temperatura al cerrar la gráfica, esta variación debe demostrarse mediante el cálculo



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matemático correspondiente. En caso contrario, el sistema se debe revisar hasta eliminar las fugas repitiendo la prueba hasta lograr la hermeticidad del mismo. 10.6.2.3 La gráfica debe ser firmada por el representante del Distribuidor, el representante de la constructora y la Unidad de Verificación, al reverso de la misma se debe indicar, el resultado, hora y la fecha en que se realizó la prueba, así como la identificación del tramo de línea y material o sistema de distribución probado. 10.6.2.4 Para tomas de servicios residenciales en cobre, acero o polietileno, la prueba de hermeticidad puede no ser avalada por la Unidad de Verificación. 10.6.2.5 Las pruebas se harán en las condiciones que se describen en las tablas siguientes:

CUADRO 7 Pruebas de Hermeticidad

Red de Acero Presión de operación

y diámetro Pruebas a soldadura

y/o conexiones

Fluido de prueba

Duración y presión

de prueba

Instrumento

Para esta clasificación se

debe cumplir con: - Menor o igual a 410

kPa, - Diámetro igual o

menor a 100 mm

- Longitud igual o menor a

100 metros, en tubería no

enterrada

Radiografía: 100% y aplicación

de jabonadura

10.6.1, inciso b)

1,5 veces la presión de

operación por el tiempo que

dure la verificación de las

soldaduras con jabonadura

Manómetro

Igual o menor a 410 kPa

Radiografía: Según punto 10.4

10.6.1, inciso b)

24 hrs a 1,5 veces la

Presión de operación

Manógrafo y Termógrafo

Mayor a 410 kPa Radiografía: Según punto 10.4

Agua 24 hrs a 1,5 veces la

Presión de operación


RED DE POLIETILENO

Presión de operación y diámetro

Pruebas a soldadura

y/o conexiones

Fluido de prueba Duración y presión

de prueba

Instrumento

Para esta clasificación se

debe cumplir con: - Menor o igual a 410

kPa - Diámetro igual o

menor a 110 mm

- Longitud igual o menor a

100 metros a tubería descubierta durante el

Aplicación de jabonadura

10.6.1, inciso b) 1,5 veces la Presión de

operación por el tiempo que dure la verificación de

las soldaduras con jabonadura.

Manómetro de la red



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tiempo de la prueba Igual o menor a 410

kPa Aplicación de

jabonadura Aire o gas inerte 24 hrs a 1,1 veces

la presión de operación


Mayor a 410 kPa e Igual o menor a 689

kPa


10.6.1, inciso b) Con agua, 24 hrs a 1,5 veces la

presión de operación;

Con aire o gas inerte, 24 hrs a

1,1 veces la presión de operación.


ACOMETIDA O TOMA DE SERVICIO

Presión de operación y diámetro

Pruebas a soldadura

y/o conexiones

Fluido de prueba Duración y presión

de prueba

Instrumento

Acero a presión igual o menor a 410 kPa y

Diámetro mayor a 50 mm (2 pulg)

Longitudes mayores a 20 m.

Igual que el anterior, pero con longitudes

menores a 20 m.

Radiografía: según

párrafo10.4

Aire o gas inerte 8 horas a 1,1 veces la presión

de operación.



Aire o gas inerte o gas

natural, de acuerdo

con 10.6.1

8 horas a la presión de operación

Manómetro

Acero a presión igual o menor a 410 kPa,

Diámetro menor a 50 mm (2 pulg)

Radiografía: según párrafo

10.4

Aire o gas inerte 15 Minutos a 1,1 veces la presión

de operación.

Manómetro

Acero a presión mayor de 410 kPa

Radiografía: según párrafo

10.4

10.6.1, inciso b) 8 hrs a 1,5 veces la presión de operación.


Polietileno a presión igual o menor de 410

kPa


Aire o gas inerte 15 Minutos a 1,1 veces la presión

de operación.

Manómetro

Polietileno a presión mayor a

410 kPa e Igual o menor a 689 kPa


10.6.1, inciso b) 8 hrs a 1,5 veces la

Presión de operación.


Cobre, igual o menor a 410 kPa


Aire o gas inerte 15

15 Minutos a 1,1 veces la presión

de operación.

Manómetro

10.6.3 La prueba de hermeticidad de las tuberías de estaciones de regulación y de regulación y medición se harán sin instrumentos de control y medición y de acuerdo con el cuadro 7 anterior, según aplique, para detección de fallas en uniones o en soldaduras. Una vez que se conecten los instrumentos de control y medición, se deberá hacer una prueba de hermeticidad del conjunto a la presión de operación para la detección de fugas por medio de jabonadura a las uniones bridadas o roscadas y eliminación de las mismas, antes de que ésta entre en operación. 10.6.4 Los resultados de las pruebas de hermeticidad deben estar disponibles a la Unidad de Verificación y, a falta de ésta, a una empresa dictaminadora autorizada por la Comisión. El



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resultado de la prueba de hermeticidad del sistema o parte de éste debe estar a disposición de la Comisión Reguladora de Energía. 10.6.5 Cuando el sistema de distribución se desarrolle por etapas, se debe realizar una prueba de hermeticidad a la etapa correspondiente antes de que ésta entre en operación. 11. Puesta en servicio. Antes de iniciar la operación del sistema de distribución, o de cualquier ampliación, extensión o modificación del sistema, se deberá: 1. Dictaminar el sistema de distribución, ampliación, extensión o modificación de la sección correspondiente por una Unidad de Verificación, considerando lo establecido en los capítulos 5 al 10 de esta Norma, e 2. Integrar el dictamen, como parte de la verificación del párrafo 11.1. 11.1 Verificación anual. El permisionario debe presentar anualmente ante la Comisión un dictamen de una Unidad de Verificación que compruebe el cumplimiento de esta norma en lo relativo a la operación, mantenimiento y seguridad. Asimismo debe integrar los dictámenes de las ampliaciones, extensiones, o modificaciones del sistema de acuerdo con lo establecido en el capítulo 11. 12. Mantenimiento del sistema de distribución 12.1 Generalidades. El distribuidor debe contar con un manual de procedimientos de operación y mantenimiento del sistema de distribución en el que se describan, detalladamente, los procedimientos que se llevan a cabo en el sistema. El manual de operación y mantenimiento debe ser aprobado por la Comisión y actualizarse de acuerdo con la normatividad aplicable para reflejar los avances tecnológicos en la industria. El manual debe contener, como mínimo, lo siguiente: a) Descripción de los procedimientos de operación y mantenimiento del sistema de distribución durante la operación normal, puesta en operación y paro. Dichos procedimientos deben incluir los relativos a las reparaciones del equipamiento de la red (estaciones, instrumentación, entre otros); b) Identificación de las instalaciones de mayor riesgo para la seguridad pública; c) Programa de inspecciones periódicas para asegurar que el sistema de distribución cumple con las especificaciones de diseño; d) Programa de mantenimiento preventivo que incluya los procedimientos y los resultados de las pruebas e inspecciones realizadas al sistema de distribución (bitácora de operación y mantenimiento); e) La periodicidad de las inspecciones; f) Programa de suspensión de operación por trabajos de mantenimiento; g) Capacitación al personal que ejecuta las actividades de operación y mantenimiento para reconocer condiciones potencialmente peligrosas que están sujetas a la presentación de informes a la Comisión, y h) El distribuidor debe elaborar un programa de mantenimiento del sistema de protección catódica basado en una revisión sistemática de los potenciales eléctricos del sistema, en la localización de contactos que elimine las salidas o pérdidas de corriente del sistema y en la revisión de la resistencia eléctrica para determinar el estado que guardan los aislantes que delimitan los circuitos de protección catódica configurados. 12.2 Calidad del gas.



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El gas que se inyecte en el sistema de distribución y que se entregue a los usuarios debe cumplir con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural, o la norma que la sustituya. 12.3 Odorización. El distribuidor es responsable de la odorización del gas y el monitoreo, se deben realizar de acuerdo con el Apéndice I, Odorización del gas natural de esta Norma. Así como el monitoreo del nivel de odorización. 12.4 Sistema de telecomunicación. La operación del sistema de distribución debe ser respaldada por un sistema de telecomunicación que permita establecer una comunicación continua durante las 24 horas del día, los 365 días del año, entre el centro de control y las cuadrillas encargadas de realizar las labores de operación, mantenimiento, atención a fugas, atención a clientes y supervisión del sistema de distribución. 12.5 Prevención de accidentes. 12.5.1 Si se determina mediante inspección que un tramo de tubería no se encuentra en condiciones satisfactorias, pero no existe peligro inmediato el distribuidor debe iniciar un programa para reacondicionamiento o reemplazo del tramo. 12.5.2 Durante la inspección o la instalación de tuberías donde pueda haber presencia de gas, se debe observar lo siguiente: a) No se debe fumar, tener flamas abiertas, usar linternas que no sean a prueba de explosión o utilizar cualquier otro dispositivo que produzca chispa o represente una fuente de ignición; b) Antes de proceder a cortar o soldar la tubería de gas, se deben suspender el suministro, purgar dichas tuberías y detectar que no hay presencia de gas con un detector de gas combustible; c) La tubería de acero se debe conectar a tierra antes de hacer algún trabajo en la línea (si se tiene protección catódica por corriente impresa, desconectar el rectificador de corriente). La tubería de polietileno se debe descargar de electricidad estática; d) La iluminación artificial se debe producir con lámparas y sus interruptores a prueba de explosión; e) Se debe tener en el sitio de trabajo personal de seguridad y extintores de incendio; f) Se deben evitar las concentraciones de gas en recintos confinados; g) Establecer ventilación inmediata en lugares donde se haya acumulado el gas, y h) Se debe utilizar equipo, herramienta y utilería de seguridad antichispa. 12.6 Suspensión de servicio. 12.6.1. Notificación de interrupción del servicio. Cuando sea necesario suspender el servicio por razones de mantenimiento o reparaciones programadas en una línea o algún otro componente del sistema de distribución, el distribuidor se debe apegar a lo establecido en los artículos 76, 77 y 78 del Reglamento de Gas Natural y 84 fracción II del Reglamento de Gas Licuado de Petróleo. 12.7 En casos de fuerza mayor o emergencia, los usuarios afectados deben ser notificados por el distribuidor de las medidas tomadas para restablecer el servicio tan pronto como sea posible. 12.8 Interrupción de trabajos de mantenimiento. En caso de que un trabajo de mantenimiento en el sistema de distribución se requiera suspender, el sistema se debe dejar en condiciones seguras para su operación y aplicar las medidas establecidas en el manual de operación y mantenimiento.



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12.9 Servicio de emergencia. El distribuidor debe proporcionar un servicio de emergencia las 24 horas del día, durante los 365 días del año de manera ininterrumpida. Para ello, debe contar con vehículos equipados con detectores de fugas, explosímetros, herramientas, accesorios, y personal capacitado para atender cualquier emergencia en el sistema y controlar las fugas de manera eficiente. 12.9.1 Todo reporte de fuga debe ser atendido de acuerdo el Apéndice III, “Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas LP en ductos” normativa vigente, hasta dejar el sistema en condiciones normales de operación. Después de haber reparado la fuga, el tramo de tubería correspondiente se debe probar a la presión de operación para verificar que la fuga fue eliminada. 12.9.2 El equipo utilizado para un servicio de emergencia y el personal asignado a dicho servicio deben ser adecuados para hacer frente a este tipo de situaciones. 12.10 Programa de monitoreo de fugas. El distribuidor debe cumplir con lo establecido en el Apéndice III. 12.11 Mantenimiento de reguladores. El distribuidor debe elaborar y ejecutar un programa de inspección y reparación de reguladores para garantizar su operación segura e ininterrumpida. La capacidad, el tamaño del regulador y la presión de operación, son parámetros relevantes para determinar la frecuencia de las revisiones y el grado de mantenimiento requerido. 12.12 Mantenimiento de estaciones de regulación y de regulación y medición. Las estaciones se deben someter a un programa anual de inspección y pruebas que cubra lo siguiente: a) Objetivos (de la instalación) del programa; b) Especificaciones técnicas y características; c) Pruebas mecánicas de operación; d) Pruebas específicas de instrumentación (reguladores, medidores, manómetros, termómetros, entre otros); e) Prueba de los dispositivos de seguridad, y f) Programa de operación y mantenimiento (de acuerdo a resultados). 12.13 Mantenimiento de registros y válvulas de seccionamiento. Los registros que contengan válvulas de seccionamiento se deben inspeccionar periódicamente para verificar que éstos permanezcan libres de basura, agua o cualquier otra sustancia extraña al sistema. Las válvulas se deben lubricar y proteger con un recubrimiento anticorrosivo de acuerdo con el capítulo 3 del Apéndice II de esta Norma. Asimismo, se debe revisar el funcionamiento de las válvulas, los accesorios que tenga la instalación, y los aislantes de las bridas para verificar la continuidad eléctrica de la tubería. 12.14 Desactivación de tuberías. El distribuidor debe elaborar un procedimiento para desactivar las tuberías que considere lo siguiente: a) Cada tubería desactivada se debe desconectar de la fuente de suministro de gas y purgarse; b) Si se utiliza aire para el purgado, el distribuidor se debe asegurar que no exista una mezcla combustible después del purgado; c) La tubería se debe obturar utilizando bridas ciegas o tapones;



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d) El distribuidor debe mantener un registro de las tuberías desactivadas; e) La tubería que vaya a ser reactivada se debe probar con el propósito de demostrar su integridad para el servicio que se requiera; en este caso, las tuberías de acero se deben haber mantenido protegidas contra la corrosión, y f) Cada registro de válvulas desactivado se debe llenar con un material compacto adecuado por ejemplo: Arena, tierra fina, entre otros. LEYES INSTRUMENTOS JURIDICOS APLICABLES AL PROYECTO 1. Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente1 Los artículos 28, 29 y 30 que se refieren al procedimiento a través del cual la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales establece las condiciones a que se sujetará la realización de obras o actividades que puedan causar desequilibrio ecológico o rebasar los límites y condiciones establecidos en las disposiciones aplicables para proteger al ambiente y preservar, así como restaurar los ecosistemas, a fin de evitar o reducir al mínimo sus efectos adversos sobre el medio ambiente. 2. Reglamento de la LGEEPA en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental.2 Artículo 5. Refiere la lista de actividades que están sujetas a la presentación de la Evaluación del Impacto Ambiental. En su fracción C) OLEODUCTOS, GASODUCTOS, CARBODUCTOS Y POLIDUCTOS, dice: “Construcción de oleoductos, gasoductos, carboductos y poliductos para la conducción o distribución de hidrocarburos o materiales o sustancias consideradas peligrosas conforme a la regulación correspondiente, excepto los que se realicen en derechos de vía existentes en zonas agrícolas, ganaderas o eriales” Así mismo, el Artículo 29 establece que la realización de las obras actividades a que se refiere el artículo 5º del presente Reglamento requerirán la presentación de un informe preventivo, cuando: I.- Existan normas oficiales mexicanas u otras disposiciones que regulen las emisiones, las descargas, el aprovechamiento de recursos naturales y, en general, todos los impactos ambientales relevantes que las obras o actividades pueden producir.

.1 Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. D.O.F. 28 de Enero de 1988, modificada el 31 de diciembre de 2001 2 Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental. D.O.F 30 DE MAYO de 2000.



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III. La siguiente información: a) La descripción general de la obra o actividad proyectada; I. UBICACIÓN DEL PROYECTO El Sistema de suministro de Gas Natural a la Empresa “Destiladora Del Valle S.A. de C.V.” estará ubicado en el Municipio de Rafael Delgado, en la Ciudad de Jalapilla, Veracruz a la altura del km 271 de la Autopista Veracruz - México. El Sistema de Transporte tendrá su origen en la interconexión con el ducto de PGPB de 558.8 mm (24 pulgadas) de diámetro exterior en el kilómetro 10 + 992 en el trayecto Mendoza - Zapoapita. La Estación de Medición y Regulación estará ubicada en el lugar de origen colindando con el D.D.V. de PGPB en el predio propiedad del Cliente.

Fuente: http://maps.google.com/maps? II. INGENIERÍA DE LA ESTACIÓN DE MEDICIÓN El sistema de transporte para usos propios, cumplirá con las características y especificaciones establecidas en las Normas Oficiales Mexicanas aplicables, y para todo lo no previsto por éstas, se cumplirá con las especificaciones técnicas establecidas por el Código ASME B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems” de los Estados Unidos de América, las cuales se utilizan internacionalmente en las instalaciones de tuberías para la conducción de gas. En esta sección se incluyen las especificaciones del diseño, construcción, para la selección de materiales (tuberías, válvulas, conexiones para estaciones de regulación y medición del gas) del sistema de transporte para usos propios. II.1 Filosofía de Operación La Estación de Medición y Regulación, instalada en el punto de interconexión con el Gasoducto de PGPB tendrá los siguientes componentes principales:



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Sistema de filtrado Medidor de Flujo Computador Electrónico de Flujo Enlace al SCADA de PGPB Reguladores Válvulas de corte por alta y baja presión Las bases de diseño del proyecto para el Sistema de Suministro de Gas Natural denominado Estación de Medición y Regulación “City Gate Destiladora Del Valle” son:

o Fluido = Gas Natural o Densidad Específica = 0.6 o Q Máximo = 4375 mcd (154,502 SCFH) o P Diseño = 54.89 Kg/cm2 (780.72 Psig) o P Máxima de Entrada = 35.00 Kg/cm2 (497.82 Psig) o P Normal de Entrada = 25.00 Kg/cm2 (355.58 Psig) o P Mínima de Entrada = 21.00 Kg/cm2 (298.69 Psig) o P Máxima de Salida = 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) o P Mínima de Salida = 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) o T Máxima de Diseño = 24.00 °C (75.20 °F) o T Mínima de Diseño = 16.00 °C (60.80 °F) o Velocidad Máxima del gas a la entrada = 39 ft/sec @ 298.69 Psig o Velocidad Máxima del gas a la salida = 53 ft/sec @ 213.35 Psig

II.1.1 Ducto Ramal de Interconexión El gas natural proveniente del ducto de PGPB entrará al sistema a través de la V.T. instalada en el punto de interconexión. Este arreglo no se encuentra detallado en esta propuesta; ya que, está será de acuerdo a la ingeniería y requerimientos proporcionados por PGPB, posteriormente el gas natural se hará llegar a la Estación de Medición y Regulación por medio del ducto ramal de interconexión, la presión medida como de entrada a la Estación será la registrada en el medidor. El ramal que será utilizado para la conducción de gas natural entre el punto de origen y la Estación de Medición y Regulación tendrá una longitud aproximada de 7 mts construido con tubo de acero al carbón de 88.90 mm (3.5 pulgadas) de diámetro exterior, 5.49 mm (0.216 pulgadas) espesor de pared, especificación API 5L Grado B, resistencia a la presión interna de 265.76 kg/cm2 (3,780 lb/in2). II.1.2 Aislamiento eléctrico de la Estación de Medición y Regulación La estación de medición y regulación tendrá instalada a la entrada y salida una junta monoblock clase 600# con la finalidad de aislar la corriente eléctrica suministrada para la protección catódica del ducto ramal de interconexión y la corriente eléctrica suministrada para la protección catódica del gasoducto ramal de usos propios que suministrará el gas natural a la empresa. II.1.3 Sistema de filtrado El gas natural proveniente del ducto de transporte de PGPB se hará pasar por el sistema de filtrado antes de ser medido. La estación de medición y regulación contará con un sistema de filtrado de tipo coalescente en posición vertical, con conexiones horizontales de entrada y salida bridadas WNRF clase 600#,



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diseñado para el volumen máximo a la presión mínima de trabajo, con una eficiencia de filtrado de sólidos del 99% en partículas de 3 micras o mayores y para líquidos del 98 % con gotas de 3 micras de acuerdo a las especificaciones de PGPB. La caída de presión máxima, cuando los elementos filtrantes están limpios no será mayor a 2 psi y podrá ser monitoreada en el PID instalado en el filtro. Este filtro contará con el estampado ASME y se considera adecuado para manejar gas en base a las características especificadas por la NOM-001-SECRE-1997. Este sistema estará acondicionado con dos válvulas de bloqueo una aguas arriba y otra aguas abajo del filtro que permitirán aislarlo y sacarlo de operación, un by pass con su válvula de corte en posición normalmente cerrada; la cual, se abrirá cuando se requiera sacar de operación el filtro para su mantenimiento. Las especificaciones referentes al equipo de filtración se muestran más adelante. II.1.4 Sistema de Medición Una vez filtrado el gas, éste pasará a ser medido, se ha diseñado un sistema de medición que pueda cubrir los flujos estimados por la empresa manteniéndose dentro del rango de exactitud del medidor marcado por el fabricante. Esto se hace en base a la condición crítica a la cual pudiera operar el medidor y es a flujo máximo y presión mínima de entrada que sería a la que pudiera operar el ducto de PGPB. El Sistema de Medición consiste principalmente en: Equipo de medición primario El equipo de medición primario es un tubo de medición con juego de placas de orificio para cubrir los diferentes rangos de consumo de la empresa, el tubo será fabricado en acero al carbón de 3” D.N. ced 40 bridado clase 600#, con acondicionador de flujo; dimensionado de acuerdo a los requerimientos del Reporte 3 del AGA. El sistema de medición primario estará acondicionado con dos válvulas de bloqueo una aguas arriba y otra aguas abajo del medidor que permitirán aislarlo y sacarlo de operación, cuando así se requiera para una verificación y/o mantenimiento interno. Para evitar la suspensión del suministro de gas natural a la empresa, contará con una derivación con válvula de corte en posición normalmente cerrada, con brida ciega y candado de seguridad aguas arriba de la válvula de bloqueo de entrada al medidor; así como también, una derivación de entrada con su válvula de corte en posición normalmente cerrada, con brida ciega y candado de seguridad aguas abajo del bloqueo de salida del medidor; éstas derivaciones de entrada y salida, servirán para colocar un by pass al medidor cuando se requiera sacar de operación para su mantenimiento. Para el caso de verificación y mantenimiento de la placa de orificio no es necesario sacar de operación el tubo de medición; ya que, cuenta con el fitting porta placa de doble cámara para poder remover la placa sin la interrupción del flujo. Las especificaciones referentes al tubo de medición se muestran más adelante. Equipo de medición secundario



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Al pasar el gas natural por la placa de orificio se generará la presión diferencial y esta en conjunto con la presión estática y la temperatura en el medidor serán sensadas por el trasmisor multivariable. Las señales de presión diferencial, presión estática y temperatura registradas por el trasmisor multivariable serán trasmitidas al computador electrónico de flujo, el SCADA de PGPB por su parte enviará al computador electrónico de flujo la composición de gas de un cromatógrafo instalado en el área de influencia del gas suministrado a la industria, con esta información el computador electrónico de flujo realizará el cálculo de volumen en base al AGA 3 y lo enviará nuevamente al SCADA de PGPB. El equipo de medición secundario consiste en un computador electrónico de flujo enlazado al SCADA de PGPB para recibir y enviar señales referentes a la medición y operación de la estación de medición y regulación. Las especificaciones referentes al computador electrónico de flujo se muestran más adelante y cumplen con la Norma NRF-083-PEMEX-2005. II.1.4 Sistema de regulación Ya medido el gas natural, este pasará al paso de regulación para bajar la presión a la cual opera el Ducto de PGPB a la presión de entrega a la empresa. El sistema de regulación estará constituido por doble línea de regulación uno Activo y el otro en Stand by. La línea con el regulador Activo, hará la regulación en una sola etapa de 25.00 Kg/cm2 (355.58 Psig) entrada a 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) salida. En caso de presentarse una sobre presión o baja presión (fuga) aguas abajo del regulador, este contará con una válvula de corte integrada que cerrará el paso de gas. Una vez que opera la válvula de corte esta solo podrá ser reactivada manualmente. El punto de ajuste para una sobrepresión será de 16.50 Kg/cm2 (234.69 Psig) y por baja de 13.2 Kg/cm2 (187.75 Psig). La línea con el regulador Stand by, se encuentra instalada paralela a la línea con el regulador Activo, su condición es normalmente cerrado y está línea operará solo en caso de falla del regulador Activo. Si fallase el regulador Activo y esto generara una sobrepresión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste de la válvula de corte, ésta operará cerrando el paso de gas, el consumo de gas del cliente generará una caída de presión hasta alcanzar el punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) en ese momento toma el control la línea con el regulador Stand by, manteniendo la demanda de consumo de gas. En caso de que la falla del regulador Activo presentase una baja presión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) este tomará el control, manteniendo la demanda de consumo de gas. Si la baja presión fuera provocada por fuga al llegar al punto de ajuste de XXX las válvulas de corte integradas se



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bloquearán cerrando el paso de gas. Una vez que operen las válvulas de corte estas solo podrán ser reactivadas manualmente. El sistema de regulación contará en ambas líneas Activo y Stand by con válvulas de bloqueo aguas arriba y abajo de los reguladores para cerrarse en caso de requerir sacar de operación una línea para su mantenimiento, dejando una en operación mientras esto sucede. A la salida de los reguladores el libraje de los accesorios (válvulas, bridas etc.) cambia a clase 300# ANSI. Ambas líneas a la salida se únen para salir de la ERM en una sola línea de conducción de 3” de D.N. la presión medida como de salida de la Estación será la registrada por un PT ubicado aguas abajo del sistema de regulación y será enviada al Computador Electrónico de Flujo para ser monitoreada vía SCADA de Pemex Gas y Petroquímica Básica. II.2 Plano mecánico de la estación y lista de materiales II.3 Diagrama de Tubería e Instrumentación de acuerdo con ANSI/ISA 5.1 II.4 Lista de materiales con la especificación detallada de los equipos a ser empleados. II.5 Hoja de datos de especificaciones de instrumentación de campo en formato ISA 20 (termopozo, transmisores, manómetro, reguladores de presión, manómetro de presión diferencial, válvula de seguridad). II.6 Hoja de datos de especificaciones de Computador de Flujo, cumpliendo con lo establecido en las normas aplicables (AGA, API, GPA, etc) II.7 Filosofía de operación del sistema de corte por fuga. La válvula de corte por fuga XCV-01 y CXV-02 estarán integradas al regulador y serán instaladas después del medidor. • Nota: este ser point de 19 bar se usara durante el primer mes de operación de la estación, durante dicho mes se deberán registrar las bajas de presión normales del sistema debido a arranques de empresas conectadas a la city gate mediante un registrador grafico circular o el computador de flujo, para poder saber cual fue la máxima caída de presión durante ese primer mes, una ves obtenido este valor se determinara el set pint de la válvula de corte por fuga. Principio de funcionamiento La válvula de corte por fuga estará instalada enseguida del medidor y sensará la la presión aguas abajo de la regulación. La presión regulada, a la salida de la estación será de 15 kg/cm2 (PS). La finalidad de la válvula de corte por fuga es la de cortar súbitamente el suministro de gas natural al cliente en caso de alguna eventualidad o contingencia. La válvula interrumpe automáticamente el flujo al detectar una presión de salida en condiciones que sobrepasen a los parámetros de control (valores del set). Los reguladores están diseñados para que sostengan la presión de salida deseada al flujo máximo de consumo, si el flujo máximo de regulador es rebasado (ya sea por un sobre consumo o alguna fuga de consideración) la presión corriente abajo de la estación de medición disminuirá, ocasionando que se alcance el set point de la válvula de corte, provocando el cierre de la misma. En caso de que por alguna situación se presente una sobrepresión corriente abajo de la estación de medición, la válvula de corte será accionada. Muy baja presión (sugiere una fuga aguas abajo del sistema): Al momento de presentarse una fuga, la presión del sistema tenderá a bajar. Por seguridad, la válvula realizará el corte por baja al detectar el 76% de PS. Cabe mencionar que los valore de set para la presión y el caudal se



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designan de acuerdo a los requerimientos del cliente. Cabe mencionar que la fuga debe de ser de grandes proporciones para que baje la presión (rebasar las condiciones de flujo máximo), las fugas de pequeñas proporciones tales como emisiones por un mal apriete de bridas, juntas mal puestas, roscas barridas, etc. la válvula de corte no las detectará y no cerrara evitando la suspensión de suministro al cliente por fugas pequeñas. La capacidad de los reguladores es de 40320 SCMH como máximo flujo, cuando la fuga que exista aguas abajo del regulador rebase este caudal, el regulador se saturara y rebasara su capacidad de volumen y por lo tanto comenzara a descender la presión aguas abajo hasta llegar al set point de la XCV-01 y CXV-02 y por lo tanto ésta cerrará. Calculo del flujo máximo capaz de manejar el regulador. Tendremos que determinar si es flujo critico o subcritico, para eso ocupamos la siguiente formula: ΔP > 0.5 P1 (Flujo critico) ΔP < ó = 0.5 P1 (Flujo subcritico) Si: P1 = 50 bar + 1.01325 bar = 51.01325 P2 = 25 bar + 1.01325 bar = 26.01325 Entonces: (P1 – P2) = (51.01325 – 26.01325) = 25 bar y 0.5(P1) = 0.5(51.01325) = 25.506 bar 25<25.506 por lo tanto es flujo subcritico y ocuparemos la siguiente formula: Q = 1.29Cg (Pin)sen((3417/C1)(√( ΔP/Pin) El valor de Cg lo tomamos de la tabla anexa a este documento. Sustituimos: Q= 1.29Cg (Pin)sen((3417/C1)( √( ΔP/Pin)= 1.29 (1530)(739.8846) sen((3417/31) (√362.594/739.8846)) (0.8), ( Se va a multiplicar por 0.8 para un factor de utilización, este valor es una recomendación que nos hace el fabricante) Q = 1423813.6246 SFMH = 40317.91 SCMH El flujo máximo que dejara pasar el regulador será de 40317.91 SCMH, por lo tanto para que la válvula de corte detecte una fuga, esta deberá ser superior a 40317.91 SCMH, si no es así, no la detectara. Esto se debe a que la fuga tratara de vaciar el ducto y el regulador tratara de mantener la presión abriendo su pistón hasta al máximo para dejar pasar más gas, pero como llegara a su límite, esto ocasionara que empiece a bajar la presión hasta que llegue al set point de la válvula de corte (19 bar). El tiempo que tardara la válvula en cerrar el paso de gas dependerá de la distancia a la que se encuentre la fuga. Para efectos prácticos, nosotros tomaremos varias distancias aguas abajo del regulador con tubería de 6” que es la que se tiene a la salida.



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1.- Calcularemos el tiempo que tardara en cerrar la válvula de corte si la fuga se presenta a 5 metros después de los reguladores. - Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 5 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 5 = 0.0912 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 kg/cm2 (set point de ls SSV). Qact = Qstdmax [Patm / (Ps + Patm)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar Ps = Presión del set point de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325/(19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula: T = V/Qact Por lo tanto sustituimos: T = 0.0912 m3 / 2041.25 m3/hr = 4.467 x 10-5 hr T = 2.68 x 10-3 min = 0.1608 seg. 2.- Si queremos saber el tiempo para una fuga que se encuentra a 100 metros de la estación, hacemos el mismo procedimiento. - Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 100 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 100 = 1.824 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 bar (setpoint de la SSV) Qact = Qstdmax [Patm/(Ps+Paym)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar Ps = Presión sel setpoint de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325 / (19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula:



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T = V / Qact Por lo tanto sustituimos: T = 1.824 m3 / 2041.25m3/hr = 8.935 x 10-4 hr T = 5.361 x 10-2 min = 3.216seg. 3.- Si queremos saber el tiempo para una fuga que se encuentra a 1000 metros de la estación, hacemos el mismo procedimiento. - Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 1000 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 1000 = 18.241 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 bar (setpoint de la SSV) Qact = Qstdmax [Patm/(Ps+Paym)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar Ps = Presión sel setpoint de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325 / (19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula: T = V / Qact Por lo tanto sustituimos: T = 18.241 m3 / 2041.25m3/hr = 8.935 x 10-3 hr T = 0.5361 min = 32.16seg. 4.- Si queremos saber el tiempo para una fuga que se encuentra a 2000 metros de la estación, hacemos el mismo procedimiento. - Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 2000 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 2000 = 36.48 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 bar (setpoint de la SSV) Qact = Qstdmax [Patm/(Ps+Paym)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar



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Ps = Presión sel setpoint de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325 / (19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula: T = V / Qact Por lo tanto sustituimos: T = 36.48 m3 / 2041.25m3/hr = 1.787 x 10-2 hr T = 1.072 min = 64.33seg. 5.- Si queremos saber el tiempo para una fuga que se encuentra a 3000 metros de la estación, hacemos el mismo procedimiento. - Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 3000 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 3000 = 54.72 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 bar (setpoint de la SSV) Qact = Qstdmax [Patm/(Ps+Paym)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar Ps = Presión sel setpoint de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325 / (19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula: T = V / Qact Por lo tanto sustituimos: T = 54.72 m3 / 2041.25m3/hr = 2.678 x 10-2 hr T = 1.608 min = 96.5seg. 6.- Si queremos saber el tiempo para una fuga que se encuentra a 4000 metros de la estación, hacemos el mismo procedimiento.



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- Calcular el volumen que tendrá ese tubo de 4000 metros de longitud y de 6” de diámetro. V = A x L V = (п Di2)/4 x L = [(3.1416 x 0.15242)/4] x 4000 = 72.96 m3 - Calcular el flujo actual que pasara por ese tubo con una presión de 19 bar (setpoint de la SSV) Qact = Qstdmax [Patm/(Ps+Paym)] Qstdmax = Flujo máximo que el regulador dejara pasar estando totalmente abierto. Patm = Presión atmosférica del lugar, para este caso tomaremos 1.01325 bar Ps = Presión sel setpoint de la válvula de corte (19 bar, el valor definitivo será tomado en base a los históricos, como se menciono anteriormente). Sustituimos: Qact = 40317.911 [1.01325 / (19 + 1.01325)] = 2041.25 ACMH Para medir el tiempo que tardara en actuar la válvula de corte después de que el flujo rebaso los 40317.911 se ocupa la siguiente formula: T = V / Qact Por lo tanto sustituimos: T = 72.96 m3 / 2041.25m3/hr = 3.57 x 10-2 hr T = 2.144 min = 128.68seg. Logicamente esto puede variar si tomamos otra presión como set point, y/u otro diámetro de tubería. Pero en términos generales el sistema de corte cumple perfectamente su función de cortar el suministro de gas en un lapso de tiempo muy corto. Alta presión: sugiere un aumento de presión y/o falla de los equipos de regulación y corte aguas arriba del medidor. La válvula realizara el corte por alta al detectar un aumento mínimo del 108% de la presión de salida (PS). Lo anterior, es también por seguridad de los equipos de consumo que pueden sufrir algún daño por no recibir la presión regulada requerida. Los valores de set point de la válvula de corte podrán ser establecidos por el cliente dentro del rango mencionado en la descripción de la válvula. La válvula de corte por fuga, también puede utilizarse en caso de que se desee cortar el suministro a toda la estación si se presentara alguna contingencia en instalaciones aledañas, como un incendio, explosión, etc. Que pudiera poner en peligro la integridad de la estación o de las instalaciones vecinas. Cabe señalar que la restitución o rearme deberá hacerse manualmente por el personal a cargo. II.8 Diagrama de instalación y conexión del computador de flujo y de su instrumentación II.9 Definición de protocolo de comunicación del Computador de Flujo y lista de señales para la base de datos del mismo (de acuerdo con los protocolos y Estructuras de Base de datos compatibles con PGPB). II.10 Mapa de variables o señales que se enviarán al Sistema SCADA de PGPB



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II.11 Diagrama que muestre la arquitectura del computador de flujo y su definición de enlace de telecomunicaciones al SCADA (compatible con la infraestrucutura de comunicaciones de PGPB) b) La identificación de las sustancias o productos que vayan a emplearse y que puedan

impactar el ambiente, así como sus características físicas y químicas; La sustancia que se maneja en el proyecto es el gas natural. Descripción y características técnicas El gas natural es incoloro, inodoro, insípido, sin forma particular y más ligero que el aire. Se presenta en su forma gaseosa por debajo de los -161ºC. Por razones de seguridad, se le añade mercaptan, un agente químico que le da un olor a huevo podrido, con el propósito de detectar una posible fuga de gas. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto principalmente de metano, etano, propano, butanos y pentanos. Otros componentes tales como el CO2, el helio, el sulfuro de hidrógeno y el nitrógeno se encuentran también en el gas natural. La composición del gas natural nunca es constante, sin embargo, se puede decir que su componente principal es el metano (como mínimo 90%). Posee una estructura de hidrocarburo simple, compuesto por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno (CH4). El metano es altamente inflamable, se quema fácilmente y casi totalmente y emite muy poca contaminación. El gas natural no es ni corrosivo ni tóxico, su temperatura de combustión es elevada y posee un estrecho intervalo de inflamabilidad, lo que hace de él un combustible fósil seguro en comparación con otras fuentes de energía. Además, por su densidad de 0,60, inferior a la del aire (1,00), el gas natural tiene tendencia a elevarse y puede, consecuentemente, desaparecer fácilmente del sitio donde se encuentra por cualquier grieta. Es generalmente admitido que el carbono y el hidrógeno contenidos en el gas natural provienen de restos de plantas y de animales que se juntaron en el fondo de los lagos y de los océanos durante millones de años. Después de haber sido cubierto por grandes capas de otros sedimentos, el material orgánico se transformó en petróleo bruto y en gas natural bajo el efecto de la presión ejercida por las capas de sedimentos y el calor emitido por el núcleo terrestre. El petróleo y el gas son entonces expulsados fuera de los esquitos arcillosos marinos en los cuales se habían depositado y de ahí penetran en las rocas sedimentarias porosas. Posteriormente el petróleo y el gas suben a través de la roca porosa, ya que son menos densos que el agua, y llenan los poros. Existen diferentes tipos de "trampas" de petróleo y gas. El gas natural está presente por todo el mundo, ya sea en los depósitos situados en las profundidades de la superficie terrestre, o en los océanos. Las napas de gas pueden formarse encima de los depósitos de petróleo bruto, o estar atrapadas en el seno de las rocas porosas. El gas es llamado "asociado" cuando se encuentra en presencia de petróleo bruto y "no asociado" cuando se encuentra solo. A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de - 161°C aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas natural licuado (GNL). Un volumen de este líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el gas natural y es dos veces menos pesado que el agua (45% aproximadamente). Es inodoro, incoloro, no es corrosivo ni tóxico .Cuando se evapora se quema solamente en concentraciones del % al 15% mezclado



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con el aire. Ni el GNL ni su vapor pueden explotar al aire libre. Puesto que el gas natural licuado ocupa menos espacio, el gas natural se licúa para facilitar su transporte y almacenaje. El gas natural es considerado como un combustible limpio. Bajo su forma comercializada, casi no contiene azufre y virtualmente no genera dióxidos de azufre (SO2). Sus emisiones de óxidos de nitrógeno (No) son menores a las generadas por el petróleo y el carbón. Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) son inferiores a la de otros combustibles fósiles (según Eurogas emite 40 à 50% menos que el carbón y 25 à 30% menos que el petróleo). c) La identificación y estimación de las emisiones, descargas y residuos cuya generación se prevea, así como las medidas de control que se pretendan llevar a cabo; El Sistema de suministro de Gas Natural a la Empresa “Destiladora Del Valle S.A. de C.V.”Cuenta con un sistema de regulación que permite el control del gas en caso de fuga o de una alta presión que a continuación se menciona de forma detallada. Sistema de regulación Ya medido el gas natural, este pasará al paso de regulación para bajar la presión a la cual opera el Ducto de PGPB a la presión de entrega a la empresa. El sistema de regulación estará constituido por doble línea de regulación uno Activo y el otro en Stand by. La línea con el regulador Activo, hará la regulación en una sola etapa de 25.00 Kg/cm2 (355.58 Psig) entrada a 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) salida. En caso de presentarse una sobre presión o baja presión (fuga) aguas abajo del regulador, este contará con una válvula de corte integrada que cerrará el paso de gas. Una vez que opera la válvula de corte esta solo podrá ser reactivada manualmente. El punto de ajuste para una sobrepresión será de 16.50 Kg/cm2 (234.69 Psig) y por baja de 13.2 Kg/cm2 (187.75 Psig). La línea con el regulador Stand by, se encuentra instalada paralela a la línea con el regulador Activo, su condición es normalmente cerrado y está línea operará solo en caso de falla del regulador Activo. Si fallase el regulador Activo y esto generara una sobrepresión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste de la válvula de corte, ésta operará cerrando el paso de gas, el consumo de gas del cliente generará una caída de presión hasta alcanzar el punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) en ese momento toma el control la línea con el regulador Stand by, manteniendo la demanda de consumo de gas. En caso de que la falla del regulador Activo presentase una baja presión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) este tomará el control, manteniendo la demanda de consumo de gas. Si la baja presión fuera provocada por fuga al llegar al punto de ajuste de XXX las válvulas de corte integradas se bloquearán cerrando el paso de gas. Una vez que operen las válvulas de corte estas solo podrán ser reactivadas manualmente.



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El sistema de regulación contará en ambas líneas Activo y Stand by con válvulas de bloqueo aguas arriba y abajo de los reguladores para cerrarse en caso de requerir sacar de operación una línea para su mantenimiento, dejando una en operación mientras esto sucede. A la salida de los reguladores el libraje de los accesorios (válvulas, bridas etc.) cambia a clase 300# ANSI. Ambas líneas a la salida se únen para salir de la ERM en una sola línea de conducción de 3” de D.N. la presión medida como de salida de la Estación será la registrada por un PT ubicado aguas abajo del sistema de regulación y será enviada al Computador Electrónico de Flujo para ser monitoreada vía SCADA de Pemex Gas y Petroquímica Básica. d) La descripción del ambiente y, en su caso, la identificación de otras fuentes de emisión de contaminantes existentes en el área de influencia del proyecto; 1. Aspectos abióticos 1.1 Clima El clima es templado húmedo regular con lluvias abundantes en verano y principios de otoño y lloviznas en invierno. Los meses calurosos son; Marzo, Abril, durante los que también se sienten fuertes vientos, hasta los días 10 o 20 de Mayo, fechas en las que comienza las lluvias a veces con fuertes granizadas, los meses de mayor precipitación son, Junio, Julio, Agosto y Septiembre,. Para las celebraciones de las fiestas de San Juan que son el 24 de Junio. En Noviembre y hasta el mes de Enero, se sienten fríos con algunas lloviznas. En Julio y Agosto presenta canícula, que es un pico de temperaturas altas en los meses de temperaturas templadas. La temperatura media anual oscila entre los 18ª y 20ª actualmente, su precipitación media anual es de 2,530 mm. De acuerdo a la situación geográfica, podemos mencionar que en base a su magnitud, tenemos un clima; templado subhúmedo que varia a húmedo, con precipitación total de 700 a 1,200 mm y temperatura media anual de 18 a 20°C, variando de las partes más altas del territorio municipal a las partes más bajas, presentándose estas diferencias, en la parte más alta con algunas neblinas vespertinas que se presentan durante una parte del año, acentuándose en épocas de frentes fríos, y con presencia de heladas en las épocas más frías del año que va de los meses de Noviembre a Febrero, aunque en ocasiones se han llegado a presentar heladas aisladas a inicios de primavera en la zona de las montañas. 1.2 Edafología Su suelo es de tipo acrisol, se caracteriza por la acumulación de arcilla en el subsuelo, es muy pobre en nutrientes. Los Acrisoles se desarrollan principalmente sobre productos de alteración de rocas ácidas, con elevados niveles de arcillas muy alteradas, las cuales pueden sufrir posteriores degradaciones. Predominan en viejas superficies con una topografía ondulada o colinada, con un clima tropical húmedo, monzónico, subtropical o muy cálido. Los bosques claros son su principal forma de vegetación natural. El perfil es de tipo AEBtC. Las variaciones están relacionadas con las condiciones del terreno. Un somero horizonte A oscuro, con materia orgánica poco descompuesta y ácida, suele pasar gradualmente a un E amarillento. El horizonte Bt presenta un color rojizo o amarillento más fuerte que el del E. La pobreza en nutrientes minerales, la toxicidad por aluminio, la fuerte adsorción de fosfatos y la alta suceptibilidad a la erosión, son las principales restricciones a su uso. Grandes áreas de Acrisoles se utilizan para cultivos de subsistencia, con una rotación de cultivos parcial. No son



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muy productivos salvo para especies de baja demanda y tolerantes a la acidez como la piña, caucho o palma de aceite. Se utiliza más o menos el 50% en el sector agrícola ganadero. 1.3 Hidrología Superficial Se encuentra regado por el río Blanco, Cuatro son los ríos principales que fluyen por la región, El Río Blanco que nace en la sierra de Acultzingo y que siguiendo una trayectoria poniente a oriente, desemboca en la Laguna de Alvarado al norte de la desembocadura del Río Papaloapan cuenca a la que pertenece el Río Blanco. Afluente del Río Blanco con una trayectoria de nordeste a sudoeste el Río Orizaba nace al sudoeste del Pico de Orizaba y cruza la Ciudad de Orizaba para unirse al Río Blanco en el puente de San Antonio, El Río Escamela nace en el manantial Ojo de Agua y con una trayectoria noroeste a sudeste se une al Río Blanco en la presa de Tuxpango. Al oriente el Río Metlac que nace al oriente del Pico de Orizaba y delimita la conurbación en la barranca del mismo nombre. El Río Metlac se une al Río Blanco al oriente de la presa de Tuxpango. 1.4 Orografía El municipio se encuentra ubicado en la zona centro montañoso del Estado, en las llanuras del sotavento. 2. Aspectos bióticos 2.1 vegetación terrestre De acuerdo a la carta topográfica, y al Atlas Geográfico del Estado de Veracruz la Vegetación está compuesta por el bosque templado caducifolio y bosque de pinaceas, con especies como el Ayacahuite (Pinus ayacahuite), Ocozote (Liquidambar macrophylla), Encino (Quercus sp), Pino Colorado (Pinus patula) y Oyamel (Abies sp). La vegetación del municipio, presenta serios problemas de deforestación debido a la tala inmoderada de árboles para la elaboración de muebles rústicos así como crear espacios e introducir el cultivo de maíz. Los cambios del clima son visibles la radiación solar incide directamente en el suelo porque no presenta ninguna cobertura vegetal que minimice el efecto de las altas temperaturas. 2.2 fauna Fauna Silvestre En la extensión territorial de la comunidad, actualmente ya no se localizan de manera fácil a los animales, ya que huyen de la de la gente porque los matan. Aún se puede encontrar: ranas (Bufo sp.), gorriones, conejos (Sylvilagus spp.), tusas, zopilotes, gavilanes, codornices (Colinus virginianus), coyote, zorro, ardillas, tlacuaches (Didelphys marsupialis), mapaches (Procyon lotor), armadillos (Dasypus novencinctus), musarañas y en las zonas pedregosas se encuentra también gran variedad de serpientes como son; coralillo (Micrurus sp.), nauyaca (Bothrops sp.), lamentablemente en el municipio han sido exterminadas mucha de esta fauna. Los habitantes del municipio son pocos los que se dedican a la caza de animales silvestres, a veces lo hacen por gusto y cazan conejos, y armadillos para el autoconsumo. Uno de los diversos problemas con los que cuenta la comunidad es la erosión del suelo ya que ha perdido una gran riqueza de materia orgánica, ya que por ello no se tiene un alto rendimiento en la agricultura y la siembra excesiva del cultivo de maíz sin dejar reposar la tierra y explotarla al máximo.



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3. Medio Sociodemográfico. Grupos Étnicos Existen en el municipio 6,373 hablantes de lengua indígena, 3,222 hombres y 3,151 mujeres, que representa el 57.36% de la población municipal. La principal lengua indígena es el náhuatl. De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el municipio habitan un total de 8,930 personas que hablan alguna lengua indígena. Evolución Demográfica Municipio que tiene una población hasta el año de 1995 de 12,682 habitantes, este mismo año reporta 504 nacimientos y 48 defunciones. Se estima al 96 una población de 13,194. De acuerdo a los resultados preliminares del Censo 2000, la población en el municipio es de 5,334 habitantes, 2,628 hombres y 2,706 mujeres. De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, el municipio cuenta con un total de 17,473 habitantes. Religión Tiene una población total de mayor de 5 años de 9,403 que se encuentra dividida entre las siguientes religiones: católica 8,764, evangélica 407, otras 100 y ninguna 74. 3.1 Infraestructura Social y de Comunicaciones Educación La educación básica es impartida por 10 planteles de preescolar, 12 de primaria, 1 de secundaria. Salud En este municipio la atención de servicios médicos es proporcionada por la una unidad médica de la Secretaría de Salud. Cabe señalar que en esta municipalidad se prestan los servicios de consulta externa. Abasto El municipio satisface sus necesidades de abasto mediante 1 tienda DICONSA. Vivienda Acorde a los resultados preliminares del Censo 2000, se encontraron edificadas en el municipio 2,749 viviendas, con un promedio de ocupantes por vivienda de 5.36, la mayoría son propias y de tipo fija, los materiales utilizados principalmente para su construcción son el cemento, el tabique, el ladrillo, la madera, la lámina. Así como también se utilizan materiales propios de la región como: la teja. De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el municipio cuentan con un total de 3,481 viviendas de las cuales 3,250 son particulares. Servicios Públicos

Servicios Públicos: 100% 75% 50% 25% 0% Alumbrado Público. X

Recolección de Basura y Limpia Pública. X Seguridad Pública. X



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Pavimentación. X Mercados y Centrales de Abasto. X

Medios de Comunicación El municipio recibe publicaciones periodísticas y la señal de 10 estaciones de radio en frecuencia AM y 4 de FM., así como la señla de los canales de televisión. Tiene servicio telefónico por marcación automática en la cabecera y en 1 localidad, así como con telefonía rural; además 3 oficinas postales. Vías de Comunicación El municipio cuenta con infraestructura de vías de comunicación conformada por 11.4 Km. de carretera. 3.2 Actividad Económica Principales Sectores, Productos y Servicios Agricultura El municipio cuenta con una superficie total de 1,838.092 hectáreas, de las que se siembran 1,165.837 hectáreas, en las 822 unidades de producción. Los principales productos agrícolas en el municipio y la superficie que se cosecha en hectáreas es la siguiente: maíz 393, caña de azúcar 168, café 42. En el municipio existen 259 unidades de producción rural con actividad forestal, de las que 67 se dedican a productos maderables. Ganadería Tiene una superficie de 143 hectáreas dedicadas a la ganadería, en donde se ubican 528 unidades de producción rural con actividad de cría y explotación de animales. Cuenta con 194 cabezas de ganado bovino de doble propósito, además de la cría ganado porcino, ovino y caprino. Las granjas avícolas tienen cierta importancia.

Comercio Su comercio cuenta con 130 establecimientos que producen 4,166.5 miles de pesos de ingreso total anualizado, se emplean 195 trabajadores en esta actividad.

Población Económicamente Activa por Sector Productivo Sector primario. 54 %

(Agricultura, ganadería, caza y pesca.) Sector secundario 17 %

(Minería, extracción de petróleo y gas natural, industria manufacturera, electricidad, agua y construcción)

Sector terciario. 25 % (Comercio, transporte y comunicaciones, servicios financieros, de administración pública y defensa, comunales y sociales, profesionales y técnicos, restaurantes, hoteles, personal de mantenimiento y

otros.)

No especificado. 1.01 %

3.3 Gobierno Principales Localidades



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Las comunidades más importantes, atendiendo a su población son: Rafael Delgado con 6,623 habitantes, Jalapilla con 4,888 habitantes; Tzoncolco con 437 habitantes; Ejido Rafael Delgado con 184 habitantes y Omiquila con 130 habitantes. e) La identificación de los impactos ambientales significativos o relevantes y la determinación de las acciones y medidas para su prevención y mitigación; 1. Diagnostico ambiental. 2. Integración e interpretación del inventario ambiental f) Los planos de localización del área en la que se pretende realizar el proyecto, y g) En su caso, las condiciones adicionales que se propongan en los términos del artículo 31 siguiente del Reglamento de la LGEEPA: MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES. En base a los impactos que pueden generarse en la realización del proyecto, las medidas de mitigación a aplicar quedan comprendidas en aquellas acciones que tiendan a prevenir, disminuir o compensar los impactos adversos que provoquen las diferentes actividades del proyecto. Despalme. Solamente se despalmará el área estrictamente necesaria, de acuerdo al diseño para la instalación del ducto y lo necesario por razones de seguridad de las instalaciones. Al término de las tareas de preparación del sitio se desmantelará toda la infraestructura y maquinaria de apoyo a las actividades de preparación del sitio. Fauna.

La fauna existente en el predio, no será seriamente afectada durante la etapa de la instalación de los ductos; puesto que, el área de impacto es mínima y ocurrirá en un área que ha sido impactada con anterioridad. Suelo. Los impactos negativos al suelo son inevitables, debido a que las obras a realizar modificarán las características físicas del mismo, sin embargo es importante resaltar que la zona se encuentra altamente impactada y la capa superficial que será retirada, inmediatamente será cubierta de



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nuevo por carpeta asfáltica, por lo que el aumento de erosión y la alteración de la estructura del suelo, será mínimo y será llevado a cabo en corto. Estas alteraciones son factores adversos sin medida de mitigación, ya que son características irreversibles e irrecuperables en el área, puesto que se encuentran en una zona industrial. El material que sea extraído durante la apertura de la zanja será el mismo que se utilice en el tapado de la zanja, el excedente de este material, será utilizado para las áreas de relleno. El suelo producto del despalme, no deberá ser dispuesto en montículos sin protección para evitar su arrastre en caso de lluvias. El suelo deberá utilizarse en la restitución de áreas aledañas al proyecto o en actividades compensatorias al concluir la vida útil del proyecto. El movimiento de maquinaria es un efecto adverso con respecto a la estructura del suelo, pero con medida de mitigación. Este efecto será mitigable una vez que el movimiento de la maquinaria cese, no afectando al suelo de los alrededores. Agua. Durante la misma etapa de construcción no se tendrán impactos negativos sobre el recurso agua, al menos que no se cumplan las medidas de disposición adecuada acerca del manejo de residuos no peligrosos y peligrosos (en dado caso de que se generen).

Aire. El resultado del impacto negativo sobre la calidad del aire se deberá por el incremento de la operación de maquinaria y equipo durante la etapa de preparación del sitio y construcción del ducto. Esta alteración se verá mitigada cuando cesé las operaciones de instalación. Incluso la visibilidad del ambiente se ve afectada durante los procesos de construcción, aunado al tránsito vehicular que se genera en la zona. Los contaminantes emitidos a la atmósfera se producirán como consecuencia del proceso de combustión interna de los motores, sin embargo, se espera que este sea mínimo; este aspecto es mencionado posteriormente en manejo de equipo, como medidas de prevención también para este rubro. El uso de maquinaría y equipo será la principal fuente emisora de ruido, provocará que el nivel de ruido aumente. Sin embargo, toda la maquinaría y equipo funcionará de acuerdo con la normatividad ambiental vigente y cumplirá con los estándares de calidad propuestos en las mismas. El nivel de ruido se considera no rebasará los 65 dB, en un horario diurno de trabajo. Esta fuente emisora se verá reducida una vez que se terminen los procesos de construcción de los carriles de aceleración y desaceleración. Para mitigar el impacto relacionado con la emisión de polvos por el uso de maquinaria de despalme, se regará periódicamente con agua. Manejo de Equipo. Todo equipo o maquinaria que genere cualquier tipo de emisión estará sujeta a un programa de mantenimiento preventivo y correctivo, por lo que la empresa constructora deberá mantener sus equipos y máquinas en óptimas condiciones mediante programas de limpieza y reparación como



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responsabilidad de está misma, con el fin de atenuar posibles impactos a la calidad del suelo por fugas y derrames de combustible y la posible contaminación atmosférica debido a los gases producto de la combustión interna.

• Sin embargo, como prevención al impacto generado por el mantenimiento a la maquinaria y a los vehículos utilizados durante la fase de preparación del sitio y construcción, se realizará fuera de la zona del proyecto y exclusivamente en áreas asignadas a ello, y referente a las revisiones menores se harán en el sitio del proyecto en todo caso

Toda maquinaria será resguardada en áreas asignadas para ello y no permanecerán fuera de ella cuando no se encuentre en operación. Paisaje. La etapa de construcción es potencialmente la mayor fuente de impactos negativos generados por el proyecto, siendo una actividad que genera una interrupción de la vista del lugar con efectos desagradables. Las actividades de construcción de la obra modificarán substancialmente las características del suelo al instalarse el ducto, sin embargo, el suelo será nivelado, estabilizado y protegido, logrando que el paisaje final sea armónico con su entorno, además es importante recordar que la zona es de tipo industrial y las características finales del sitio serán similares a su entorno.

Medidas de control de residuos. Basura común.- El manejo y disposición de los residuos sólidos que se generen en todo el desarrollo de la obra, se deberán instalar tambos de 200 litros metálicos, rotulados con un letrero con la leyenda "BASURA COMÚN”, para evitar la generación de fauna nociva y malos olores. Estos se colocarán en sitios visibles y accesibles para los usuarios, contando con personal para la recolección y traslado al sitio o sitios autorizados para su disposición final. Por ningún motivo se deberán de almacenar al aire libre. La disposición de éstos materiales de desecho se hará por medio de la empresa contratista destinada a realizar la recolección, manejo y disposición final en el sitio que para ello señale el municipio, evitando así su dispersión y disposición final inadecuada. Aguas residuales. En cuanto a las aguas residuales generadas serán de carácter doméstico, por el personal requerido durante la construcción del proyecto. Será instalado un baño portátil, este servicio será contratado en la región y la empresa contratada se hará cargo del mantenimiento de los sanitarios. Se prohíbe el vertimiento de este tipo de aguas residuales ene l suelo o agua. El sitio de disposición final, lo pondrá la empresa contratista que maneje las aguas residuales. Manejo de materiales para la construcción



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Durante la construcción, deberá prevenirse que los materiales no se dispersen durante su traslado, su almacenamiento o manejo. Una de las propuestas es utilizar lonas para cubrir los materiales, de tal forma que no haya dispersión del mismo al trasladarse. Diariamente se realizarán los riegos que sean necesarios con agua tratada sobre materiales de construcción para evitar su dispersión o la emisión fugitiva de polvos y evitar el deterioro del paisaje. Es importante mencionar que durante la etapa de preparación del sitio y construcción se debe mantener en condiciones de humedad la superficie del terreno en camino y frente del trabajo. El escombro y cualquier otro material de construcción solamente podrá permanecer en las obras de desvío durante una semana máximo para evitar mayores impactos visuales. Los materiales requeridos para la construcción se obtendrán de casas de materiales de la zona. Ruido. Las operaciones de mayor generación de ruido deberán realizarse durante el día. Vegetación. Con respecto a este punto no se proponen medidas de mitigación, puesto que la zona donde se ubicará el ducto no se encuentra cobertura vegetal que pudiera llegar a ser afectada. La zona es de tipo industrial y solo se encuentran algunas especies cercanas al sitio del proyecto que pudieran ser afectadas por el desecho de residuos no peligrosos en dado caso de que no se cumplan con el buen manejo de estos. Factores socioeconómicos. El proyecto “Instalación del ducto de 0.216” de diámetro y 7 mts de longitud para la empresa DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V. S.A. de C.V.” generará un impacto positivo sobre la economía de la zona, al consumir materiales de los negocios locales y hacer uso de mano de obra local, haciendo de esto un impacto de carácter temporal y permanente; incluso el empleo que se generará para las empresas personas encargadas en la disposición de la basura generada durante los procesos de operación del proyecto. El servicio que brinda el proyecto será el abastecimiento de combustible a la Terminal de Almacenamiento y Distribución de Gas Natural, generando así mismo el beneficio de este servicio a todos los usuarios que así lo requieran en el municipio de Rafel Delgado, Ver., gracias a la facilidad y seguridad del transporte de Gas Natural a través del ducto, que permitirá el acceso rápido y confiable que permita el movimiento de sus procesos. Transporte. Por ningún motivo transitará maquinaria por áreas sin camino específico. Toda maquinaria será resguardada en áreas específicas y no permanecerán fuera de ella cuando no se encuentre en operación. Las áreas de resguardo de maquinaria serán construidas dentro de las áreas del proyecto o alrededor en todo caso de no disponer de un sitio.



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El control de los límites de velocidad con materiales de la construcción circulará a 70 km/h como velocidad máxima en carreteras y autopistas. Para evitar problemas de tráfico por el uso de vehículos de construcción transportando materiales, acarreos de escombros, etc., se establecerán rutas adecuadas y horarios especiales, además de que se procurará que dichos vehículos estén afinados y en buen estado mecánico. Señalamientos.

Durante la preparación del sitio y construcción deberá contar con la señalización de seguridad. Los señalamientos son factores benéficos en cuanto a la comunicación de transporte y el empleo que se generará en su instalación y mantenimiento. Impactos residuales. Los impactos que son considerados como residuales son: el uso del suelo, ya que a pesar de que únicamente se emplea la superficie delimitada, el paso de camiones continua con la compactación del suelo.

CAPÍTULO I

DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE

RIESGO AMBIENTAL

CONTENIDO

CAPÍTULO I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE

DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL



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I.1. PROMOVENTE

I.1.1. NOMBRE O RAZÓN SOCIAL DE LA EMPRESA U ORGANISMO

I.1.2. REGISTRO FEDERAL DE CONTRIBUYENTES

I.1.3. NOMBRE COMPLETO Y CARGO DEL REPRESENTANTE LEGAL

I.1.4. REGISTRO FEDERAL DE CONTRIBUYENTES Y CÉDULA ÚNICA DE

REGISTRO DE POBLACIÓN DEL REPRESENTANTE LEGAL

I.1.5. DIRECCIÓN DEL PROMOVENTE O DE SU REPRESENTANTE LEGAL PARA

RECIBIR U OÍR NOTIFICACIONES

I.1.6. ACTIVIDAD PRODUCTIVA PRINCIPAL

I.1.7. NÚMERO DE TRABAJADORES EQUIVALENTE

I.1.8. INVERSIÓN ESTIMADA EN MONEDA NACIONAL



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I.2. RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

I.2.1. NOMBRE O RAZÓN SOCIAL

I.2.2. REGISTRO FEDERAL DE CONTRIBUYENTES

I.2.3. NOMBRE DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO

AMBIENTAL

I.2.4. REGISTRO FEDERAL DE CONTRIBUYENTES Y CÉDULA ÚNICA DE REGISTRO

DE POBLACIÓN DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE

RIESGO AMBIENTAL

I.2.5. DIRECCIÓN DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE

RIESGO AMBIENTAL



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CAPÍTULO I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL I.1. Promovente.

I.1.1. Nombre o razón social de la empresa u organismo. DESTILADORA DEL VALLE, S. A. de C. V.

Se incluye en el Anexo 1 copia del Acta Constitutiva de Destiladora del Valle, S.A. de C.V. I.1.2. Registro Federal de Contribuyentes.

En el Anexo 1 se presenta copia del Alta en SHCP de Destiladora del Valle, S.A. de C.V. I.1.3. Nombre completo y cargo del Representante Legal.





Protección datos personales LFTAIPG



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I.1.4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal.

En el Anexo 1 se presenta copia de la identificación del Representante Legal de Destiladora del Valle, S.A. de C.V., y se anexan copias de los documentos antes mencionados. I.1.5. Dirección del Promovente o de su Representante Legal para recibir u oír notificaciones.

En el Anexo 2 se presenta los planos de la localización de Destiladora del Valle, S.A. de C.V., así como del ducto a instalar.. I.1.6. Actividad productiva principal. La estación de medición y regulación de gas natural, será un área de servicio para Industrias Destiladora del Valle, S.A. de C.V., cuya actividad principal es el destilado de Alcohol de Caña a 96.2 ° G.L. I.1.7. Número de trabajadores equivalente. En la empresa existen 99 trabajadores. I.1.8. Inversión estimada en moneda nacional. La inversión requerida para el proyecto “Estación de Medición y Regulación de Gas Natural de la empresa Destiladora del Valle, S.A. de C.V., en Jalapilla, Ver., será aproximadamente de $ 2´000,000.00 (Dos Millones de pesos).



I.2. Responsable de la Elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

I.2.1. Nombre o Razón Social.

En el Anexo 1 se presenta copia del Acta Constitutiva de la empresa.

I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes.

En el Anexo 1 se presenta una copia del RFC de la empresa.

I.2.3. Nombre del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

I.2.5. Dirección del Responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental.

CAPÍTULO II

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

CONTENIDO

CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO








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II.1. NOMBRE DEL PROYECTO

II.1.1. DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD A REALIZAR, SU(S) PROCESOS, E

INFRAESTRUCTURA NECESARIA, INDICANDO UBICACIÓN, ALCANCE, E

INSTALACIONES QUE LO CONFORMAN

II.1.2. ¿LA PLANTA SE ENCUENTRA EN OPERACIÓN?

II.1.3. PLANES DE CRECIMIENTO A FUTURO, SEÑALANDO LA FECHA ESTIMADA DE

REALIZACIÓN

II.1.4. VIDA ÚTIL DEL PROYECTO

II.1.5. CRITERIOS DE UBICACIÓN

II.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO

CAPITULO II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO II.1. Nombre del Proyecto. II.1.1. Descripción de la actividad a realizar, su(s) procesos, e infraestructura necesaria, indicando ubicación, alcance, e instalaciones que lo conforman. El proyecto objeto de este estudio se denomina: “ESTACION DE Y REGULACION DE GAS NATURAL DE DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V.” El proyecto bajo estudio consiste en el suministro, instalación y construcción de una estación de regulación de Gas natural, para el uso exclusivo de la empresa Destiladora del Valle, S.A. de C.V., ubicada en la autopista México-Veracruz Km. 271, Jalapilla, Ver., Municipio de Rafael Delgado



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El Sistema de Transporte tendrá su origen en la interconexión con el ducto de PGPB de 558.8 mm (24 pulgadas) de diámetro exterior en el kilómetro 10 + 992 en el trayecto Mendoza - Zapoapita. La Estación de Medición y Regulación estará ubicada en el lugar de origen colindando con el D.D.V. de PGPB en el predio propiedad del Cliente. El sistema de transporte para usos propios, cumplirá con las características y especificaciones establecidas en las Normas Oficiales Mexicanas aplicables, y para todo lo no previsto por éstas, se cumplirá con las especificaciones técnicas establecidas por el Código ASME B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems” de los Estados Unidos de América, las cuales se utilizan internacionalmente en las instalaciones de tuberías para la conducción de gas. La Estación de Medición y Regulación, instalada en el punto de interconexión con el Gasoducto de PGPB tendrá los siguientes componentes principales: Sistema de filtrado Medidor de Flujo Computador Electrónico de Flujo Enlace al SCADA de PGPB Reguladores Válvulas de corte por alta y baja presión Las bases de diseño del proyecto para el Sistema de Suministro de Gas Natural denominado Estación de Medición y Regulación “City Gate Destiladora Del Valle” son:

o Fluido = Gas Natural o Densidad Específica = 0.6 o Q Máximo = 4375 mcd (154,502 SCFH) o P Diseño = 54.89 Kg/cm2 (780.72 Psig) o P Máxima de Entrada = 35.00 Kg/cm2 (497.82 Psig) o P Normal de Entrada = 25.00 Kg/cm2 (355.58 Psig) o P Mínima de Entrada = 21.00 Kg/cm2 (298.69 Psig) o P Máxima de Salida = 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) o P Mínima de Salida = 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) o T Máxima de Diseño = 24.00 °C (75.20 °F) o T Mínima de Diseño = 16.00 °C (60.80 °F) o Velocidad Máxima del gas a la entrada = 39 ft/sec @ 298.69 Psig o Velocidad Máxima del gas a la salida = 53 ft/sec @ 213.35 Psig

El punto de interconexión. Este arreglo no se encuentra detallado en esta propuesta; ya que, está será de acuerdo a la ingeniería y requerimientos proporcionados por PGPB, posteriormente el gas natural se hará llegar a la Estación de Medición y Regulación por medio del ducto ramal de interconexión, la presión medida como de entrada a la Estación será la registrada en el medidor. El ramal que será utilizado para la conducción de gas natural entre el punto de origen y la Estación de Medición y Regulación tendrá una longitud aproximada de 7 mts construido con tubo de acero al carbón de 88.90 mm (3.5 pulgadas) de diámetro exterior, 5.49 mm (0.216 pulgadas) espesor de pared, especificación API 5L Grado B, resistencia a la presión interna de 265.76 kg/cm2 (3,780 lb/in2). La estación de medición y regulación tendrá instalada a la entrada y salida una junta monoblock clase 600# con la finalidad de aislar la corriente eléctrica suministrada para la protección



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catódica del ducto ramal de interconexión y la corriente eléctrica suministrada para la protección catódica del gasoducto ramal de usos propios que suministrará el gas natural a la empresa. El gas natural proveniente del ducto de transporte de PGPB se hará pasar por el sistema de filtrado antes de ser medido. La estación de medición y regulación contará con un sistema de filtrado de tipo coalescente en posición vertical, con conexiones horizontales de entrada y salida bridadas WNRF clase 600#, diseñado para el volumen máximo a la presión mínima de trabajo, con una eficiencia de filtrado de sólidos del 99% en partículas de 3 micras o mayores y para líquidos del 98 % con gotas de 3 micras de acuerdo a las especificaciones de PGPB. La caída de presión máxima, cuando los elementos filtrantes están limpios no será mayor a 2 psi y podrá ser monitoreada en el PID instalado en el filtro. Este filtro contará con el estampado ASME y se considera adecuado para manejar gas en base a las características especificadas por la NOM-001-SECRE-1997. Este sistema estará acondicionado con dos válvulas de bloqueo una aguas arriba y otra aguas abajo del filtro que permitirán aislarlo y sacarlo de operación, un by pass con su válvula de corte en posición normalmente cerrada; la cual, se abrirá cuando se requiera sacar de operación el filtro para su mantenimiento. Las especificaciones referentes al equipo de filtración se muestran más adelante. Una vez filtrado el gas, éste pasará a ser medido, se ha diseñado un sistema de medición que pueda cubrir los flujos estimados por la empresa manteniéndose dentro del rango de exactitud del medidor marcado por el fabricante. Esto se hace en base a la condición crítica a la cual pudiera operar el medidor y es a flujo máximo y presión mínima de entrada que sería a la que pudiera operar el ducto de PGPB. El Sistema de Medición consiste principalmente en: El equipo de medición primario es un tubo de medición con juego de placas de orificio para cubrir los diferentes rangos de consumo de la empresa, el tubo será fabricado en acero al carbón de 3” D.N. ced 40 bridado clase 600#, con acondicionador de flujo; dimensionado de acuerdo a los requerimientos del Reporte 3 del AGA. El sistema de medición primario estará acondicionado con dos válvulas de bloqueo una aguas arriba y otra aguas abajo del medidor que permitirán aislarlo y sacarlo de operación, cuando así se requiera para una verificación y/o mantenimiento interno. Para evitar la suspensión del suministro de gas natural a la empresa, contará con una derivación con válvula de corte en posición normalmente cerrada, con brida ciega y candado de seguridad aguas arriba de la válvula de bloqueo de entrada al medidor; así como también, una derivación de entrada con su válvula de corte en posición normalmente cerrada, con brida ciega y candado de seguridad aguas abajo del bloqueo de salida del medidor; éstas derivaciones de entrada y salida, servirán para colocar un by pass al medidor cuando se requiera sacar de operación para su mantenimiento. Para el caso de verificación y mantenimiento de la placa de orificio no es necesario sacar de operación el tubo de medición; ya que, cuenta con el fitting porta placa de doble cámara para poder remover la placa sin la interrupción del flujo.



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Las especificaciones referentes al tubo de medición se muestran más adelante. Al pasar el gas natural por la placa de orificio se generará la presión diferencial y esta en conjunto con la presión estática y la temperatura en el medidor serán sensadas por el trasmisor multivariable. Las señales de presión diferencial, presión estática y temperatura registradas por el trasmisor multivariable serán trasmitidas al computador electrónico de flujo, el SCADA de PGPB por su parte enviará al computador electrónico de flujo la composición de gas de un cromatógrafo instalado en el área de influencia del gas suministrado a la industria, con esta información el computador electrónico de flujo realizará el cálculo de volumen en base al AGA 3 y lo enviará nuevamente al SCADA de PGPB. El equipo de medición secundario consiste en un computador electrónico de flujo enlazado al SCADA de PGPB para recibir y enviar señales referentes a la medición y operación de la estación de medición y regulación. Las especificaciones referentes al computador electrónico de flujo se muestran más adelante y cumplen con la Norma NRF-083-PEMEX-2005. Ya medido el gas natural, este pasará al paso de regulación para bajar la presión a la cual opera el Ducto de PGPB a la presión de entrega a la empresa. El sistema de regulación estará constituido por doble línea de regulación uno Activo y el otro en Stand by. La línea con el regulador Activo, hará la regulación en una sola etapa de 25.00 Kg/cm2 (355.58 Psig) entrada a 15.00 Kg/cm2 (213.35 Psig) salida. En caso de presentarse una sobre presión o baja presión (fuga) aguas abajo del regulador, este contará con una válvula de corte integrada que cerrará el paso de gas. Una vez que opera la válvula de corte esta solo podrá ser reactivada manualmente. El punto de ajuste para una sobrepresión será de 16.50 Kg/cm2 (234.69 Psig) y por baja de 13.2 Kg/cm2 (187.75 Psig). La línea con el regulador Stand by, se encuentra instalada paralela a la línea con el regulador Activo, su condición es normalmente cerrado y está línea operará solo en caso de falla del regulador Activo. Si fallase el regulador Activo y esto generara una sobrepresión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste de la válvula de corte, ésta operará cerrando el paso de gas, el consumo de gas del cliente generará una caída de presión hasta alcanzar el punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) en ese momento toma el control la línea con el regulador Stand by, manteniendo la demanda de consumo de gas. En caso de que la falla del regulador Activo presentase una baja presión aguas abajo del regulador, al llegar al punto de ajuste del regulador Stand by de 14.00 Kg/cm2 (199.13 Psig) este tomará el control, manteniendo la demanda de consumo de gas. Si la baja presión fuera provocada por fuga al llegar al punto de ajuste de XXX las válvulas de corte integradas se



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bloquearán cerrando el paso de gas. Una vez que operen las válvulas de corte estas solo podrán ser reactivadas manualmente. El sistema de regulación contará en ambas líneas Activo y Stand by con válvulas de bloqueo aguas arriba y abajo de los reguladores para cerrarse en caso de requerir sacar de operación una línea para su mantenimiento, dejando una en operación mientras esto sucede. A la salida de los reguladores el libraje de los accesorios (válvulas, bridas etc.) cambia a clase 300# ANSI. Ambas líneas a la salida se únen para salir de la ERM en una sola línea de conducción de 3” de D.N. la presión medida como de salida de la Estación será la registrada por un PT ubicado aguas abajo del sistema de regulación y será enviada al Computador Electrónico de Flujo para ser monitoreada vía SCADA de Pemex Gas y Petroquímica Básica. II.1.2. ¿La Planta se encuentra en operación? La planta Destiladora del Valle, S.A. de C.V. se encuentra en operación y ha venido utilizando combustibles fósiles para sus Generadores de Vapor tales como Combustóleo o Diesel, los cuales son grandes generadores de contaminantes a la atmósfera, por lo que con este nuevo proyecto se busca utilizar un combustible ecológico (Gas Natural), lo que contribuirá al mejoramiento del ambiente. II.1.3. Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. No se tienen contemplados crecimientos a futuro.

II.1.4. Vida útil del proyecto. El presente proyecto tendrá una vida útil de 20 años, mismos que podrán ser ampliados previa solicitud a PEMEX y al mantenimiento del ducto instalado. II.1.5. Criterios de ubicación. En virtud de la ubicación de la empresa (autopista México-Veracruz) y toda vez que en el área se ubica un ramal de Gas Natural, la empresa decidió llevar el cambio de combustibles, por un combustible ecológicamente viable, II.2. Ubicación del Proyecto. La estación de Medición se pretende instalar en la AUTOPISTA MEXICO-VERACRUZ KM. 271, JALAPILLA, VER, MUNICIPIO DE RAFAEL DELGADO. En los anexos se pueden consultar los planos de localización de Destiladora del Vallel, S.A. de C.V., así como de la ubicación de la Estación de Medición. Empresa Actividad que desarrolla



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Destiladora del Valle, S.A. de C.V. Destiladora de alcohol de caña a 96.2 ° G.L. La zona donde se ubica la empresa, que es donde se ubicara la estación de medición de gas natural esta destinada al desarrollo industrial por lo que la zona no es considerada como vulnerable, además en esta zona no se localizan puntos de interés tales como asentamientos humanos, hospitales, escuelas, parques, mercados, centros religiosos, áreas naturales protegidas, zonas de reserva ecológica y cuerpos de agua que pudieran ser afectados por la ejecución de este proyecto.

CAPITULO III

ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONOMICO

CONTENIDO

III.1. DESCRIPCION DEL (OS) SITIO (S) O ÁREA (S) SELECCIONADA (S)

FLORA

FAUNA

SUELO

HIDROLOGIA

DENSIDAD DEMOGRAFICA DEL SITIO

III.2 CARACTERISTICAS CLIMÁTICAS

TEMPERATURA (MÍNIMA, MÁXIMA Y PROMEDIO)

PRECIPITACION PLUVIAL (MINÍMA, MÁXIMA Y PROMEDIO

DIRECCION Y VELOCIDAD DEL VIENTO (PROMEDIO)

III.3 INTEMPERISMO SEVEROS



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UBICACIÓN – LOCALIDAD DE JALAPILLA

Aspectos abióticos Clima



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El clima es templado húmedo regular con lluvias abundantes en verano y principios de otoño y lloviznas en invierno. Los meses calurosos son; Marzo, Abril, durante los que también se sienten fuertes vientos, hasta los días 10 o 20 de Mayo, fechas en las que comienza las lluvias a veces con fuertes granizadas, los meses de mayor precipitación son, Junio, Julio, Agosto y Septiembre,. Para las celebraciones de las fiestas de San Juan que son el 24 de Junio. En Noviembre y hasta el mes de Enero, se sienten fríos con algunas lloviznas. En Julio y Agosto presenta canícula, que es un pico de temperaturas altas en los meses de temperaturas templadas. La temperatura media anual oscila entre los 18ª y 20ª actualmente, su precipitación media anual es de 2,530 mm. De acuerdo a la situación geográfica, podemos mencionar que en base a su magnitud, tenemos un clima; templado subhúmedo que varia a húmedo, con precipitación total de 700 a 1,200 mm y temperatura media anual de 18 a 20°C, variando de las partes más altas del territorio municipal a las partes más bajas, presentándose estas diferencias, en la parte más alta con algunas neblinas vespertinas que se presentan durante una parte del año, acentuándose en épocas de frentes fríos, y con presencia de heladas en las épocas más frías del año que va de los meses de Noviembre a Febrero, aunque en ocasiones se han llegado a presentar heladas aisladas a inicios de primavera en la zona de las montañas. Edafología Su suelo es de tipo acrisol, se caracteriza por la acumulación de arcilla en el subsuelo, es muy pobre en nutrientes. Los Acrisoles se desarrollan principalmente sobre productos de alteración de rocas ácidas, con elevados niveles de arcillas muy alteradas, las cuales pueden sufrir posteriores degradaciones. Predominan en viejas superficies con una topografía ondulada o colinada, con un clima tropical húmedo, monzónico, subtropical o muy cálido. Los bosques claros son su principal forma de vegetación natural. El perfil es de tipo AEBtC. Las variaciones están relacionadas con las condiciones del terreno. Un somero horizonte A oscuro, con materia orgánica poco descompuesta y ácida, suele pasar gradualmente a un E amarillento. El horizonte Bt presenta un color rojizo o amarillento más fuerte que el del E. La pobreza en nutrientes minerales, la toxicidad por aluminio, la fuerte adsorción de fosfatos y la alta suceptibilidad a la erosión, son las principales restricciones a su uso. Grandes áreas de Acrisoles se utilizan para cultivos de subsistencia, con una rotación de cultivos parcial. No son muy productivos salvo para especies de baja demanda y tolerantes a la acidez como la piña, caucho o palma de aceite. Se utiliza más o menos el 50% en el sector agrícola ganadero. Hidrología Superficial Se encuentra regado por el río Blanco, Cuatro son los ríos principales que fluyen por la región, El Río Blanco que nace en la sierra de Acultzingo y que siguiendo una trayectoria poniente a oriente, desemboca en la Laguna de Alvarado al norte de la desembocadura del Río Papaloapan cuenca a la que pertenece el Río Blanco. Afluente del Río Blanco con una trayectoria de nordeste a sudoeste el Río Orizaba nace al sudoeste del Pico de Orizaba y cruza la Ciudad de Orizaba para unirse al Río Blanco en el puente de San Antonio, El Río Escamela nace en el



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manantial Ojo de Agua y con una trayectoria noroeste a sudeste se une al Río Blanco en la presa de Tuxpango. Al oriente el Río Metlac que nace al oriente del Pico de Orizaba y delimita la conurbación en la barranca del mismo nombre. El Río Metlac se une al Río Blanco al oriente de la presa de Tuxpango. Orografía El municipio se encuentra ubicado en la zona centro montañoso del Estado, en las llanuras del sotavento. Aspectos bióticos Vegetación terrestre De acuerdo a la carta topográfica, y al Atlas Geográfico del Estado de Veracruz la Vegetación está compuesta por el bosque templado caducifolio y bosque de pinaceas, con especies como el Ayacahuite (Pinus ayacahuite), Ocozote (Liquidambar macrophylla), Encino (Quercus sp), Pino Colorado (Pinus patula) y Oyamel (Abies sp). La vegetación del municipio, presenta serios problemas de deforestación debido a la tala inmoderada de árboles para la elaboración de muebles rústicos así como crear espacios e introducir el cultivo de maíz. Los cambios del clima son visibles la radiación solar incide directamente en el suelo porque no presenta ninguna cobertura vegetal que minimice el efecto de las altas temperaturas. Fauna Fauna Silvestre En la extensión territorial de la comunidad, actualmente ya no se localizan de manera fácil a los animales, ya que huyen de la de la gente porque los matan. Aún se puede encontrar: ranas (Bufo sp.), gorriones, conejos (Sylvilagus spp.), tusas, zopilotes, gavilanes, codornices (Colinus virginianus), coyote, zorro, ardillas, tlacuaches (Didelphys marsupialis), mapaches (Procyon lotor), armadillos (Dasypus novencinctus), musarañas y en las zonas pedregosas se encuentra también gran variedad de serpientes como son; coralillo (Micrurus sp.), nauyaca (Bothrops sp.), lamentablemente en el municipio han sido exterminadas mucha de esta fauna. Los habitantes del municipio son pocos los que se dedican a la caza de animales silvestres, a veces lo hacen por gusto y cazan conejos, y armadillos para el autoconsumo. Uno de los diversos problemas con los que cuenta la comunidad es la erosión del suelo ya que ha perdido una gran riqueza de materia orgánica, ya que por ello no se tiene un alto rendimiento en la agricultura y la siembra excesiva del cultivo de maíz sin dejar reposar la tierra y explotarla al máximo. Medio Sociodemográfico. Grupos Étnicos Existen en el municipio 6,373 hablantes de lengua indígena, 3,222 hombres y 3,151 mujeres, que representa el 57.36% de la población municipal. La principal lengua indígena es el náhuatl.



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De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el municipio habitan un total de 8,930 personas que hablan alguna lengua indígena. Evolución Demográfica Municipio que tiene una población hasta el año de 1995 de 12,682 habitantes, este mismo año reporta 504 nacimientos y 48 defunciones. Se estima al 96 una población de 13,194. De acuerdo a los resultados preliminares del Censo 2000, la población en el municipio es de 5,334 habitantes, 2,628 hombres y 2,706 mujeres. De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, el municipio cuenta con un total de 17,473 habitantes. Religión Tiene una población total de mayor de 5 años de 9,403 que se encuentra dividida entre las siguientes religiones: católica 8,764, evangélica 407, otras 100 y ninguna 74. Infraestructura Social y de Comunicaciones Educación La educación básica es impartida por 10 planteles de preescolar, 12 de primaria, 1 de secundaria. Salud En este municipio la atención de servicios médicos es proporcionada por la una unidad médica de la Secretaría de Salud. Cabe señalar que en esta municipalidad se prestan los servicios de consulta externa. Abasto El municipio satisface sus necesidades de abasto mediante 1 tienda DICONSA. Vivienda Acorde a los resultados preliminares del Censo 2000, se encontraron edificadas en el municipio 2,749 viviendas, con un promedio de ocupantes por vivienda de 5.36, la mayoría son propias y de tipo fija, los materiales utilizados principalmente para su construcción son el cemento, el tabique, el ladrillo, la madera, la lámina. Así como también se utilizan materiales propios de la región como: la teja. De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el municipio cuentan con un total de 3,481 viviendas de las cuales 3,250 son particulares. Servicios Públicos



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Servicios Públicos: 100% 75% 50% 25% 0% Alumbrado Público. X

Recolección de Basura y Limpia Pública.

X

Seguridad Pública. X Pavimentación. X

Mercados y Centrales de Abasto. X Medios de Comunicación El municipio recibe publicaciones periodísticas y la señal de 10 estaciones de radio en frecuencia AM y 4 de FM., así como la señla de los canales de televisión. Tiene servicio telefónico por marcación automática en la cabecera y en 1 localidad, así como con telefonía rural; además 3 oficinas postales. Vías de Comunicación El municipio cuenta con infraestructura de vías de comunicación conformada por 11.4 Km. de carretera. Actividad Económica Principales Sectores, Productos y Servicios . Agricultura El municipio cuenta con una superficie total de 1,838.092 hectáreas, de las que se siembran 1,165.837 hectáreas, en las 822 unidades de producción. Los principales productos agrícolas en el municipio y la superficie que se cosecha en hectáreas es la siguiente: maíz 393, caña de azúcar 168, café 42. En el municipio existen 259 unidades de producción rural con actividad forestal, de las que 67 se dedican a productos maderables. Ganadería Tiene una superficie de 143 hectáreas dedicadas a la ganadería, en donde se ubican 528 unidades de producción rural con actividad de cría y explotación de animales. Cuenta con 194 cabezas de ganado bovino de doble propósito, además de la cría ganado porcino, ovino y caprino. Las granjas avícolas tienen cierta importancia. Comercio Su comercio cuenta con 130 establecimientos que producen 4,166.5 miles de pesos de ingreso total anualizado, se emplean 195 trabajadores en esta actividad.

Población Económicamente Activa por Sector Productivo



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Sector primario. 54 %

(Agricultura, ganadería, caza y pesca.) Sector secundario 17 %

(Minería, extracción de petróleo y gas natural, industria manufacturera, electricidad, agua y construcción)

Sector terciario. 25 % (Comercio, transporte y comunicaciones, servicios financieros, de administración

pública y defensa, comunales y sociales, profesionales y técnicos, restaurantes, hoteles, personal de mantenimiento y otros.)

No especificado. 1.01 % Gobierno Principales Localidades Las comunidades más importantes, atendiendo a su población son: Rafael Delgado con 6,623 habitantes, Jalapilla con 4,888 habitantes; Tzoncolco con 437 habitantes; Ejido Rafael Delgado con 184 habitantes y Omiquila con 130 habitantes. TEMPERISMO El potencial de tormentas severas se concentra particularmente en la zona centro del país, debido a que ahí se concentran las ondas tropicales que producen estos fenómenos, convirtiéndose en una de las zonas más vulnerables del país, de acuerdo a datos del Servicio Meteorológico Nacional (SMN).

Las ondas tropicales son clasificadas por los meteorólogos de acuerdo al espesor y existen diferentes tipos de ellas, desde las débiles y pequeñas, hasta las más activas que son similares a la que actualmente se han posesionado en el centro de la República mexicana.

Veracruz, por ejemplo, recibe alrededor de 100 litros de agua por metro cuadrado en promedio.

Las ondas tropicales se forman cada tres o cuatro días sobre las aguas del océano Atlántico, cerca de la línea ecuatorial.

Estos fenómenos ocasionan características especiales en todo el estado de Veracruz, lo que origina que todo el sector industrial tenga planes de contingencias por tormentas severas, para evitar tanto daño a la población como a sus patrimonios.

CAPITULO IV

INTEGRACION DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO



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CONTENIDO

IV.1 PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL

IV.2 PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL

IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO

IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS

Dentro del análisis de planeación y con base en las características que enmarcan al proyecto, se identifican los siguientes instrumentos normativos con los que el proyecto Estación de Medición y Regulación de Gas Natural encuentra vinculación: ��Plan Municipal del Municipio de Rafael Delgado, 2007-2010. ��Plan Estatal de Desarrollo de Veracruz 2005-2010. ��Plan Nacional de Desarrollo 2006-2011..



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PLAN DE DESARROLLO MUNICIPAL DE RAFAEL DELGADO, 2005-2007. El plan considera todas las actividades y funciones de la ciudad, de sus habitantes y sus visitantes y trata de integrar los planes de cada grupo social al plan de derechos bajo cualquier circunstancia. El plan presenta ideas claras de cómo debe ser la ciudad conforme a los deseos y necesidades de sus habitantes y no conforme a una reglamentación impuesta desde afuera, este plan se orienta hacia los conceptos y a las técnicas basadas en la reflexión en grupos de interés. Con el Plan de Desarrollo Municipal de se busca que el minicipio sea más habitable en lo humano y más competitivo En lo económico y complementado estos dos objetivos, la competitividad económica se convertirá en bienestar social. Dentro de las líneas estratégicas de este plan se pretende mejorar la calidad de vida en los asentamientos humanos, para lo cual es necesario la regularización de la tenencia de la tierra, eliminar toda normativa que induzca a la irregularidad, estimular la oferta de suelo urbano bien planificado con diversos grados de desarrollo de infraestructura, para propiciar armonía y belleza en la imagen urbana. Es muy importante el apoyo al autoempleo y a la micro y mediana empresa. La conservación y mejoramiento del medio ambiente es muy importante, por lo tanto se trabajará en programas y estrategias que lleven a mejorar las aguas residuales, informar a la ciudadanía para que sepa que residuos pueden procesar las plantas y cuales no, conservación del suelo, atmósfera, así como también la promoción para la forestación y ajardinado de la ciudad. Una buena imagen urbana es fundamental para la conservación del medio ambiente. Bajo las líneas anteriores, con la ejecución del proyecto, se busca satisfacer la demanda de Gas natural de la empresa Destiladora del Valle, S.A. de C.V., con el propósito de disminuir la concentración de contaminantes a la atmosfera. El Uso de Suelo de la zona es Industrial. PLAN ESTATAL DE DESARROLLO DE VERACRUZ 2005 - 2010. CONTEXTO GENERAL En los últimos años Veracruz ha llevado a cabo profundas transformaciones que han permitido avances significativos en el ámbito económico, alcanzando un ritmo de crecimiento estatal ubicado entre los de mayor importancia a nivel nacional. Hoy en día los indicadores de empleo en la ciudad capital son de los más altos en México. La inversión nacional y extranjera también han crecido. Veracruz es el quinto Estado con mayor población del país. Cuenta con la cuarta ciudad más importante de México. Su localización geográfica le ha permitido ser un factor primordial de comunicación entre diversas zonas de amplio desarrollo productivo y prioritario para el desarrollo nacional. La industria y el comercio han sufrido transformaciones importantes en los últimos años. La industria automotriz que tuvo una severa crisis, ahora es un sector exportador. La industria ha sufrido con la apertura comercial y se encuentra en un período importante de reconversión. DESARROLLO ECONÓMICO



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El desarrollo económico proyectado para Veracruz debe ser además de sostenido, sustentable, es decir, debe ser un desarrollo económico que no abuse de los recursos naturales ni que supere la capacidad de carga del medio ambiente con sus desechos. En este sentido, las políticas de fomento al desarrollo económico se aplicarán en coordinación con políticas que tiendan por una parte a promover el uso racional de recursos naturales y por la otra evitar el deterioro del medio ambiente. En este contexto, el nuevo gobierno impulsará acciones con el objeto de detonar el desarrollo económico de la entidad en las siguientes áreas: Agropecuario y forestal. Industria. Turismo. Comercio y abasto. Inversión extranjera. Empleo. Infraestructura productiva y de servicios. Comunicaciones y transportes. Desarrollo científico y tecnológico. Desarrollo sustentable.

DESARROLLO SUSTENTABLE Diagnóstico El concepto de desarrollo sustentable subraya la necesidad de un enfoque integrado del desarrollo económico y social con la protección del medio ambiente. En su formulación original y simplificada, trata de incorporar tres elementos: la cobertura de las necesidades básicas; la capacidad natural para lograrlo; y la cobertura de las necesidades de las generaciones futuras. La sociedad y el Estado deben asumir plenamente las responsabilidades y costos de un aprovechamiento duradero de los recursos naturales renovables y del medio ambiente, que permita mejorar la calidad de vida para todos, propicie la superación, y contribuya a una economía que no degrade sus bases naturales de sustentación. El Programa del Medio Ambiente propone combinar la satisfacción de necesidades y aspiraciones sociales con el mantenimiento del equilibrio biofísico y social indispensable para el propicio proceso de desarrollo actual y futuro. El desarrollo sustentable no puede limitarse a sólo tratar de encontrar un equilibrio entre tecnología y medio natural, sino que requiere de un análisis más amplio entre grupos sociales, para lograr la igualdad en las condiciones de vida. En la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente se concibe el ordenamiento ecológico del territorio como el proceso de planeación dirigido a evaluar y programar el uso del suelo y el manejo de los recursos naturales en el territorio nacional, para preservar y restaurar el equilibrio ecológico y proteger el ambiente. Se deben considerar los impactos y alteraciones que se generan en los proyectos de desarrollo, medidos en magnitud, extensión y permanencia en el tiempo. Para conocer y valorar



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económicamente el agotamiento de los recursos, es necesario un sistema de cuentas ecológicas. Se hace cada vez más imprescindible la reestructuración industrial que permita al mismo tiempo la compatibilidad de la eficiencia con la sustentabilidad ambiental. Paralelamente, se debe difundir la aplicación de tecnologías limpias, que orienten a una protección ambiental. El tipo de suelo existente en el Estado permite sostener una amplia gama de actividades de manera sustentable. El crecimiento productivo del sector industrial ha incidido de manera directa en el medio ambiente. La planta productiva se ha establecido y desarrollado con criterios de rentabilidad de corto plazo, sin tomar en cuenta la variable ambiental. El proyecto bajo estudio no se contrapone con lo estipulado en este Plan de desarrollo; pretende instalarse en un Parque Industrial, además se instalará dentro de una planta que existe en operación en ese parque desde hace más de 10 años. No se afectará ninguna cubierta vegetal, las actividades propias de preparación del sitio, construcción y operación, no incidirán de manera adversa sobre el entorno del proyecto. El único factor ambiental que resalta es la generación de emisiones al aire, producto de la combustión de gas natural en los equipos de combustión de la empresa; sin embargo, se adelanta que éstas estarán dentro de los niveles máximos permisibles establecidos en la Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-1994. Al igual que en el Plan de Desarrollo Nacional, el proyecto bajo estudio tiene contemplado prevenir y compensar los efectos adversos que se identifiquen por la ejecución de este proyecto, considerando responsablemente la necesaria interacción de los ámbitos económico y social con el medio ambiente y los recursos naturales, para lograr el desarrollo sustentable. El proyecto contribuye a un crecimiento ecológicamente sustentable, por la eliminación de combustibles fósiles altamente contaminantes, además de balancear la expansión económica y la reducción de la pobreza con la protección del medio ambiente de una manera clara, contribuyendo a un crecimiento que avance en la equidad de oportunidades entre personas, regiones y sectores. Es decir, el proyecto se integra en una dinámica que permita generar y canalizar recursos suficientes para combatir los rezagos y financiar proyectos de inclusión en el desarrollo. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2006 – 2011 La sociedad mexicana demanda un entorno que pueda conducir al progreso y al bienestar, un marco macroeconómico en el que la actividad productiva y el trabajo, la inversión y el ahorro, la innovación y la creatividad, ofrezcan oportunidades para todos; aspira también a un crecimiento económico estable, sostenido y sustentable, es decir un desarrollo sustentable. La visión de México en el año 2025 implica consolidar un país de alta competitividad mundial, con un crecimiento económico equitativo, incluyente y sostenido, capaz de reducir las diferencias económicas y sociales extremas, y de brindar a cada habitante oportunidades de empleo e ingreso para una vida digna, para realizar sus capacidades humanas y para mejorar, de manera constante, su nivel de bienestar. Asimismo, el crecimiento económico será apuntalado



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por un desarrollo tecnológico acorde con las circunstancias y necesidades nacionales; con el uso racional y la protección de los recursos naturales y con el respeto absoluto al medio ambiente. El crecimiento que busca el Plan es un crecimiento con calidad, que ocurra con tasas altas, sostenidas y estables, y que excluya la recurrencia de crisis. Se trata de un crecimiento ecológicamente sustentable, que sea capaz de balancear la expansión económica y la reducción de la pobreza con la protección del medio ambiente; de un crecimiento que avance en la equidad de oportunidades entre personas, regiones y sectores. Es decir, una dinámica que permita generar y canalizar recursos suficientes para combatir los rezagos y financiar proyectos de inclusión en el desarrollo. En el Plan Nacional de Desarrollo dentro del Capítulo 6 correspondiente al Área de Crecimiento con Calidad, se estable lo siguiente: Objetivo rector 2: Elevar y extender la competitividad del país Elevar y ampliar la competitividad del país es una condición necesaria para alcanzar un crecimiento más dinámico y para garantizar que éste conduzca a un desarrollo incluyente. Estrategias: c. Promover una inserción ventajosa del país en el entorno internacional y en la nueva economía México forma parte de una red internacional de acuerdos comerciales y de inversión, y participa en foros comerciales multilaterales y regionales, que representan una amplia gama de oportunidades de comercio e inversión. En el terreno de los energéticos, México participa en el ordenamiento de la oferta y la demanda en los mercados mundiales de energía. Se debe fortalecer la cooperación internacional para concretar acuerdos trilaterales energéticos con América del Norte, a fin de integrar mercados energéticos regionales que faciliten el intercambio de energía eléctrica e hidrocarburos, y contribuyan al desarrollo económico del país. Objetivo rector 5: Crear condiciones para un desarrollo sustentable. El crecimiento con calidad sólo es posible si se considera responsablemente la necesaria interacción de los ámbitos económico y social con el medio ambiente y los recursos naturales. Estrategias: a. Promover el uso sustentable de los recursos naturales, especialmente la eficacia con el uso del agua y la energía. b. Promover una gestión ambiental integral y descentralizada. c. Fortalecer la investigación científica y la innovación tecnológica para apoyar tanto el desarrollo sustentable del país como la adopción de procesos productivos y tecnologías limpias. d. Promover procesos de educación, capacitación, comunicación y fortalecimiento de la participación ciudadana relativos a la protección del medio ambiente y el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales. e. Mejorar el desempeño ambiental de la administración pública federal. f. Continuar en el diseño y la implementación de la estrategia nacional para el desarrollo sustentable.



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Por lo anterior, durante el desarrollo del proyecto, se tiene contemplado prevenir y compensar los efectos adversos que se identifiquen por la ejecución de este proyecto, considerando responsablemente la necesaria interacción de los ámbitos económico y social con el medio ambiente y los recursos naturales, para lograr el desarrollo sustentable. Las Áreas Naturales Protegidas que tienen influencia en el Estado de Veracruz se describen a continuación:

AREAS NATURALES PROTEGIDAS CARÁCTER FEDERAL

CATEGORIA TERRITORIO AÑO DEL DECRETO

PARQUE NACIONAL PICO DE ORIZABA 1937

COFRE DE PEROTE 1937

CAÑÓN DE RÍO BLANCO 1938

SISTEMA ARRECIFAL 1992

RESERVA ESPECIAL VOLCÁN DE SAN MARTÍN 1979

SIERRA DE SANTA MARTHA 1980

RESERVA DE LA BIOSFERA LOS TUXTLA 1998

CAPITULO V

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

CONTENIDO

V.1 BASES DE DISEÑO

V.2 PROCEDIMIENTOS Y MEDIDAS DE SEGURIDAD

V.3 HOJAS DE SEGURIDAD

V.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN



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V.4.1 OPERACIÓN

V.4.2 PRUEBAS DE VERIFICACION

CAPÍTULO V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. V.1. Indicar las bases de diseño y normas utilizadas para la construcción del ducto, así como los procedimientos de certificación de materiales empleados, los límites de tolerancia a la corrosión, recubrimientos a emplear y bases de diseño y ubicación de válvulas de seccionamiento, venteo y control. La principal norma que regula la construcción del ducto es la NOM-003-SECRE-2002. A continuación se hace una descripción de lo que será el tendido de la tubería, así como de la protección catódica que tendrá ésta. Tendido de la tubería. El tendido de tubería consiste en su carga del centro de su transporte al derecho de vía, su descarga, acomodo a lo largo del derecho de vía en forma paralela a la zanja sin provocar derrumbes; estas maniobras se harán sin perjuicio a ninguna de las partes de la obra ya construida o en proceso de construcción. Para el transporte de tubos se cumple con las prácticas recomendadas por el API-RP-511, API-RP-515 y API-RP-516. Las válvulas tres, codos, bridas, tapa abisagrada, reducciones y demás materiales a instalar en la línea deben serán transportados con el cuidado extremo para no dañar caras de bridas, biseles, volantes de válvulas, etc. Antes del tendido de la tubería, se verificará que no existan daños a elementos prefabricados de la tubería; los aplastamientos, arrancaduras, ranuras y todos los defectos de este tipo deben de serán evitados o eliminados como se indica: Las abolladuras, acanaladuras, arrancaduras y quemaduras de arco eléctrico se eliminarán mediante los procesos que estable el API-SPEC-51. Las ranuras y laminaciones en los extremos de los tubos no ser repararán se eliminarán en forma de carrete y se volverá a biselar. Los tramos aplastados serán eliminados. Todas las abolladuras que afecten las curvaturas del tubo en la soldadura longitudinal o circunferencia serán retiradas en forma de carrete y se volverá a biselar. Las abolladuras que excedan una profundidad del 1% del diámetro nominal del tubo serán removidas. Las características de la tubería son las siguientes:

Características de la Tubería



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Conductora Camisa Especificación A-53, grado B A-53, grado B Diámetro exterior 219.07 (8.625”) mm. (pulg.) 356 (14”) mm. (pulg.) Espesor de pared 8.17 (0.322) mm. (pulg.) 8.38 (0.330) mm. (pulg.) Peso teórico 42.65 Kg./ m 65.35 Kg./ m Presión máxima de operación 20 (284.4) Kg./cm2 (psi) Tipo de construcción clase 3,4 Presión máxima de trabajo 132.3 (1,881.6) Kg./cm2 (psi) Presión máxima de prueba hidrostática 165.4 (2,352) Kg./cm2 (psi)

Presión de prueba hidrostática en campo 25 (355.5) Kg./cm2 (psi)

Presión de diseño 20 (284.4) Kg./cm2 (psi) Recubrimiento Anticorrosivo El sistema de tubería enterrada deberá de ser provisto de cubiertas protectoras para la corrosión externa, la cual debe contar con las siguientes características: Tener la suficiente adhesión a la superficie del metal para resistir con efectividad la penetración de la humedad. Tener ductilidad suficiente para evitar agrietamientos Tener propiedades dieléctricas El procedimiento de protección anticorrosivo para la tubería enterrada será el siguiente: a) Limpieza con chorro de arena a metal blanco, especificación PEMEX-LA-80 b) Una vez inspeccionada la limpieza se aplicará una capa de 1027 a base de hule butílico, elastómeros, combinados y resinas polímeras que evitan al ducto la corrosión catódica, aplicado con brocha o máquina. Especificaciones técnicas: Base: hule butílico y resinas sintéticas Solvente: nafta Total sólidos: 30% Peso por litro:0.83 Kg. Viscosidad: mediana Punto de inflamación: +10 ºC Color: negro Durabilidad: excelente Temperatura: (-34 a 85 ºC) c) Posteriormente se aplicará la cinta anticorrosivo 980 formada por polietilenos con adhesivo de hule butílico y resinas sintética aplicada manualmente o con máquina y su función es proteger contra la corrosión química y electrolítica al ducto. Especificaciones técnicas: Base: polietileno de alta y baja densidad color negro Adhesivo: hule butílico y resinas sintéticas Propiedades físicas: Espesor total: 0.508 a 0.625 mm. Espesor de la base: 0.305 mm. Espesor del adhesivo: 0.203 a 0.305 mm.



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Resistencia a la tensión: 5.36 a 6.25 Kg./cm. de ancho de cinta Elongación: 200% Adhesión al tubo con capa 1027: 2.2 Kg./m de ancho de cinta Resistencia dieléctrica: 21 a 23 Kv. Resistencia al aislamiento: 1,000,000 mega ohms Rango de transmisión de vapor de agua: < 0.03 g/100 cm2/24 hrs. Rango de temperatura de aplicación: -34 a 71ºC Rango de temperatura de operación: -34 a 85 ºC Norma de prueba ASTM-D-1000: ASTM-E-398 d) Finalmente la aplicación de cinta mecánica 955 formada por polietileno y ahesivo de hule butílico, la cual protege a la cinta interior anticorrosivo contra cualquier golpe o daño, aplicada manualmente o con máquina. Especificaciones técnicas: Base: polietileno de baja densidad color blanco Adhesivo: hule y resinas sintéticas Propiedades físicas: Espesor total: 0.508 a 0.635 mm. Espesor de la base: 0.381 a 0.500 mm. Espesor del adhesivo: 0.127 mm. Resistencia a la tensión: 4.47 a 4.71 Kg./cm de ancho de cinta Elongación: 200% Adhesión a la cinta anticorrosivo: 0.530 Kg./ cm. de ancho de cinta Aplicación a temperatura ambiente: -34 a 71ºC Temperatura de operación: -34 a 85ºC Norma de prueba: ASTM-D-1000 e) Este sistema de protección anticorrosivo va complementado con la cinta tipo mastique 931 para usarse como relleno bajo las diferentes cintas polyken para rellenar los ángulos entre la tubería, válvulas, codos, nicles, tees y otras irregularidades, así mismo por la cinta anticorrosiva y mecánica para juntas, cordones de soldadura y superficies a reparar en la tubería . f) Los tiempos máximos de aplicación entre fase y fase depende del proveedor seleccionado y este será quien nos indique tiempo de la limpieza de chorro de arena a metal blanco. A la aplicación será inmediato evitando que se oxide el tubo; los tiempos entre las demás aplicaciones también es inmediato para tener una buena adherencia con el tubo. Prueba dieléctrica Después de ser ejecutadas las diferentes fases del recubrimiento, el contratista inspeccionará la cubierta de la tubería, mediante un detector eléctrico de fallas, el equipo probador será portátil de bajo amperaje y de tensión regulable con señal audible y luminosa, el detector debe ser ajustado cuando menos tres veces en la jornada y finalmente verificar antes del término de la jornada que el aparato no tenga desajustes. La inspección eléctrica, es una prueba de continuidad de la cubierta protectora, esta inspección no provee información concerniente a la resistencia, características física o calidad cubriente de la misma. Las fallas de recubrimiento mecánico anticorrosivo así como los parcheos al unir los tramos y obras especiales deben repararse siguiendo el procedimiento de su instalación inicial.



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V.2. Señalar la infraestructura requerida para la operación del ducto, tales como bombas, trampas, estaciones de regulación o compresión, venteos, etc. (Indicar en forma de lista en el caso de ampliaciones, la infraestructura actual y proyectada). La operación de la línea de ducto de gas l.p., estará a cargo de PEMEX Gas y Petroquímica Básica. La empresa “Destiladora del Valle, S.A. de C.V.”, solo se hará cargo de la introducción de la línea de gas l.p. a sus instalaciones, la cual se ramificará de un PGPB-Ducto de 24” pulgadas de diámetro, dicha ramificación se ubica dentro de las instalaciones de PEMEX Gas y se proyecta que su desarrollo sea por el interior de dichas instalaciones sobre mochetas, con una longitud aproximada de 7 metros. V.3 Incluir las hojas de datos de seguridad (MSDS) de las sustancias y/o materiales peligrosos involucrados, de acuerdo a la NOM-018-STPS-2000, "Sistema para la identificación y comunicación de riesgos por sustancias químicas en los centros de trabajo" (formato Anexo No. 2), de aquellas sustancias consideradas peligrosas que presenten alguna característica CRETIB. A continuación se anexa la hoja de seguridad del Gas Natural.

HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD PARA SUSTANCIAS QUÍMICAS NOMBRE DE LA EMPRESA “DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V.” FECHA DE ELABORACIÓN FECHA DE REVISIÓN 17 de JUNIO de 2006 SECCIÓN I DATOS GENERALES DEL RESPONSABLE DE LA SUSTANCIA QUÍMICA 1.- NOMBRE DEL FABRICANTE O IMPORTADOR 2.- EN CASO DE EMERGENCIA COMUNICARSE

A: PETRÓLEOS MEXICANOS TELÉFONO: PEMEX - REFINACIÓN FAX: 3.-DOMICILIO COMPLETO: CALLE No. EXT. COLONIA C.P. LOCALIDAD O POBLACIÓN ENTIDAD

FEDERATIVA SECCIÓN II DATOS GENERALES DE LA SUSTANCIA QUÍMICA NOMBRE COMERCIAL NOMBRE QUÍMICO Gas Natural Metano, Etano y Propano COMPOSICION FAMILIA QUÍMICA METANO – 88 %, ETANO-9 % y PROPANO – 3 % Alcanos

SINÓNIMOS OTROS DATOS Gas SECCIÓN III COMPONENTES RIESGOSOS 1.- % Y NOMBRE DE LOS COMPONENTES

2.- No.CAS 3.-No. DE LA ONU

4.- CANCERIGENOS O TERATOGENICOS

METANO – 88 %, ETANO-9 % yPROPANO – 3 %

74-82-8 1075



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5.- LÍMITE MAXIMO PERMISIBLE DE CONCENTRACIÓN

6.-IDLH/IPVS (ppm)

7.- GRADO DE RIESGO:

TLV 8 1000 ppm ó No aplica 7.1 SALUD 7.2 INFLAMABILIDAD

7.3 REACTIVIDAD

1800 mg/m3 Ligeramente No es tóxico asfixiante INFLAMABLE No es reactivo TLV 15 No reportado Tóxico SECCIÓN IV PROPIEDADES FÍSICAS 1.- TEMPERATURA DE FUSIÓN ºC 2.- TEMPERATURA DE EBULLICIÓN (ºC) -135 ºC Metano, - 90°C Etano y -87 ºC Propano -0.5 ºC 3.- PRESIÓN DE VAPOR (mmHg a 20 ºC) 4.- DENSIDAD RELATIVA LÍQUIDO 47 lb/pulg2 0.51 (agua =1) 5.-DENSIDAD RELATIVA DE VAPOR (AIRE = 1.00 a C.N.)

6.- SOLUBILIDAD EN AGUA (g/ml)

1.53 Metano y Etano insolubles en agua Propano solubilidad baja 65 eq/100 partes 7.- REACTIVIDAD EN AGUA: 8.- ESTADO FÍSICO, COLOR Y OLOR: Ninguna Gas, incoloro, inodoro, se le agrega mercaptano para

detectar fugas 9.- VELOCIDAD DE EVAPORACIÓN (BUTIL ACETATO =1)

10.- PUNTO DE INFLAMACIÓN (ºC)

1 132 ºC 11.- TEMPERATURA DE AUTOIGNICIÓN (ºC) 12.- POR CIENTO DE VOLATILIDAD 882 a 1002 50 % con formación de Aerosol 13.- LÍMITES DE INFLAMABILIDAD(%) INFERIOR: 2.4 SUPERIOR: 9.6 SECCIÓN V RIESGOS DE FUEGO O EXPLOSIÓN 1.- MEDIO DE EXTINCIÓN: NIEBLA DE AGUA: ESPUMA: HALÓN CO2: POLVO QUÍMICO

SECO: OTROS:

XXXX XXXX Hidrantes y aspersión. 2.- EQUIPO ESPECIAL DE PROTECCIÓN (GENERAL) PARA COMBATE DE INCENDIO: Equipo de bomberos, sistema de aspersión, hidrantes y extintores 3.- PROCEDIMIENTO ESPECIAL DE COMBATE DE INCENDIO

Ver procedimiento PE - I – ROJO 4.- CONDICIONES QUE CONDUCEN A UN PELIGRO DE FUEGO Y EXPLOSIÓN NO USUALES: Mezcla de gas y oxígeno expuesta a una fuente de ignición 5.- PRODUCTOS DE COMBUSTIÓN CO2, CO y H2O trazas de NOx, SO2 Y O2 SECCIÓN VI DATOS DE REACTIVIDAD 1.- SUSTANCIA Gas Natural 2.- CONDICIONES A EVITAR: ESTABLE INESTABLE No es reactivo, no obstante se recomienda evitar el

contacto con oxígeno y aceite. Muy estable



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3.- INCOMPATIBILIDAD (SUSTANCIAS A EVITAR): Contacto con el oxígeno 4.- DESCOMPOSICIÓN DE COMPONENTES PELIGROSOS: Ninguno 5.- POLIMERIZACIÓN PELIGROSA: 6.- CONDICIONES A EVITAR:

PUEDE OCURRIR NO PUEDE OCURRIR

XXXX No aplica SECCIÓN VII RIESGOS PARA LA SALUD VÍAS DE ENTRADA SÍNTOMAS DEL LESIONADO PRIMEROS AUXILIOS 1.- INGESTIÓN ACCIDENTAL No es posible 2.- CONTACTO CON LOS OJOS Irritación Lavar con abundante agua 3.- CONTACTO CON LA PIEL El gas no provoca daño Lavado y aplicación de El líquido provoca quemadura

criogénica Pomadas humectantes.

4.- ABSORCIÓN No se absorbe 5.- INHALACIÓN Somnolencia y asfixia Aireación 6.- SUST. QUIM. CONSIDERADA COMO CANCERIGENA (SEGÚN NORMATIVIDAD DE LA STPS Y SSA) STPS SI _____ NO XX SSA _____ SI _____ NO _____ OTROS. ESPECIFICAR SECCIÓN VIII INDICACIONES EN CASO DE FUGA O DERRAMES: Los desfogues y fugas de gas natural se dispersan en el aire y solo pueden ser riesgosas si estequiométricamente se presenta una cantidad de oxígeno que provoque una mezcla y esta además encuentre una fuente de ignición, en el sitio es poco probable esta situación ya que el gas natural se volatiliza dispersando rápidamente la posible nube de riesgo, así mismo las posibles fuentes de ignición se pueden provocar a ras del suelo y el Gas tiende a elevarse. SECCIÓN IX EQUIPO DE PROTECCIÓN PERSONAL 1.- ESPECIFICAR TIPO: Chaquetón

Zapatos con suela de hule (botas) Guantes Careta

2.- PRACTICAS DE HIGIENE: Mantener ventiladas las áreas donde se maneja el material.

Seguir los procedimientos para su manejo y almacenamiento. SECCIÓN X INFORMACIÓN ECOLÓGICA (DE ACUERDO CON LAS REGLAMENTACIONES ECOLÓGICAS):

El proyecto se encuentra normado por la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente, en lo relativo a la necesidad de realizar estudios de riesgo, según las modificaciones de la mencionada ley en Diciembre de 1996. Listado de Actividades altamente riesgosas del 4 de Mayo de 1992.



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SECCIÓN XI PRECAUCIONES ESPECIALES 1.- DE MANEJO Y ALMACENAMIENTO: Evitar fugas en recipientes, tuberías, equipo de bombeo e instalaciones de llenado y trasvasado. No fumar dentro de la planta. Evitar la presencia de personal ajeno a la operación de la planta. Manejar con precaución y bajos límites de velocidad dentro de las instalaciones. Respetar los anuncios de seguridad. Apegarse estrictamente a los procedimientos de operación. 2.- OTRAS:

V.4. Condiciones de operación. V.4.1 Describir las condiciones de operación del ducto (flujo, temperaturas y presiones de diseño y operación), así como el estado físico de la(s) sustancia(s) transportada(s). Presiones y flujo. Se considera la presión máxima de operación de 20 Kg./ cm2 que es la presión de salida del patín de medición de PEMEX Gas. Temperatura Tomando como base los datos presentados en el anuario estadístico del municipio de Rafael Delgado, Ver., la temperatura promedio anual que se presenta es de 20 º C permitiendo con ello un manejo adecuado de los combustibles en este rango de temperatura. Estado físico de la sustancia transportada. El gas natural, es único entre los combustibles comúnmente usados, que bajo presiones moderadas (6–9 kg/cm2) y a temperatura ordinaria, puede ser transportado y almacenado en una forma líquida, pero cuando se libera a presión atmosférica y a temperatura relativamente baja, se evapora y puede ser manejado y usado como gas. El gas que se encuentra “encerrado” en una tubería se encuentra en estado líquido. V.4.2 Describir las características de la instrumentación y control. Las condiciones de operación del trayecto del ducto estarán a cargo de PEMEX. La responsabilidad de la empresa “Destiladora del Valle, S.A. de C.V.” iniciará a partir del patín de medición (trayecto final del ducto) de la Terminal de Almacenamiento y Distribución de gas natural propiedad de ésta empresa, por lo que las características de la instrumentación y control del trayecto de ducto solo conciernen a la empresa proveedora, en este caso PEMEX Gas y Petroquímica Básica. De acuerdo al oficio girado por PEMEX y que se anexa al final del estudio en los documentos de respaldo, se hace mención que, para cuantificar y verificar el volumen entregado por parte de PGPB, será necesario colocar un patín de medición dentro de las instalaciones de la Terminal de PEMEX y otro dentro de la Terminal de Destiladora del Valle, debiendo contar con la instrumentación que a continuación se detalla:

Medidor de flujo másico Transmisor de flujo Transmisor de densidad y temperatura con convertidor integrado Transmisor de presión (rango de operación 0-21 Kg./cm2) Transmisor de temperatura Computador de flujo Válvula controladora de flujo



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Detectores de mezclas explosivas y flama PLC (Controlador Lógico Programable) integrado al sistema de control de PEMEX.

VI

ANALISIS Y EVALUACION DE RIESGOS

CONTENIDO VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES VI.2 METODOLOGIAS DE IDENTIFICACION Y JARARQUIZACION VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO VI.5 RECOMENDACIONES TECNICO-OPERATIVAS VI.5.1 SISTEMAS DE SEGURIDAD VI.5.2 MEDIDAS PREVENTIVAS VI.6 RESIDUOS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA OPERACIÓN DEL DUCTO VI.6.1 CARACTERIZACION VI.6.2 FACTIBILIDAD DE RECICLAJE O TRATAMIENTO CAPÍTULO VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

VI.1 Antecedentes de accidentes e incidentes ocurridos en ductos similares, describiendo brevemente el evento, las causas, sustancia(s) involucrada(s), nivel de afectación y en su caso, acciones realizadas para su atención. Casos de fallas en ductos ocasionados por fracturas de corrosión por esfuerzo SCC (Stress Corrosión Cracking) El problema de fallas en ductos de transporte de hidrocarburos por SCC se ha presentado en diferentes países, como Estados Unidos, que es el que cuenta con una mayor información al respecto, Canadá, donde desde 1977 a la fecha se han presentado 22 fallas en líneas de transporte por fallas atribuibles a SCC. Fuera de Norte América existen informes de Rusia, Australia, Irán, Irak, Pakistán, Arabia Saudita y México, que también han sido afectados por SCC.



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Como ejemplo de una falla ocurrida en México por SCC, podemos mencionar la ocurrida en una línea de 12 " D.N., con una antigüedad de 12 años, la cual transporta Gas L. P., ubicado en una planta de Minatitlán, Veracruz. Dicha línea cuenta con dos bombas eléctricas para dar salida a la producción de gas licuado e inyectarlo a un cabezal principal de mayor diámetro. El ducto operaba normalmente a una presión de descarga de 50 Kg. /cm2 y un flujo de 46.7 MB/D, y se encuentra ubicada en un terreno fuertemente contaminado por derrames de hidrocarburos.

Partiendo de los muestreos que se tomaron del ducto, pruebas de laboratorio, el medio ambiente donde se encuentra, las condiciones de operación y la antigüedad de este, se puede concluir que dicho ducto presenta un problema con todas las características de una falla por SCC (Se anexan fotomicrografías de la sección correspondientes al estudio metalográfico realizado por el Instituto Mexicano del Petróleo). Con base a la evidencia recabada por medio de estudios de laboratorio y siguiendo las prácticas recomendadas, se elaboró un programa de muestreo por parte de PEMEX- Gas y Petroquímica Básica en los ductos de transporte de hidrocarburos que pudieran presentar condiciones favorables para que se desarrolle el fenómeno de SCC.

VI.2 Identificar los puntos probables de riesgo, empleando una metodología específica (p.ej. Que pasa si/Lista de Verificación, Hazop, Árbol de Fallas) o en su caso, cualquier otra cuyos alcances y profundidad de identificación sean similares, debiéndose aplicar la metodología de acuerdo a las especificaciones propias de la misma. En caso de modificar la aplicación, deberá sustentarse técnicamente.



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Bajo el mismo contexto, indicar los criterios de selección de la(s) metodología(s) utilizadas para la identificación y jerarquización de riesgos. Asimismo, anexar la memoria descriptiva de la(s) metodología(s) empleada(s). En la aplicación de la(s) metodología(s) utilizada(s), deberá considerarse todos los aspectos de riesgo de cada uno de los nodos y sectores que conforman la instalación. Para la jerarquización de Riesgos se podrá utilizar: Matriz de Riesgos, metodologías cuantitativas de identificación de riesgos, o bien, aplicar criterios de peligrosidad de los materiales en función de los gastos, condiciones de operación y/o características CRETIB o algún otro método que justifique técnicamente dicha jerarquización. Para la identificación y evaluación de los posibles riesgos que pudieran ocurrir en el ducto, se utilizaron métodos cuantitativos y cualitativos bajo el siguiente esquema: 1. Primero se realizan las consideraciones que se tomaron para la evaluación de riesgo de la

línea de ducto de 0.216 pulgadas de diámetro y 7 metros de trayecto desde las instalaciones de PEMEX hasta el patín de medición de la empresa “Destiladora del Valle, S.A. DE C.V.”

2. Identificación de sucesos iniciadores no deseados, que pueden llevar a la materialización de un peligro. (Se anexa en éste, las circunstancias propagadoras, circunstancias mitigantes y consecuencias del accidente).

3. Identificación de peligros por: A) Análisis histórico de accidentes. B) Matriz cualitativa de riesgos.

C) Metodología PRIORIZA. 4. Descripción del riesgo con mayor incidencia en el uso de ductos. 5. Posteriormente se presentan los eventos que pudieran suscitarse. 6. Se explican los métodos de evaluación de daños que se ocuparán en los eventos de

mayor probabilidad, entre ellos se encuentran radiación térmica y nubes explosivas. 7. Identificación del evento máximo probable y catastrófico. En el punto VI.3 se presentarán los cálculos del evento más probable y el catastrófico, para esto se utilizarán modelos matemáticos, así como el simulador Archie

1. CONSIDERACIONES PARA LA EVALUACIÓN DE RIESGOS. Como se sabe, el medio de transporte masivo de hidrocarburos más utilizado en el mundo son los ductos. No obstante, aunque el avance tecnológico patente en toda la infraestructura del transporte por ductos es eficiente, el riesgo está siempre presente en la operación de los mismos. Debido a la sustancia que se maneja y las condiciones de estado físico en la que se transportan, éstas conllevan un riesgo, por lo que es necesario estimar su magnitud, motivo por el que se realiza el presente estudio de “Análisis de riesgo”. El análisis de riesgo, consistirá en desarrollar una estimación cuantitativa del nivel de peligro potencial del ducto, en términos de la magnitud de daño y la probabilidad de que tenga lugar. Para lograr lo anterior se combinará la evaluación del desarrollo del ducto, con técnicas matemáticas que permitirán realizar estimaciones de accidentes. Si bien el riesgo existirá siempre, su cuantificación es una parte esencial para su mejor administración y prevención, por lo que se debe contar con herramientas adecuadas para



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evaluarlo de la mejor manera posible. Los métodos actuales de diseño toman en cuenta la parte aleatoria de las variables únicamente mediante factores de seguridad. Este nivel de aproximación es muy limitado. En ocasiones, los riesgos son evidentes y no necesitan procedimientos especiales para ponerse de manifiesto. En otros casos los riesgos no son tan evidentes, y se requiere un análisis de cierta profundidad para desentrañar la clase de accidentes que pueden tener lugar. El primer suceso de la cadena se conoce como suceso iniciador. Por lo general, entre el suceso iniciador y el accidente se encuentra una secuencia de hechos que incluye las respuestas del sistema y de los operadores, así como de otros sucesos concurrentes. Todos estos factores se conocen como elementos del accidente. Las consecuencias del accidente variarán dependiendo de la evaluación específica de la cadena de sucesos, es decir, de los elementos que dan origen al mismo. Así, un mismo suceso iniciador puede tener distintas consecuencias adversas (o no tenerlas), dependiendo de la combinación de sucesos intermedios de propagación o mitigación. Las principales fallas que se pueden presentar en el ducto se deben a los siguientes factores: - Corrosión. - Falla del material del mismo ducto o tubería. - Fisura en soldadura. Con lo anterior descrito, el estudio de análisis de riesgo se enfocará al análisis en la longitud de 7 metros y considerando los peligros mencionados. Cabe aclarar que Pemex Gas y Petroquímica Básica cuentan con una administración de riesgos en ductos, que tiene un criterio de riesgo tolerable. El criterio de riesgo tolerable está formado por tres regiones que reflejan los niveles de riesgo representativos para instalaciones de ductos de Pemex Gas. Este criterio respalda la toma de decisiones en cuanto la programación del mantenimiento a través de la interpretación de valores cuantitativos de riesgo. Hasta la fecha, se han logrado incorporar a esta metodología 6,650 kilómetros de ductos: 4,400 kilómetros para gas; 1,700 kilómetros de para gas licuado; y cerca de 450 kilómetros para petroquímicos básicos. Los beneficios de la administración de riesgo se reflejan en las áreas de mantenimiento de ductos, ya que proporciona los elementos suficientes para la selección y programación de acciones y proyectos que garanticen niveles aceptables de riesgo.



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2. IDENTIFICACIÓN DE SUCESOS NO DESEADOS, QUE PUEDEN LLEVAR A LA MATERIALIZACIÓN DE UN PELIGRO. Información adaptada del libro “BATTELLE COLUMBUS DIVISION-AICHE/CCPS”: Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, American Institute of Chemical Engineers. Nueva York (1985)” y tomada del libro “Análisis y reducción de riesgos en la industria química, fundación MAPFRE, J.M. Santamaría Ramiro y P.A. Braña Aísa.

N O T A : De la tabla general reportada en la anterior bibliografía se adecuó para el trayecto del ducto. CARACTERÍSTICAS

PELIGROSAS SUCESOS INICIADORES CIRCUNSTANCIAS PROPAGADORAS

CIRCUNSTANCIAS MITIGANTES

CONSECUENCIAS DEL ACCIDENTE

- Manejo de cantidades de sustancias peligrosas (materiales inflamables, combustibles, inestables o tóxicos, gases inertizantes materiales a muy alta o baja temperatura, etc.).

- Fallos de contención (tuberías, juntas, soldaduras etc.) - Errores humanos (operación mantenimiento, revisiones). - Pérdida de servicios - Agentes de externos (inundaciones, terremotos, tormentas, vientos fuertes, impactos, sabotajes, etc.). - Errores de método o información.

- Fallos de contención (tuberías, recipientes, tanques juntas, fuelles, entrada o salida de venteo, etc.). - Ignición, explosión. - Errores del operador (comisión, omisión, diagnostico, toma de decisiones). - Agentes externos. - Errores de método o de información.

- Respuestas de control, respuestas de los operadores. - Operaciones de emergencia (alarmas, procedimientos de emergencia, equipos de protección personal, evaluación, etc.). - Agentes externos. - Flujo adecuado de información.

- Fuegos. - Explosiones. - Impactos. - Dispersión de materiales tóxicos.



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3. EVALUACIÓN POR MÉTODOS CUALITATIVOS. A) ANÁLISIS HISTÓRICO DE ACCIDENTES. La aplicación de este tipo de análisis identifica riesgos concretos e indica a la dirección de una empresa que en otras instalaciones análogas o que procesan sustancias similares ha ocurrido un tipo determinado de accidente, lo que deberá ser suficiente para iniciar un análisis de riesgos que indique si es o no verosímil que el accidente tenga lugar en la empresa actual. Tiene como principales metas: - Hacer uso de los datos recogidos en el pasado sobre accidentes industriales.

- Al referirse a accidentes ya ocurridos, los peligros identificados son indudablemente reales.

Su principal restricción es que no cubre todas las posibilidades importantes, sobre todo donde hay procesos muy complejos. Resultados de la aplicación de esta metodología. Los accidentes en tuberías de conducción de hidrocarburos se distribuyen aproximadamente de la siguiente manera:

Riesgo Porcentaje de aparición. Corrosión 41 %

Falla de material 25 % Golpes de maquinaría 13 %

Toma clandestina 4.5 % Fisura en soldadura 3 %

Otras causas 13.5 %



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B) MATRIZ CUALITATIVA DE RIESGOS. CRITERIOS

Para desarrollar esta técnica se tomó lo mejor de los diversos análisis, quedando de la siguiente manera: Una vez que se analizó el sistema en general o particular es necesario catalogar las acciones en las cuales cae el nodo o parte a analizar del proceso, siendo éstas:

ACCIONES

Frecuencia de la causa del riesgo. Categoría del efecto del riesgo.

Características riesgosas. Influencias ambientales.

Manejo y operación. Mal funcionamiento.

Se seleccionan estas categorías para desarrollarlas de manera específica, por lo que se tiene:

Frecuencia de la causa del riesgo.- Esta se define por el número de acciones con las que puede producirse un evento de riesgo. Los tipos de frecuencia son:

FRECUENCIA

Frecuente Moderado Ocasional Remoto

Improbable Imposible

Categoría del efecto del riesgo.- Ésta se define por el grado de peligro que puede producir en caso de que se presente la posibilidad de riesgo en el sistema y ésta puede ser:

CATEGORÍA

Catastrófica

Crítico

Marginal

Insignificante Características peligrosas.- Es una de las bases para tener un buen desarrollo cualitativo de este método. Esta categoría se encuentra directamente relacionada con la experiencia y objetividad del especialista, ya



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que son las más predecibles y representativas del sistema o nodo que se está analizando, dependiendo de lo anterior se tendrá una fiabilidad en el proceso que se evalúa.

Cinéticas Toxicidad Mecánicas Radiación Eléctricas Presión Explosivas Temperatura Químicas Vibración y ruido Inflamables Contaminación

Influencias ambientales.- Al igual que el punto anterior, esta categoría permite conocer cuales son las condiciones ambientales que pueden influir en los riesgos encontrados en el sistema a analizar.

Temperatura Contaminación Humedad Mecánicas Viento Eléctricas Radiación Químicas Humanas

Manejo y operación.- En este punto se analizan las diferentes omisiones o fallas que pueden contribuir a presentar un riesgo en las unidades, las cuales recaen directamente en la evaluación del mismo sistema.

Condiciones inseguras Operaciones a destiempo Influencias externas Instrucciones inexistentes, confusas o incompletas Advertencias inexistentes o insuficientes Calidad de productos ofrecidos por los proveedores

Mal funcionamiento.- Determinado por cualquiera de las siguientes causas:

Mecánico Eléctrico Estructural Software

Se observa a continuación su aplicación.



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MM AA TT RR II ZZ CC UU AA LL II TT AA TT II VV AA DD EE RR II EE SS GG OO SS .. Probabilidad Severidad

Situación Frecuencia de la causa de riesgo

Categoría del efecto del

peligro

Características peligrosas

Mal funcionamie

nto

Influencias ambientales

Manejo y operación Acciones

Presencia de fracturas de corrosión por esfuerzo. Remoto Insignificante Mecánicas

Mecánico Eléctrico Estructural Químico – Biológico

Humedad Temperatura Eléctrica

-Calidad de productos ofrecidos por los proveedores.

Definir un periodo de inspección con equipo instrumentado.

Se da un diferencial de presión entre la planta de recompresión y el patín de medición.

Ocasional. Insignificante Mecánica Presión Temperatura

Software Humanas

-Operaciones a destiempo. -Instrucciones inexistentes, confusas o incompletas. -Influencias externas.

-Supervisión en la operación. -Procedimientos de operación.

Se forman defectos de mayor longitud debido a que fracturas incluidas en una colonia se unen con otras.

Remoto Insignificante Mecánicas

Mecánico Eléctrico Estructural Químico – Biológico

Humedad Temperatura Eléctrica

-Calidad de productos ofrecidos por los proveedores.

Definir un periodo de inspección con equipo instrumentado.



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MM AA TT RR II ZZ CC UU AA LL II TT AA TT II VV AA DD EE RR II EE SS GG OO SS .. Probabilidad Severidad

Situación Frecuencia de la causa de riesgo

Categoría del efecto del peligro

Características peligrosas

Mal funcionamiento

Influencias ambientales

Manejo y operación Acciones

Formación de fracturas con mayor longitud, con posible falla del ducto.

Remoto Marginal

Mecánica Inflamable Explosiva Radiación térmica

Mecánico Estructural

Humedad Mecánicas Eléctricas

-Calidad de productos ofrecidos por los proveedores. -Advertencias inexistentes o insuficientes.

-Definir un periodo de inspección con equipo instrumentado. -Mantenimiento preventivo y correctivo.

Ruptura del ducto en juntas de sello por presencia de colonias de fracturas.

Remoto Marginal

Mecánica Inflamable Explosiva Radiación térmica

Mecánico Estructural

Humedad Mecánicas Eléctricas

-Calidad de productos ofrecidos por los proveedores. -Advertencias inexistentes o insuficientes.

-Definir un periodo de inspección con equipo instrumentado. -Mantenimiento preventivo y correctivo.

El recubrimiento de protección anticorrosivo es propenso a la formación de bolsas o huecos en el recubrimiento.

Remoto ----insignificante Mecánicas Eléctricas Cinéticas

Mecánico Estructural Eléctrico

Humedad Temperatura Contaminación

-Condiciones inseguras. -Influencias externas. -Calidad de productos ofrecidos por los proveedores.

-Mantenimiento preventivo y correctivo. -Definir un periodo de inspección con equipo instrumentado.

C) METODOLOGÍA PRIORIZA

MODELO MATEMÁTICO PARA DETERMINAR LA FRECUENCIA DE INSPECCIÓN A DUCTOS CON EQUIPO INSTRUMENTADO

Objetivo La metodología PRIORIZA permite calcular un índice de riesgo en la operación de ductos y el período de tiempo máximo permisible de inspección con equipo instrumentado. Con dicha metodología se pueden priorizar, según la sección del tubo, la inspección interna con equipo instrumentado, así como la aplicación de pruebas hidrostáticas, la medición del potencial externo a cortas distancias (close-interval surveys), el mantenimiento y la rehabilitación. La metodología se basa en la evaluación cualitativa de factores asociados al ducto y a su entorno, tales como la posibilidad de falla mecánica por interferencia de terceros, su estado corrosivo, que incluye entre otros, el estado de protección catódica y la aplicación de inhibidores de corrosión. Otro factor engloba la fecha de construcción, normativa, fabricante e instalador. Algunos más consideran la sismicidad local, el grado de afectación debida a siniestros según la cantidad de población asentada en las cercanías del tubo, y las posibles consecuencias económicas a raíz de un desastre inesperado de producto a comunidades e industrias.

Descripción del método El modelo que se usa en este trabajo, contiene todas las variables que propone Iritis Gas, aunque se le añadieron algunas nuevas que tienen significancia en México, y por supuesto, todas ellas se adecuaron a las normas y costumbres de PEMEX; en términos coloquiales, se "tropicalizaron". Con respecto al modelo matemático, se diseñó uno expreso, que es versátil porque fácilmente se pueden añadir u omitir variables para adaptarlo a las diversas condiciones de PEMEX o de la industria privada. También posee un excelente comportamiento estadístico por lo que se puede tener confianza en sus predicciones. PRIORIZA es el resultado de un estudio estadístico del estado de ductos realizado con una muestra de las evaluaciones de 260 tramos de ductos de transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos, crudos y refinados, con diámetros desde 4" hasta 48". El levantamiento de la información se realizó en 1992 por personal técnico de PEMEX. Cabe mencionar que la muestra estadística de ninguna manera es representativa de todos los ductos de Pemex, pero sirve excelentemente para el propósito de este estudio. PRIORIZA es una metodología matemática adaptable ya que permite el ajuste de la importancia relativa de cada parámetro, al asignarle un factor de peso, o coeficiente de relevancia relativa. La cuantificación de los coeficientes de relevancia relativa se realiza ponderando las opiniones de especialistas. IP = a0.x0 + a1.x1 + a2.x2 + a3.x3 + a4.x 4~ + a5x5 IP o Índice de Prioridad es una función proporcional al riesgo de falla del ducto en estudio. El significado de las variables xi, y los coeficientes ai de la función IP, se muestra en la siguiente tabla. Los coeficientes de relevancia denotan la importancia relativa o el peso asignado a cada parámetro. Variable Factor de ai, Coeficiente de Relevancia

x0 Interferencia externa 0.13 x1 Corrosión 0.21 x2 Movimiento de terreno 0.05 x3 Normatividad en construcción 0.18 x4 Seguridad de operación 0.22



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Responsable de Estudio de Riesgo: Nancy García Pérez Cordillera Central Núm. 2225 Fraccionamiento Maravillas C.P. 72220, Puebla, Pue.

x5 Seguridad de suministro al usuario 0.20 PRIORIZA, utiliza una escala de cero al diez, con la que se estandariza la evaluación de los parámetros (xi), logrando así una plataforma homologada de asignación numérica. El criterio general consiste en que la valoración sea proporcional al riesgo de falla y/o magnitud del daño económico y social que puede crear.

Evaluación Cualitativa 0 a 2 2 a 4 4 a 6 6 a 8 8 a 10

Excelente Bueno Regular Deficiente Pésimo

Bibliografía - Kiefner, J. Fg., Vieth P. H.g., Orban, J.E. and Feder P. I, “Methods for Priorizing Pipeline Maintenance and Rehabilitation”, American Gas Association, from BATELLE. Project PR3-919, Report G-5, 199. - Smith Mark P., Stevie Dora., “Selection of appropiate risk-assesment methods”, Pipeline Rehability Conference, September 1995. Pipeline & Gas Industry & Pipelines International.



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Parámetros de PRIORIZA Se utilizan seis factores que consideran muchas de las preguntas que el operador se hace para tomar una decisión de priorizar recursos a los ductos. x0.- Interferencia Externa.

a) Espesor de la tubería. b) Poblaciones por las que se desarrolla el ducto (CLASE).

x1.- Corrosión. a) Protección catódica. b) Interferencia eléctrica. c) Recubrimientos. d) Operación de juntas aislantes. e) Corrosión interna.

x2.- Factor de movimiento de terreno.

a) Cercanía a minas y canteras. b) Sismos. c) Ríos, deslaves y agrietamientos causados por intemperismo.

x3.- Factor de normatividad en construcción.

a) Fecha de construcción. b) Incidencia de fugas.

x4.- Factores de seguridad de operación.

a) Presión de operación. b) Zonas pobladas según el tipo de construcción.

x5.- Factor de Seguridad de suministro.

a) Producción perdida. b) Consumidores afectados. c) Impacto económico al país. N O T A :

La asignación de los valores para los parámetros x0 – x6 y de los subfactores se obtienen de la sección “Definición de los Factores PRIORIZA” del manual del respectivo método, donde se presentan tablas de evaluación sugerida para cada uno de los factores y subfactores del modelo. Aplicación del método PRIORIZA Se utilizará la hoja de cálculo del Índice de Prioridad y Periodo de Inspección de ductos. x,0 Factor de interferencia externa El factor x0 de Interferencia Externa está relacionado con la posibilidad de falla originada por daños mecánico debido a acciones ajenas a los programas de mantenimiento e inspección. Este



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factor se determina de acuerdo a los rangos de espesor de pared y a la CLASE de localización de la tubería. x,0 Factor de Interferencia Externa 3 x,0 x,1 Factor de corrosión El factor x1 de corrosión puede evaluarse de los diagramas para protección catódica, la estadística de potencial tubo/suelo, la interferencia eléctrica, tipo y estado del recubrimiento, las juntas aislantes, y los encamisados en cruces con vías de comunicación.

x,1 Factor de Corrosión Coeficiente de relevancia Subfactores

x1,0 Protección Catódica a1,0 0.25 1 x1,0 x1,1 Interferencia Eléctrica a1,1 0.10 5 x1,1 x1,2 Recubrimientos a1,2 0.26 5 x1,2 x1,3 Operación. de juntas aislantes a1,3 0.14 1 x1,3 x1,4 Corrosión Interna a1,4 0.25 1 x1,4

x,1 = a1,0.x1,0 + a1,1.x1,1 + a1,2.x1,2 + a1,3.x1,3 + a1,4.x1,4 2.44 x,1

x,2 Factor de movimiento de terreno Este factor x2 se determina con la ponderación de los factores inherentes a cercanía a minas y canteras operando, fallas geológicas y a modificaciones en cauces de ríos.

x,2 Factor de movimiento de terreno Coeficiente de relevancia Subfactores

x2,0 Cercanía a minas y canteras a2,0 0.20 0 x2,0 x2,1 Sismos a2,1 0.11 6 x2,1

x2,2 Ríos, deslaves o agrietamientos del terreno por intemperismo

a2,2 0.69 3 x2,2

x,1 = a2,0.x2,0 + a2,1.x2,1 + a2,2.x2,2 2.73 x,2 x,3 Factor de normatividad en construcción El factor x3 está relacionado con el tiempo en operación y la normatividad aplicada en la construcción. Se evalúa por comparación con la Incidencia de Fugas “F0”: F’ =NF/(L*A) Donde: F' Factor de incidencia de fugas en el tramo NF Es el número de fugas en la historia operativa del ducto. L Es la longitud del tramo del ducto en kilómetros. A Es la edad del ducto en años. F0=0.028; coeficiente histórico estadístico de fugas, por kilómetro en ductos principales.

x,3 Factor de normatividad de construcción Coeficiente de relevancia Subfactores

x3,0 Fecha de construcción a3,0 0.46 3 x3,0 x3,1 Incidencia de fugas a3,1 0.54 0.025 x3,1 x,3 a3,0.x3,0 + a3,1.x3,1 1.3935 x,3



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x,4 Factor de seguridad de operación El factor x4 de seguridad de operación se determinará de acuerdo con la cantidad de producto que se pierda, al ocurrir una fuga y la cantidad de producto que se pierda, al ocurrir una fuga y la cantidad de gente que pueda resultar afectada. La posibilidad de que ocurra una rotura, será determinada por la resistencia de operación de la tubería, expresada en términos del espesor actual de la tubería, esto es, por la reducción del espesor de la tubería con respecto a su especificación de diseño, la presión máxima de operación del ducto y el número de personas afectada por una fuga, según la densidad de población en las proximidades del ducto.

x,4 Factor de seguridad de operación Coeficiente de relevancia Subfactores

x4,0 Seguridad de operación a4,0 0.08 3 x4,0 x,4 Factor de seguridad de operación 0.24 x,4 x,5 Factor de seguridad de suministro El factor x5 se determina de acuerdo con la cantidad de producto que se deja suministrar en las condiciones de máxima, para evaluar el costo extra implicado. También por el número de consumidores domésticos que puedan estar sin servicio por una falla. Así mismo, si una falla afecta a consumidores, presentándose con una magnitud tal que provocara alguna situación crítica en alguna región del país o sector de la economía, como es el caso de plantas de la C.F.E., refinerías, Petroquímicas, Terminales de Ventas, Industriales de Metalurgia, Corredores Industriales, etc. O bien si una falla en este ducto provoca una situación crítica en el país.

x,5 Factor de seguridad de suministro Coeficiente de relevancia Subfactores

x5,0 Producción perdida a5,0 0.30 1 x5,0 x5,1 Consumidores afectados a5,1 0.39 3 x5,1 x5,2 Impacto económico al país a5,2 0.31 3 x5,2 x,1 = a5,0.x5,0 + a5,1.x5,1 + a5,2.x5,2 2.4 x,5 Cálculo del Índice d Prioridad IP Es una función proporcional al riesgo de falla del ducto en estudio.

I.P. Índice de prioridad Coeficiente de relevancia Factores

x0 Interferencia externa a0 0.13 3 x0 x1 Corrosión a1 0.21 2.44 x1 x2 Movimiento de terreno a2 0.05 2.73 x2 x3 Normatividad en construcción a3 0.18 1.3935 x3 x4 Seguridad de operación a4 0.22 0.24 x4

x5 Seguridad de suministro al usuario a5 0.20 2.4 x5

I.P. = a0.x0 + a1.x1 + a2.x2 + a3.x3 + a4.x 4~ + a5x5 1.82073 IP Cálculo del máximo periodo de inspección Periodo = 10 – 0.182 * IP + 1.346 Resultados finales.



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La prioridad del ducto es: BAJA El máximo periodo de inspección, con equipo instrumentado es de: 11 AÑOS

4. DESCRIPCIÓN DEL RIESGO CON MAYOR INCIDENCIA EN EL USO

DE DUCTOS. Uno de los riesgos con mayor incidencia son las fallas por fracturas de corrosión por esfuerzo, más conocido por sus siglas en inglés SCC (Stress Corrosión Cracking), este tipo de fenómeno es poco común en nuestro medio y se cuenta con poca información estadística que nos proporcione una idea amplia del grave problema que esto representa, ya que normalmente cuando se presenta una falla por SCC es de graves consecuencias. Por lo anterior, este tipo de fallas ha tomado una gran importancia y ha llamado la atención de las Compañías transportistas de hidrocarburos a nivel internacional, entre las cuales se encuentra Pemex Gas y Petroquímica Básica, así como Industrias e instituciones de investigación. El Stress Corrosión Craking en las líneas de transporte comienza cuando pequeñas fracturas se desarrollan sobre la superficie exterior de las tuberías enterradas. Estas fracturas no son perceptibles a simple vista en un inicio, y son más comúnmente encontradas en colonias, con todas las fracturas orientadas en la misma dirección. En períodos de años, estas fracturas individuales crecen en longitud y profundidad y las fracturas incluidas en una colonia se unen unas con otras para formar defectos de mayor longitud. Desde que la fractura de corrosión por esfuerzo (SCC) se desarrolla lentamente, esta puede estar ahí por muchos años sin causar ningún problema, pero si esta fractura crece, en un periodo de tiempo el ducto fallará y se presentará una fuga o en el peor de los casos una ruptura. Las Condicionantes para el desarrollo del SCC A pesar de que existe mucha investigación con la finalidad de comprender el fenómeno de SCC, las mejores evidencias son encontradas en las líneas de transporte de hidrocarburos e indican que el SCC inicia como resultado de la interacción de tres condicionantes las cuales son:

- Un potente entorno en la superficie de la tubería, Medio Ambiente.

- Un material de fabricación de la tubería propenso.

- Un esfuerzo de tensión.

Estas tres condiciones deben de existir para que se presente el fenómeno de SCC, si alguno de estos tres elementos puede ser eliminado, generalmente el fenómeno no se presentará.

5. EVENTOS QUE PUDIERAN SUSCITARSE. Evento 1 Suponiendo que existiera un potente entorno (sismo de gran intensidad y/o existiera un hundimiento en el piso), esto ocasionaría que las condiciones de la superficie de la tubería no



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fueran las óptimas, entonces el recubrimiento exterior fallaría y la tubería ya no se encontraría aislada. Evento 2 Suponiendo que el recubrimiento de protección anticorrosivo es propenso a la formación de bolsas o huecos en el recubrimiento, lo anterior propiciaría la formación de fracturas de corrosión por esfuerzo. Evento 3 Suponiendo que en el área que abarca el ducto hay un nivel bajo y / o variable de la humedad y existe presencia de ésta y de sulfuros. El hidrógeno atómico penetra a la tubería favoreciendo la creación de grietas o fracturas iniciando el proceso de fracturas de corrosión por esfuerzo. Lo anterior propiciaría la falla en el recubrimiento de tubería. Evento 4 Existe presencia de fracturas de corrosión por esfuerzo, lo cual propiciaría una fisura y como consecuencia la fuga de gas natural La fisura tiene lugar en la interconexión del ducto con el patín de medición de la Terminal de DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V.. Evento 5 Se tienen contemplados daños por desgaste o corrosión, los cuales podrían originar un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la tubería, considerando que esta tiene un diámetro de 0.216” y una la longitud de 7 metros. Evento 6 Ruptura del ducto en juntas de sello por presencia de colonias de fracturas. Evento 7 El recubrimiento de protección anticorrosivo es propenso a la formación de bolsas o huecos en el recubrimiento. 7. MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE DAÑOS. MÉTODO DE RADIACIÓN TÉRMICA La radiación térmica va directamente relacionada con la cantidad de calor emitida de un incendio. Los efectos de los incendios sobre las personas son quemaduras de piel por exposición a las radiaciones térmicas. La gravedad de las quemaduras depende de la intensidad de calor y el tiempo de exposición. La radiación térmica es inversamente proporcional al cuadrado de la distancia desde la fuente. En general, la piel resiste una energía térmica de 10 Kw. /m² durante solo 0.4 s antes de que se sienta dolor. Los incendios se producen en la industria con más frecuencia que las explosiones y las emanaciones de sustancias tóxicas, aunque las consecuencias medidas en pérdida de vidas humanas suelen ser menos graves. Por consiguiente, podría considerarse que los incendios constituyen un menor peligro potencial. No obstante, si se retrasa la ignición de un material inflamable que se escapa, puede constituirse una nube de vapor de material inflamable no encerrada. Los incendios pueden adoptar varías formas diferentes, entre ellas la de incendios de chorro, depósitos, los producidos por relámpagos y explosiones provocadas por la ebullición de líquidos que expanden vapor. Un incendio de surtidor o chorro podría surgir cuando una larga llama estrecha procedente, por ejemplo, de una tubería inflamable tiene un escape.



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Un incendio de depósito se produciría, por ejemplo, si una fuga de petróleo bruto de un depósito situado dentro de un muro de protección se inflamara. Un incendio repentino podría originarse si un escape de gas llegara a una fuente de combustión y se quemara rápidamente regresando a la fuente del escape. Las explosiones provocadas por la ebullición de líquidos que expanden vapor son comúnmente mucho más graves que los demás incendios. Otro efecto letal que se considera al producirse un incendio es la disminución del oxígeno en la atmósfera debido al consumo de oxígeno en el proceso de la combustión. En general, este efecto se limita al entorno inmediato del lugar del incendio. Son así mismo importantes los efectos sobre la salud originados por la exposición de los humos generados por el incendio. Estos humos pueden incluir gases tóxicos, como bióxido de azufre, de la combustión de disulfuro de carbono y de óxidos nitrosos de los incendios en los que interviene el nitrato amónico. Nota: 1. - A continuación se muestran los daños ocasionados a diferentes rangos de radiación térmica. 2. - Su aplicación se observa en el cálculo de los eventos propuestos. Daños ocasionados por la radiación térmica en diferentes intensidades y los niveles de radiación recomendados para diseño por el American Petroleum Institute- Recomended Practice- 521:

Niveles de Radiación recomendados para diseño por (API-RP-521)

INTENSIDAD CONDICIONES

(Kw./m2) (Btu/hrft2) 9.46 3000 La exposición debe ser de tan solo unos segundos 6.31 2000 Intensidad de calor en donde pueden realizarse acciones de

emergencia hasta por un minuto con ropa apropiada 4.73 1500 Intensidad de calor en donde se pueden realizar acciones de

emergencia durante varios minutos, con ropa apropiada 01.58 500 Nivel de radiación en donde la exposición puede ser indefinida

Daño ocasionado por radiación térmica.

INTENSIDAD EFECTO OBSERVADO

(Kw./m2) (BTU/hrft2) 35.5 11,252 Causa daño a equipo de proceso

25.0 7,923 Energía mínima necesaria para incendiar la madera, sin fuente de ignición directa

12.5 3,962 Energía mínima necesaria para incendiar la madera con fuente de ignición directa

9.5 3,000 Daño a personas con una exposición de 8 seg. Produciendo quemaduras de primer orden. Y quemaduras de segundo orden con exposición de 20 seg.

4.0 1,268 Si no se protege a la persona es posible que aparezcan quemaduras de segundo orden con exposición de 20 a 30 seg.

1.6 500 No se presentan molestias con exposición por tiempo indefinido a este nivel.



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EXPLOSIONES La explosión es un equilibrio de un breve período de tiempo de una masa de gases en expansión contra la atmósfera que la envuelve. Estas pueden ser de dos tipos: Química.- si la energía necesaria para la explosión procede de una sustancia. Física.- si la energía procede de la liberación repentina de un gas comprimido o de expansión rápida de vapores (denominada estallido). Considerando el tipo de explosión y la serie de condiciones en las que se presente el incidente, existen varios tipos de explosiones, pero de acuerdo a la operación del ducto, la más representativa es la siguiente: Explosión de Vapor no confinada (UVCE).- tipo de explosión química que involucra una cantidad importante de gas o vapor en condiciones de inflamabilidad, que se dispersa por el ambiente exterior. Para que esto ocurra la cantidad de gas tiene que superar el valor de toneladas (Explosión detonante). Cuando no es así, normalmente la ignición de la masa de vapor deriva en una llamarada sin efectos mecánicos importantes (Explosión deflagrante). Este tipo de accidentes se asocia a situaciones que determinan el escape masivo de gases licuados, gases refrigerados y líquidos inflamables muy volátiles. El tipo de fenómeno peligroso en este tipo de accidentes son las ondas de sobrepresión. Ésta es una situación que con un determinado impulso puede causar daño en su trayectoria. A continuación se presentan los efectos de una explosión a diferentes sobrepresiones. EFECTOS DE UNA EXPLOSIÓN A DIFERENTES SOBREPRESIONES

Sobrepresión (psi) Efectos



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0.02 0.03 0.04 0.1 0.15 0.3 0.4 0.15 – 1.0 0.7 1.0 1 – 2 1.3 2 2 – 3 2.3 2.5 3 3 – 4 4 5 5 – 7 6 6.5 7

Sonido molesto (137 dB) si es de baja frecuencia (10 a 15 Hz) Fractura de vidrios previamente bajo esfuerzo Ruido fuerte y fractura de vidrio Fractura de ventanas y pequeños vidrios bajo esfuerzo Presión típica de fractura de vidrios Distancia segura (probabilidad de 0.95 de no recibir daño grave) Daño de techos de tejas Límite de alcance de proyectiles producto de la explosión Torre de enfriamiento: falla de las mamparas. Daño estructural menor y limitado Ventanas grandes y pequeñas completamente estrelladas Daño a los marcos de las ventanas Daño menor a la estructura de casas Destrucción parcial de casas, quedan inhabitables Asbesto corrugado completamente estrellado, paneles de aluminio o acero corrugado deformados Paneles de madera elevados Marco estructural de acero de edificios ligeramente deformados Colapso parcial de paredes y techos de las casas Calentador: fracturas de ladrillos Reactor químico: rotura de ventanas y medidores Filtros: falla de paredes de concreto Fractura de paredes de ladrillo Daño estructural serio Destrucción del 50% de paredes de ladrillo Pocos daños en maquinaria pesada en edificios industriales Tanque de almacenamiento (techo cónico): equipo levantado (50% llenado) Demolición de edificios de estructura de acero Ruptura de tanques de almacenamiento de combustible Reactor químico: partes internas dañadas Postes de madera segados Ligero daño en maquinaria industrial pesada Calentador: unidad destruida Regenerador: marcos colapsados Ventilador: carnaza y cajas dañadas Destrucción casi completa de casa Cubículo de instrumentos: unidad destruida Recipiente horizontal a presión: marcos deformados, el equipo se mueve y las tuberías se rompen Regulador de gas: el equipo se mueve y la tubería se rompe Tanques de almacenamiento (techo cónico): equipo levantado (90% llenado) Columna de extracción: el equipo se mueve y la tubería se rompe Volcamiento de vagones de tren cargados. Reactor catalítico: partes internas dañadas. Columna fraccionadora: unidad destruida Regenerador: unidad destruida



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7.5 7 – 8 8 9 9.5 10 12 14 16 20 >20 300

Transformador eléctrico: líneas de fuerza dañadas Turbina de vapor: el equipo se mueve y la tubería se rompe Cambiador de calor: el equipo se mueve y la tubería se rompe Paredes de ladrillo completamente destruidas Tanque de almacenamiento (esférico): el equipo se mueve y la tubería se rompe Destrucción total de vagones de ferrocarril cargados Reactor químico: unidad destruida Motor eléctrico: líneas de fuerza dañadas Recipiente horizontal a presión: unidad destruida Cambiador de calor: unidad destruida Filtro: la unidad se mueve de sus cimientos Destrucción total de edificios Daños severo a maquinaria pesada Cuarto de control (techo de concreto): unidad destruida Transformador eléctrico: unidad destruida Ventilador: unidad destruida Regulador de gas: controles dañados, carcaza y caja dañadas Columna de extracción: la unidad se mueve de sus cimientos Filtro: unidad destruida Reactor catalítico: unidad destruida Columna de extracción: unidad destruida Turbina de vapor: controles dañados Recipiente vertical a presión: el equipo se mueve y la tubería se rompe Bomba: líneas de fuerza dañadas Turbina de vapor: tubería rota Tanque de almacenamiento (esféricos): falla de abrazaderas y soportes Recipiente vertical a presión: unidad destruida Tanque de almacenamiento (esférico): unidad destruida Bomba: unidad se mueve de sus cimientos Tanque de almacenamiento (techo flotante): colapso del techo Motor eléctrico: la unidad se mueve de sus cimientos Turbina de vapor: la unidad se mueve de sus cimientos Límite del cráter

7. IDENTIFICACIÓN DE EVENTO MÁXIMO PROBABLE Y CATASTRÓFICO.

Analizando los eventos que pudieran suscitarse y las metodologías antes mencionadas, se determina lo siguiente: Evento máximo probable: Es el evento cuya probabilidad es de un valor muy representativo pero sus consecuencias tienden



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a ser mínimas. La situación que cumple con estas características es el evento 4, ya que combina la posible falla por error humano y la presencia de fracturas en ductos. Evento catastrófico: Es el evento cuya probabilidad es mínima y de consecuencias catastróficas. La situación que cumple con estas características es el evento 5. VI.3 Determinar los radios potenciales de afectación, a través de la aplicación de modelos matemáticos de simulación, del o los eventos máximos probables de riesgo, identificados en el punto VI.2, e incluir la memoria de cálculo para la determinación de los gastos, volúmenes y tiempos de fuga utilizados en las simulaciones, debiendo justificar y sustentar todos y cada uno de los datos empleados en estas determinaciones. Para definir y justificar las zonas de seguridad al entorno de la instalación, deberá utilizar los parámetros que se indican a continuación:

TOXICIDAD (CONCENTRACIÓN

)

INFLAMABILIDAD

(RADIACIÓN TÉRMICA)

EXPLOSIVIDAD

(SOBREPRESIÓN)

Zona de Alto Riesgo

IDLH

5 KW/m2 o 1,500 BTU/Pie2 h

1.0 lb./plg2

Zona de Amortiguamiento

TLV8 o TLV15

1.4 KW/m2 o 440 BTU/Pie2h

0.5 lb./plg2

NOTAS: 1) En modelaciones por toxicidad, deben considerarse las condiciones meteorológicas más críticas del sitio con base en la información de los últimos 10 años, en caso de no contar con dicha información, deberá utilizarse Estabilidad Clase F y velocidad del viento de 1.5 m/s. 2) Para el caso de simulaciones por explosividad, deberá considerarse en la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento el 10% de la energía total liberada. A continuación se presenta el desarrollo del cálculo del evento más probable y el catastrófico. Evento máximo probable. Evento 4 Existe presencia de fracturas de corrosión por esfuerzo, lo cual propiciaría una fisura y como consecuencia la fuga de Gas Natural La fisura tiene lugar en la interconexión del ducto con el patín de medición de la Terminal de DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V.. El flujo normal de operación del ducto será de 20,000 barriles al día (2,312 m3 al día). Para la evaluación de este evento se considera lo siguiente: 1.-La fisura es de tipo longitudinal, el tamaño de ésta es del 20% del diámetro de la tubería (diámetro de la tubería 8”). 2.- El flujo que se toma en cuenta para determinar la cantidad de gas fugado, es la capacidad nominal de la tubería, la cual de acuerdo a las especificaciones de acero al carbón cédula 80 y 8”



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de diámetro es de 1,768 litros/min.3 Se determinarán los daños causados por la fuga de este flujo para un tiempo de fuga de 10 y 15 min., la evaluación considera daños por flama jet y daños ocasionados por la explosión de una nube de vapor no confinada. Nota: Para la evaluación del evento, se considera la capacidad nominal de la tubería y no el flujo normal de operación, debido a que se trata de una tubería y no de un recipiente de almacenamiento.

Tiempo de fuga

Masa Fugada

Explosión de una nube de vapor Flama Jet

Observaciones

Zona de alto riesgo

Zona de amortiguamiento Longitud de la

tubería = 1,100 m Diámetro del orificio= 1.6 “ 20% de 8’’ Duración de la descarga = 0.269 min. Cantidad de descarga = 20.9 lb.

10 min. 776.95 lb 120 m 164 m Longitud de la flama = 18 metros Distancia de seguridad = 36 metros Duración del flama jet = 0.269 min.

15 min. 1165.43 lb 137 m 187 m

Las simulaciones se muestran a continuación. VER ANEXOS

Evento catastrófico. Evento 5 Se tienen contemplados daños por desgaste o corrosión, los cuales podrían originar un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la tubería, considerando que esta tiene un diámetro de 8” y una la longitud de 1,100 metros. Para la evaluación de este evento se considera lo siguiente 1.- La fisura es de tipo longitudinal, el tamaño de ésta se considera que sea del 50% del diámetro de la tubería (diámetro de la tubería). La fisura tiene lugar en la interconexión del ducto con el patín de medición de la Terminal de DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V.. 2.- El flujo que se toma en cuenta para determinar la cantidad de gas fugado, es la capacidad nominal de la tubería, la cual de acuerdo a las especificaciones de acero al carbón cédula 80 y 8” de diámetro es de 1,768 litros/min. Se determinarán los daños causados por la fuga de este flujo para un tiempo de fuga de 10 y 15 min., la evaluación considera daños por flama jet y daños por nubes de vapor explosivas. Tiempo de fuga Masa Fugada

Explosión de una nube de vapor Flama Jet

Observaciones Zona de alto riesgo

Zona de amortiguamiento

Longitud de la tubería = 1,100 m

3 Dato obtenido del libro: J.H. Perry, Chemical Engineers Handbook, 4ª edición, pág.11-11 apéndice 4



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10 min. 4,865.67 lb 220 m 301 m Longitud de la flama = 46 metros Distancia de seguridad = 91 metros Duración del flama jet = 0.268 min.

Diámetro del orificio= 1.6 “ 20% de 8’’ Duración de la descarga = 0.269 min. Cantidad de descarga = 20.9 lb. 15 min. 7,298.50 lb 252 m 345 m

Las simulaciones se muestran a continuación. VER ANEXOS

VI.4 Representar las zonas de alto riesgo y amortiguamiento en un plano a escala adecuada, donde se indiquen los puntos de interés que pudieran verse afectados (asentamientos humanos, cuerpos de agua, vías de comunicación, caminos, etc.). Considerando el evento máximo probable y el evento catastrófico se tienen las siguientes zonas de alto riesgo y amortiguamiento: Para el evento máximo probable se tomó como referencia para definir estas zonas los daños ocasionados por la explosión de una nube de vapor no confinada, para un tiempo de fuga continua de 15 minutos:

Radios de afectación Tiempo de fuga

continua (minutos)

Masa Fugada Zona de alto riesgo (1.0 psi)

Zona de amortiguamiento (0.5

psi)

15 1,165.43 lb. (528.76 Kg.) 137 m 187 m

Para el evento catastrófico se tomó como referencia para definir estas zonas los daños ocasionados por la explosión de una nube de vapor no confinada, para un tiempo de fuga continua de 15 minutos:


continua (minutos)

Masa Fugada Zona de alto riesgo (1.0 psi)

Zona de amortiguamiento (0.5

psi)

15 7,298 lb. (3,310 Kg.) 252 m 345 m

A continuación se anexan los diagramas de pétalos para el evento máximo probable y el evento catastrófico.

VER ANEXOS VI.5 Realizar un análisis y evaluación de posibles interacciones de riesgo con otras áreas, equipos o instalaciones próximas a la instalación que se encuentren dentro de la Zona de Alto Riesgo, indicando las medidas preventivas orientadas a la reducción del riesgo de las mismas. La trayectoria del ducto atraviesa una zona industrial, por lo que de suscitarse un evento inesperado se tendrían interacciones de riesgo con las instalaciones industriales ubicadas ahí.



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Con el fin de que las operaciones del ducto se realicen adecuadamente para evitar cualquier clase de incidente, a continuación se indican algunas medidas preventivas orientadas a la reducción de riesgos. B. Señalamientos En tuberías enterradas. Los señalamientos de la tubería de transporte se deben colocar en ambos lados del derecho de vía, en cada cruce de una carretera, camino público y de ferrocarril. Se deben instalar las señales necesarias para localizar e identificar la tubería de transporte, así como delimitar la franja de terreno donde se aloja y reducir consecuentemente la posibilidad de daño o interferencia. Excepciones en tuberías enterradas.

a) En cruces fluviales y otros cuerpos de agua se deben instalar señalamientos tan cerca de ambas márgenes como sea posible, y

b) En clase localizaciones 3 o 4 se exime de este requerimiento en donde exista la aplicación de un Programa de Prevención de Daños y en las que, debido a impedimentos del lugar o físicos, no sea posible instalarlos.

Tuberías superficiales. Se deben colocar señalamientos a lo largo y en ambos lados del derecho de vía de cada tramo superficial de una línea de transporte y, principalmente, en las áreas de fácil acceso al público. Señalamientos de advertencia. Para los señalamientos se debe utilizar letra clara en un fondo de color distintivo y contrastante, en los cuales debe escribirse en ambos lados de cada señalamiento, según corresponda, datos de; tubería, de alta o baja presión bajo tierra, Gas Natural, no cavar, ancho del derecho de vía, teléfonos: lada del área y a dónde dirigirse en caso de emergencia, símbolo con pico y pala y el nombre y símbolo de la compañía responsable del transporte del gas l.p, principalmente. Las letras deberán tener un alto de 25.4 por 6 mm de ancho. Documentación histórica de cada ducto. Se debe mantener un historial de los reportes de cada inspección de fugas, vigilancia de la línea, fuga descubierta, reparación realizada y consecuencias de la ruptura, por el tiempo que el tramo de la tubería de transporte involucrada permanezca en servicio, así como la documentación relativa al diseño, construcción, operación y mantenimiento. Inspección y pruebas para las estaciones de medición y regulación Las estaciones de medición, dispositivos de relevo de presión (excepto discos de ruptura) y estaciones de regulación de presión y su equipo, se deben sujetar a inspecciones y pruebas a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que: a) Se encuentran en una condición mecánica adecuada desde el punto de vista de capacidad y confiabilidad operativa; b) Trabaja a la presión correcta, y Prueba de dispositivos de relevo de presión. Los dispositivos de relevo de presión (excepto discos de ruptura), cuando sea posible, se deben probar en el sitio a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que cuentan con suficiente capacidad para limitar la presión en las instalaciones a las que están conectados, hasta obtener la presión máxima deseada.



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En caso de no poder realizar una prueba, se debe revisar y calcular la capacidad requerida del dispositivo de relevo a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario, y comparar estas capacidades requeridas con la capacidad de relevo del dispositivo o experimentalmente determinada para las condiciones de operación bajo las cuales trabaja. Después de los cálculos iniciales, no se requieren cálculos subsecuentes si la revisión de documentos indica que los parámetros no han cambiado de una manera que ocasione que la capacidad sea menor a la requerida. Si el dispositivo de relevo es de capacidad insuficiente, se debe instalar un dispositivo nuevo o adicional para proporcionar la capacidad requerida. Se permite llevar a cabo pruebas a los dispositivos en un sitio fuera de su localización. Prevención de incendios accidentales. Derivado de una previa valoración del riesgo, se deben instrumentar las medidas de seguridad aplicables para minimizar el peligro de un incendio accidental en áreas donde la presencia de gas constituya un riesgo de fuego o explosión. En áreas donde la presencia de gas constituya un riesgo se deberán tomar en cuenta, entre otras, lo siguiente: a) Cuando un volumen de gas es liberado al aire, se debe tener cuidado de retirar del área cualquier fuente potencial de incendio y contar con el equipo adecuado en caso de emergencia. b) La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de tubo que contengan una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo. Investigación de fallas. Estas se deben investigar para determinar las causas que las originaron e implementar medidas preventivas para evitarlas. Se deberá contar con medidas de mitigación o sustitución de tubería donde los reportes de fuga indiquen una incidencia que rebase los límites establecidos. Fugas y rupturas. Cualquier fuga o ruptura en el ducto se debe documentar y registrar, así como sus reparaciones. El registro de un incidente se deberá realizar conjuntamente con la inspección de la fuga. Los registros de patrullajes, inspecciones y otros se deben conservar por el tiempo que permanezca operando el sistema de transporte. Programas de entrenamiento. Las personas que realicen actividades de transporte deberán contar con programas de entrenamiento enfocados a la seguridad del sistema en cuanto a operación, mantenimiento y seguridad. Estos programas deberán ser impartidos a los empleados y técnicos involucrados con actividades de transporte. Combate al fuego. Se debe contar con equipo contraincendio, el cual debe estar disponible, accesible, claramente identificado y en condiciones de operación. Tuberías en servicio. Cuando se lleven a cabo trabajos de mantenimiento en tuberías en operación se deben reducir las presiones a niveles de óptimos de seguridad. Las condiciones para realizar trabajos de mantenimiento en condiciones óptimas de seguridad se deberán dar con base en una evaluación de ingeniería, donde se incluya el material, espesor de pared y niveles de esfuerzo de la tubería, entre otros. Flamas abiertas y humeantes. Está prohibido tener flamas abiertas y humeantes en áreas donde existan vapores o gases inflamables. Cambio en la clase de localización. Estudio requerido. Cuando se registre un incremento en la densidad de población éste ocasionará un posible cambio en la clase de localización en un tramo de tubería de acero existente. Se debe realizar un estudio para determinar: a) La clase de localización del tramo de tubería involucrado;



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b) El diseño y procedimientos de prueba utilizados en la construcción original. Se deben comparar estos procedimientos con los requeridos para la clase de localización nueva, de acuerdo con lo señalado en esta Norma; c) Las condiciones físicas del tramo a partir de los reportes disponibles; d) El historial de operación y mantenimiento del tramo, y e) La presión de operación máxima permisible y el esfuerzo tangencial de operación correspondientes. Confirmación y revisión de la MPOP. Cuando el esfuerzo tangencial correspondiente a la MPOP establecida en un tramo de tubería no corresponde con la clase de localización y el tramo se encuentra en condiciones físicas satisfactorias, la MPOP4 de ese tramo de tubería se debe revisar y confirmar su valor de acuerdo con los criterios siguientes: a) La MPOP del tramo se debe reducir de manera que el esfuerzo tangencial correspondiente sea menor que el permitido por esta Norma para tuberías en esa misma clase de localización. b) Si el tramo ha sido probado previamente durante un periodo de prueba mayor de 8 horas de acuerdo con lo establecido en el capítulo 10 sobre requerimientos de prueba de esta Norma, la MPOP debe ser la que indica el cuadro 8 siguiente: CUADRO 8. Esfuerzo tangencial máximo

Clase de localización MPOP Esfuerzo tangencial

máximo1 y 2 0.800 veces la presión de prueba 72% de la RMC 3 0.667 veces la presión de prueba 60% de la RMC 4 0.555 veces la presión de prueba 50% de la RMC

c) Si el tramo no ha sido probado, se debe probar de acuerdo con lo establecido en el capítulo de Requerimientos de Prueba de esta Norma y su MPOP se debe establecer de acuerdo con los criterios siguientes: • La MPOP confirmada no debe exceder a aquélla existente antes de la prueba; d) La confirmación y revisión de la MPOP de un tramo de tubería de acuerdo con este inciso, no excluye la aplicación de los incisos 11.60 y 11.64 de esta Norma. e) La confirmación y revisión de la MPOP que se requiera como resultado de un estudio, así como la reducción de presión, se deben realizar dentro de los 18 meses siguientes al cambio de clase de localización. Durante este periodo, se debe establecer la MPOP real que tendrá el tramo del ducto. f) Se permite operar el ducto con la misma clase de localización siempre y cuando se reduzca la presión de operación y se mejore o se reemplace la tubería de acuerdo con lo establecido por esta Norma. Máxima presión de operación permisible: No se debe operar una tubería de acero a una presión que exceda los valores siguientes: b) La presión que resulte de dividir la presión a la cual se probó el tramo de tubería después de ser construido, entre el factor que se establece a continuación: • Para tubos de acero operados a 6900 KPa o mayor, la presión de prueba se divide entre el factor determinado en el cuadro siguiente:

4 MPOP: Máxima presión de operación permisible



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CUADRO 9

Clase de localización

Factor

1 1.25 2 1.25 3 1.50 4 1.50

c) La presión de operación más elevada a la cual el tramo estuvo sujeto durante los últimos 5 años, a no ser que el tramo haya sido probado de acuerdo con el inciso b) de este párrafo. d) Para tubos de acero soldados a tope, una presión igual al 60% (sesenta por ciento) de la presión de prueba de fabricación a la cual se sometió el tubo; e) Para tubos de acero diferente a los tubos soldados a tope, una presión igual al 85% (ochenta y cinco por ciento) de la presión de prueba más alta a la cual el ducto ha estado sometido, ya sea por prueba de fabricación o por la prueba posterior a la instalación, y f) La presión determinada como la máxima segura será establecida después de considerar la historia del tramo, particularmente el nivel de corrosión conocido y la presión de operación real de la tubería. Dispositivos de control de presión, limitadores de presión y relevo de presión.

Se deberán observar las consideraciones siguientes en estos dispositivos: a) Cuando se considere que la tubería debe operar por debajo de la máxima presión de operación permisible, ésta se reducirá a la presión de operación adecuada y se deberán ajustar los controles de presión de acuerdo con los dispositivos de relevo y limitadores de presión. b) Los dispositivos de relevo, limitadores de presión y control de presión deberán ser inspeccionados cuando menos una vez cada año calendario, con un intervalo máximo de 15 meses entre inspección e inspección. Lo anterior con la finalidad de determinar que se encuentren bien instalados y operando adecuadamente y valorar que tienen la capacidad y confiabilidad para el servicio para el cual fueron diseñados. Perforación de tuberías bajo presión. Cada perforación en una tubería bajo presión, debe ser realizada por personal especializado y competente, con el equipo especial y utilizando un procedimiento previamente aprobado que considere cuando menos lo siguiente: a) Calificación de personal. El personal que realice las perforaciones bajo presión debe: • Estar familiarizado con las limitaciones de presión del equipo a utilizar, y • Estar capacitado en los procedimientos mecánicos y en las medidas de seguridad relacionadas con el uso del equipo en cuestión. b) Identificación de tuberías. Cuando se lleven a cabo actividades de operación y mantenimiento se debe actuar con precaución cuando se conozca o sospeche la existencia de otras instalaciones subterráneas en la zona o cuando no se esté familiarizado con las instalaciones. El personal debe conocer los materiales utilizados por otros servicios públicos en esa zona y la localización de las mismas. Asimismo: Se deben revisar los planos y ponerse en contacto con los propietarios de otras

instalaciones subterráneas, para determinar su ubicación, y Para asegurar que la tubería expuesta sea la que se necesita perforar, se debe

considerar la extensión de la excavación, el diámetro de la tubería, tipo de revestimiento y



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material base de tubo, las conexiones involucradas y las características necesarias del tubo en cuestión, para proceder a realizar los trabajos requeridos. Purgado de las tuberías. Cuando se va a purgar una tubería usando gas, éste se debe liberar en un extremo de la tubería con un flujo moderadamente rápido y continuo. Si el gas no se puede abastecer en cantidades suficientes para evitar la formación de una mezcla explosiva, se debe introducir gas inerte dentro de la línea antes del flujo de Gas Natural Cuando en una tubería se purga el Gas Natural utilizando aire, éste se debe liberar en un extremo de la tubería con un flujo moderadamente rápido y continuo. Si no se puede suministrar aire en cantidad suficiente para evitar la formación de una mezcla explosiva de Gas Natural y aire, se debe introducir gas inerte antes del aire. VI.6 Indicar claramente las recomendaciones técnico operativas resultantes de la aplicación de la metodología para la identificación de riesgos, así como de la evaluación de los mismos, señalados en los puntos VI.2 y VI.3.

Las recomendaciones técnicas evaluadas y propuestas para prevenir, detectar y mitigar los efectos de los riesgos identificados son: Prevención

◊ Ejecutar varias pruebas hidrostáticas a través del tiempo de servicio. ◊ Recubrimientos adecuados. ◊ Evitar los cambios de presión cíclicos. ◊ Adecuados niveles de protección catódica.

Detección ◊ Implementación de modelos de análisis de riesgos y consecuencias. ◊ Investigaciones de análisis de laboratorio en excavaciones y reparaciones. ◊ Identificación de sitios propensos donde se pueda presentar SCC. ◊ Inspección con equipos instrumentados, especiales para detección de SCC.

Mitigación ◊ Selección de recubrimientos externos adecuados. ◊ Reparación y evaluación de la eficiencia de los recubrimientos ya instalados. ◊ Selección de líneas críticas para su reemplazo. ◊ Reducciones de presión.

VI.7 Presentar reporte del resultado de la última auditoría de seguridad practicada a las instalaciones que conforman el ducto, anexando en su caso, el programa calendarizado para el cumplimiento de las recomendaciones resultantes de la misma.

Los aspectos que deberán considerarse en la Auditoría son:

Las auditorías ambientales realizadas a los sistemas de transporte por ductos, están enfocadas a la prevención de las causas que generan los desequilibrios ecológicos, convirtiéndose en un instrumento eficaz, para prevenir o evitar alteraciones al medio natural. Se recomienda que se



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realice ésta una vez puesto en marcha el proyecto y cumplir con el plan de acción que de esta resulte.

VI.8 Describir a detalle las medidas, equipos, dispositivos y sistemas de seguridad con que contará la instalación, considerados para la prevención, control y atención de eventos extraordinarios.

SEGURIDAD El Gas Natural en su estado natural no tiene olor, ni es tóxico, se odoriza antes de distribuirlo dándole un olor característico que permite su rápida detección por medio del olfato. La seguridad en las instalaciones de Gas Natural depende de varios factores, tales como un óptimo mantenimiento, una adecuada utilización y el uso de sistemas automáticos de detección de fugas y condiciones de explosividad. Una vez en operación el tramo de ducto de Gas Natural, las medidas de seguridad que deberán aplicarse abarcan los siguientes puntos: Plan integral de seguridad en instalaciones industriales El usuario de una instalación industrial debe tomar las medidas de prevención sobre dicha instalación, para disminuir la probabilidad de ocurrencia de un siniestro. Las medidas deben incluir como mínimo los puntos siguientes: a) Actualización de los planos para la localización precisa de la instalación, de las válvulas de seccionamiento, sistemas de regulación y/o medición, en su caso, y demás componentes; b) Capacitación de los trabajadores en aspectos de seguridad en la operación y mantenimiento de la instalación; c) Mantenimiento preventivo a la instalación, incluyendo la protección catódica de las tuberías de acero enterradas; d) Detección de fugas mediante la revisión detallada de la instalación de una manera sistemática y documentada e) Elaboración e instrumentación de procedimientos para el trabajo en líneas vacías y vivas para la supresión y reparación de fugas. Operación y mantenimiento de las instalaciones industriales Cuando se operen tuberías que contienen o han contenido gas, se debe observar lo siguiente: a) No se permite fumar, tener flamas abiertas o cualquier otra fuente de ignición. Se deben usar linternas que sean a prueba de explosión; b) En caso de requerirse corte, éste se debe hacer con equipo mecánico y se debe aterrizar la tubería en ambos lados del corte, se debe asegurar que no exista una mezcla explosiva en el área de trabajo utilizando el equipo de detección adecuado; c) Se debe revisar el potencial eléctrico de la tubería de acero y desconectar la fuente de corriente antes de hacer algún trabajo en la línea. Tratándose de tubería de polietileno se debe prever la eliminación de corrientes estáticas; d) Antes de proceder a soldar o cortar la tubería se deben cerrar todas las válvulas de suministro, purgar la línea y ventilar el área de trabajo; e) Se puede realizar trabajos en línea viva para la supresión y reparación de fugas, si se cuenta con personal calificado, procedimiento y equipo diseñado para este fin, y



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f) En caso de requerirse iluminación artificial para realizar trabajos dentro de la instalación, se deben utilizar lámparas e interruptores a prueba de explosión. Descripción del contenido del manual de operación. Las instalaciones industriales, deben contar con un manual de operación y mantenimiento en el que se describan detalladamente los procedimientos que se llevan a cabo en la instalación. El manual de operación y mantenimiento debe estar disponible a la autoridad competente y mantenerse actualizado. El manual debe contener, como mínimo lo siguiente: a) Descripción de los procedimientos de operación y mantenimiento de la instalación durante la puesta en operación, operación normal y paro; b) Identificación de las instalaciones que presenten el mayor riesgo para la seguridad pública; c) Programa de inspecciones periódicas para asegurar que la instalación cumple con las condiciones de diseño; d) Programa de mantenimiento preventivo que incluya los procedimientos y los resultados de las pruebas e inspecciones realizadas a la instalación (bitácora de operación y mantenimiento), y e) Capacitación al personal que ejecuta las actividades de operación y mantenimiento para reconocer condiciones potencialmente peligrosas que estén sujetas a la presentación de informes a la autoridad competente. Protección contra sobrepresión accidental Requerimientos generales. La tubería que pueda exceder la MPOP como resultado de una falla de control de presión o de algún otro tipo de falla, debe tener dispositivos de relevo o de limitación de presión. Se debe instalar un sistema para prevenir una sobrepresión accidental tal como: válvula de relevo, un regulador en monitor instalado en serie con el regulador primario o una serie de reguladores instalados corriente arriba del regulador primario. Requerimientos para el diseño. A excepción de los discos de ruptura, cada dispositivo de relevo y de limitación de presión debe cumplir con lo siguiente:

a) Estar construido con materiales que no se dañen por la corrosión durante la operación del dispositivo;

b) El dimensionamiento y la selección debe estar de acuerdo con los estándares API RP 520, API RP 521 y API RP 526. Las válvulas y los asientos de válvulas deben estar diseñados de tal forma que eviten trabarse en una posición que haga inoperante al dispositivo;

c) Estar instalados de tal manera que sea posible determinar: • Que la válvula está libre; • La presión a la cual están operando, y • La inexistencia de fugas cuando están en posición cerrada.

d) Estar sostenido con soportes de material que no sea combustible; e) Tener tiros, ventilas o puertos de salida diseñados para prevenir la acumulación de agua,

hielo o nieve, localizados donde el gas pueda descargarse a la atmósfera sin riesgos innecesarios;



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f) Estar diseñado e instalado de tal manera que el tamaño de las aberturas, el tubo, los accesorios localizados entre el sistema a ser protegido y el dispositivo de relevo de presión y el tamaño de la línea de venteo, sean adecuados para evitar la vibración de la válvula y prevenir la disminución de su capacidad de desfogue;

g) Cuando se instale un dispositivo para proteger de sobrepresión al sistema de transporte, dicho dispositivo se debe diseñar e instalar previendo cualquier incidente aislado, tal como una explosión por acumulación de gas o ser dañado por un vehículo, que afecte su operación;

h) A excepción de la válvula que aisla el sistema de su fuente de presión, el dispositivo se debe diseñar para impedir la operación no autorizada, que provoque la inoperancia del dispositivo regulador de presión o la de la válvula de desfogue, y

i) Tener la capacidad para liberar el gas a un sistema de desfogue a quemador. Capacidad requerida. Los dispositivos de desfogue, de limitación de presión o grupo de dispositivos instalados para proteger una tubería deben contar con la capacidad que requiera el sistema e instalarse para operar dentro de los límites de seguridad. Protección contra factores externos. Los ductos deben estar protegidos contra deslaves, inundaciones, suelos inestables, deslizamientos de tierra u otros riesgos que puedan provocar que la tubería se mueva o que esté sometida a cargas anormales. Para obtener una adecuada protección de la tubería, se deberá considerar lo siguiente:

a) Los ductos alojados en la superficie deben estar protegidos de daño accidental ocasionado por tráfico vehicular u otras causas similares y colocarse a una distancia segura del tráfico o en su defecto colocar barricadas.

b) Cuando los ductos crucen áreas que normalmente se hallan bajo agua o instaladas en áreas que tienen la probabilidad de inundarse como lagos, bahías, pantanos y cruces de ríos, se debe aplicar a la tubería un peso o anclaje (lastre) suficiente para impedir que flote. El cruce de tubería en un cuerpo de agua se ubicará en el margen y lecho más estable. La profundidad, la localización de las curvas instaladas en las márgenes y el espesor de pared de la tubería se deben seleccionar con base en las características del cruce, siguiendo las prácticas de la industria y técnicas de ingeniería correspondientes.

c) Cuando los ductos de transporte crucen áreas expuestas a movimientos sísmicos o actividad volcánica, el proyecto se debe someter a consideración del Centro Nacional de Prevención de Desastres (CENAPRED), con el objeto de tomar las medidas pertinentes para protegerlos.

d) Se deben tomar las medidas necesarias para proteger a un ducto de transporte de peligros

naturales y considerar lo siguiente: aumentos de espesor de pared, construcción de muros de contención de tierras, medidas preventivas contra la erosión, instalación de anclajes e incorporación de medidas que aumenten la flexibilidad, recubrimientos especiales, etc.



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VI.9 Indicar las medidas preventivas, incluidos los programas de mantenimiento e inspección, así como los programas de contingencias que se aplicarán durante la operación normal de la instalación, para evitar el deterioro del medio ambiente, además de aquellas orientadas a la restauración de la zona afectada en caso de accidente. Operación, mantenimiento y reclasificación Para realizar las actividades de operación, mantenimiento y emergencias relacionadas con el sistema de transporte del ducto y como medida preventiva es importante contar con un manual de procedimientos. El manual debe incluir los planos actualizados de cada sección del sistema de transporte y los procedimientos para el manejo de las operaciones anormales. Se debe revisar y actualizar el manual, como mínimo, una vez cada año calendario y tenerlo preparado antes de iniciar las operaciones del sistema de transporte. Los manuales deben estar disponibles en los lugares donde se realicen las actividades de operación y mantenimiento. Características del manual de operación y mantenimiento. Mantenimiento y operaciones normales. El manual debe incluir los procedimientos que garanticen que las actividades de mantenimiento y operación se realicen de manera segura y debe considerar, como mínimo, lo siguiente: a) La operación, mantenimiento y reparación de tuberías, válvulas y accesorios; b) El control de la corrosión de tuberías de acero para el transporte de Gas Natural c) Las especificaciones de construcción, planos y datos históricos de las operaciones debe ponerse a disposición del personal operativo; d) La documentación que comprenda la recolección de datos para el reporte de incidentes e) El arranque y paro de cualquier parte del sistema de transporte; f) El mantenimiento de las estaciones de compresión, regulación y medición; g) El arranque, operación y paro de las unidades de compresión, regulación y medición de Gas Natural h) La revisión periódica del trabajo realizado por el personal para determinar la efectividad y aplicabilidad de los procedimientos utilizados en la operación y mantenimiento normales. Cuando se encuentren deficiencias en su aplicación, deben modificarse los procedimientos; i) Las precauciones que deben tomarse en las zanjas excavadas para proteger al personal del riesgo en caso de presencia de gas o de acumulación de vapores y poner a su disposición el equipo de rescate de emergencia, y j) Inspección y pruebas periódicas del equipo de limitación de presión para determinar que se encuentre en condiciones seguras de operación y con la capacidad adecuada. Operación anormal. Para los ductos de transporte, el manual debe incluir los procedimientos que proporcionen las condiciones de seguridad necesaria cuando se hayan excedido los límites de diseño de operación y deben considerarse: a) La respuesta, investigación y corrección relativa al: • Cierre de válvulas y paros no intencionales; • Incremento o disminución en la presión o en el rango de flujo fuera de los límites de operación normal; • Pérdida de comunicaciones;



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• Operación de cualquier dispositivo de seguridad, y • Cualquier otra disfunción no deseable de un componente, desviación de la operación normal, o error humano que pueda resultar en un riesgo para las personas o la propiedad. b) Revisión de las variaciones de la operación normal después de que han terminado las operaciones anormales. Esto debe realizarse las veces que sea necesario, principalmente en las localizaciones críticas del sistema para determinar su integridad y operación segura; c) Notificación al personal operativo responsable cuando se reciba un aviso sobre una operación anormal, y d) Revisión periódica de la respuesta del personal operativo para determinar la efectividad de los procedimientos para controlar operaciones anormales y, en su caso, tomar las acciones correctivas donde se encuentren deficiencias. Mantenimiento Disposiciones generales. Para operar cualquier tramo de tubería se debe llevar a cabo el mantenimiento del mismo de acuerdo con este capítulo. Cualquier tramo de tubería que represente riesgo se debe reparar, reemplazar o remover de servicio. Las fugas se deben reparar en el plazo que se establece en la normatividad vigente. Vigilancia continúa. Las personas que realicen actividades de transporte deben tener un procedimiento para la vigilancia continua de sus instalaciones, para determinar y tomar la acción apropiada en casos de cambios en la clase de localización, fallas, historial de fugas, corrosión, cambios sustanciales en los requerimientos de protección catódica, y otras condiciones no usuales de operación y mantenimiento. En caso de determinar que un tramo de tubería se encuentra en condiciones no satisfactorias, pero no existe un riesgo inmediato, se debe iniciar un programa para reacondicionar o eliminar el tramo involucrado y en caso de que dicho tramo no se pueda reacondicionar o eliminar, en ese momento, se debe reducir la MPOP Se debe realizar vigilancia continua del sistema de transporte para poder determinar las condiciones operativas o de mantenimiento anormal o inusual. La vigilancia se debe realizar mediante: a) Inspección visual de las instalaciones, con relación a: • Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización; • Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de las tuberías; • Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones; • Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños o evidencia de tales situaciones; • Acciones de terceros sobre las tuberías, y • Posible filtración de Gas Natural a edificios desde los registros y fosas a través de entradas de aire. b) Revisión y análisis periódicos de documentación que incluyan: • Inspección de fugas; • Inspección de válvulas; • Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión; • Inspección de control de corrosión, e • Investigación de fallas de las instalaciones en general.



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Plan integral de seguridad y protección civil Se debe tener previsto un plan integral de seguridad y protección civil en el cual se establezcan las acciones preventivas y de auxilio destinadas a salvaguardar la integridad física de la población y sus bienes, y proteger el sistema de transporte ante la ocurrencia de un siniestro. El plan integral de seguridad y protección civil debe constar como mínimo de: a) Programa de prevención de accidentes; b) Programa de auxilio, y c) Programa de recuperación. Programa de prevención de accidentes. Este programa tiene por objeto establecer las medidas para evitar y/o mitigar el impacto destructivo de un siniestro sobre la población, sus bienes y el medio ambiente, por lo que éste debe estar basado en un estudio de análisis de riesgos e impacto ambiental. Por lo anterior, es necesaria la creación de una unidad interna de protección civil y designar a un titular responsable del programa de prevención de accidentes. Programa de prevención de daños. Se debe instrumentar un procedimiento escrito para prevenir daños a las tuberías enterradas ocasionados por actividades de excavación. Las actividades de excavación incluyen: la excavación misma, explosión, perforación, limpieza y descubrimiento de la tubería, excavación de túneles, relleno, remoción de estructuras superficiales, ya sea con explosivos o por medios mecánicos, y por cualquier otra operación de movimiento de tierra. Se deben realizar las acciones requeridas en el párrafo siguiente a través de la participación en programas de servicio público, en los que intervengan las autoridades de gobierno y personas físicas o morales afectadas. Esta participación no exime a la persona que realice actividades de transporte del cumplimiento de las obligaciones aquí señaladas . El programa de prevención de daños debe, como mínimo: a) Incluir la identidad de las personas que normalmente están involucradas en actividades de excavación en el área en donde se localiza la tubería; b) Distribuir folletos informativos sobre el programa de prevención de daños a las dependencias, organismos o empresas identificados en el párrafo a), tan frecuentemente como sea posible para concientizarlas sobre el programa. c) Proporcionar los medios para recibir y registrar las notificaciones de las actividades planeadas de excavación; d) Proporcionar a la autoridad local información actualizada de las tuberías e instalaciones existentes en su territorio, marcando el área para una fácil identificación; e) Contar con un sistema de una llamada (one call-system); f) Identificar con señalamientos temporales las tuberías enterradas en el área de excavación antes de que la actividad se inicie, y g) Solicitar las inspecciones que deban realizarse a tuberías cuando puedan ser dañadas por las actividades de excavación: • La inspección debe realizarse tan frecuentemente como sea necesario durante y después de las actividades para verificar la integridad de la tubería, y • En el caso de una explosión las inspecciones deben incluir supervisión de fugas.



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Programa de auxilio. Este programa tiene como objeto establecer las actividades destinadas a rescatar y salvaguardar a la población que se encuentre en peligro en caso de un siniestro y mantener en funcionamiento los servicios y equipo estratégico. El instrumento operativo de este programa es el plan de emergencia y comprende el desarrollo de lo siguiente: a) Alerta. Se debe establecer un Sistema de Alerta interno utilizando sirenas, luces, altavoces o cualquier otro medio que determine que existe una emergencia, cuyo significado debe ser oportunamente identificable; b) Plan de emergencia. Se debe elaborar un plan de actividades y procedimientos específicos de actuación para hacer frente a fallas en el sistema de transporte y siniestros. El objetivo fundamental de este plan es la puesta en marcha y la coordinación del operativo de emergencia en función del siniestro, los recursos disponibles y los riesgos previsibles. El plan debe considerar los procedimientos por escrito en caso de emergencia y minimizar los riesgos que resulten de las emergencias en tuberías de Gas Natural 1 El plan de emergencia debe incluir, como mínimo con: • Un responsable de la operación y su suplente; • Un centro de comando identificado e intercomunicado para emergencias; • Un sistema de comunicación y alerta entre las personas que realicen actividades de transporte y los cuerpos de emergencia de la zona geográfica; • Un protocolo de alerta a los cuerpos de seguridad pública; • Una relación de funciones y responsabilidades de los organismos involucrados; • Reglas de actuación en las emergencias; • Los procedimientos para la supresión de fugas, uso y manejo de planos de localización de líneas, válvulas y accesorios, y • Las reglas generales para el combate de incendios. 2 Procedimientos en caso de emergencia. Las personas que lleven a cabo actividades de transporte deben establecer procedimientos escritos para minimizar los riesgos que resulten de emergencias en tuberías de gas. Estos procedimientos deben incluir, como mínimo, con lo siguiente: • Recepción, identificación y clasificación de información de los eventos que requieran de una respuesta inmediata por parte de las personas que realicen actividades de transporte; • Establecer y mantener los medios de comunicación con funcionarios de la Dirección de Protección Civil correspondiente, policía, bomberos y otros organismos públicos involucrados relacionados con lo siguiente: • Detección de fugas de gas dentro de un edificio o en las inmediaciones; • Atención de un incendio dentro o en las proximidades de las instalaciones de tuberías; • Atención de una explosión cerca o en una instalación de tubería, y • Desastre provocado por fenómeno natural o daños por terceros. 3 Disponer del personal, equipo, herramientas y materiales, de acuerdo a necesidades en la escena de una emergencia; 4 Definir y tomar acciones dirigidas hacia la protección de las personas y de la propiedad, bienes materiales y su entorno; 5 Realizar, cuando se requiera, paros de emergencias y reducción de la presión en cualquier parte del sistema de tubería del permisionario que sean necesarios para minimizar los riesgos a la vida o a la propiedad;




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6 Tomar todas las medidas de seguridad ante cualquier riesgo real o potencial que pudiera afectar a las personas, propiedad y su entorno, y asegurarse de su efectividad; 7 Notificar a la Dirección de Protección Civil correspondiente, policía, bomberos y demás sectores públicos involucrados en las emergencias de tuberías de gas sobre cualquier situación de emergencia, y coordinar con ellos las respuestas planeadas y las respuestas reales durante el evento; 8 Restaurar, con base en las medidas de seguridad definidas, cualquier interrupción de los servicios. 9 Iniciar las acciones de investigación de fallas al finalizar la emergencia. 10 Las personas que lleven a cabo actividades de transporte deben: a) Proporcionar a sus supervisores responsables de las acciones de emergencia una copia de la edición más reciente de los procedimientos de emergencia establecidos en esta sección; b) Entrenar al personal de operación apropiado para asegurar que conozcan los procedimientos de emergencia y verificar que el entrenamiento sea efectivo, y c) Revisar las actividades de todos los empleados para determinar si los procedimientos fueron seguidos efectivamente en cada emergencia. 11 Las personas que lleven a cabo actividades de transporte deben establecer, mantener y promover el enlace apropiado con los Comités de Protección Civil, policía, bomberos y con los demás organismos públicos de la localidad para: d) Conocer la responsabilidad y recursos de cada organización gubernamental para hacer frente a una emergencia en sistemas de gas; e) Hacer del conocimiento de los funcionarios públicos las habilidades y capacidad de respuesta ante una situación de emergencia en sistemas de gas; f) Identificar y clasificar los tipos de emergencias en sistemas de gas para que notifiquen a los funcionarios responsables, y g) Planear la forma en que las personas que lleven a cabo actividades de transporte y los funcionarios públicos puedan comprometerse para asistirse mutuamente con el objeto de minimizar los riesgos a la vida o a la propiedad. Programa de Recuperación. Este programa tiene como objeto restablecer, en el menor tiempo posible, las actividades del sistema de transporte posteriores a la ocurrencia de un siniestro. El instrumento operativo de este programa debe incluir, como mínimo, lo indicado en los párrafos siguientes: a) Evaluación de daños. Se deben tener previstos los mecanismos y parámetros para determinar la dimensión de un siniestro, la estimación de daños humanos y materiales que dicho siniestro pueda causar y la posibilidad de que ocurran eventos secundarios o encadenados, con el objeto de solicitar oportunamente la colaboración de los cuerpos de emergencia adicionales y de apoyo técnico especializado; b) Programa de reparación de las áreas afectadas. Se deben tener previstos los procedimientos para la restitución, modificación o reemplazo de las zonas afectadas, y c) Restitución del servicio. Una vez reparadas las áreas afectadas, se debe restituir el servicio a los usuarios. Educación al público. La persona que realice actividades de transporte debe establecer un programa de educación continua dirigido a los clientes, al público, a organizaciones gubernamentales y a las personas físicas o morales con quien tengan relación con objeto de que se conozcan cuáles son las actividades relativas a la prestación del servicio de transporte y las



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emergencias que se pueden presentar en el sistema. El propósito es que se reporte cualquier situación extraordinaria y las personas se familiaricen con los procedimientos en situaciones de emergencia. El programa y los medios utilizados para su difusión deben ser tan extensos y detallados como sea necesario, para llegar a todas las áreas en las que se preste el servicio de transporte de Gas Natural Investigación de fallas. Se deben establecer los procedimientos para el análisis de accidentes y fallas, incluyendo la selección de muestras de la instalación o equipo que falló para el análisis de laboratorio, cuando sea necesario, con el propósito de determinar sus causas y minimizar la posibilidad de recurrencia.

VII RESUMEN

CONTENIDO

1. SEÑALAR LAS CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL 2. HACER UN RESUMEN DE LA SITUACION GENERAL QUE PRESENTA EL

PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL, SEÑALANDO DESVIACIONES ENCONTRADAS Y POSIBLES ÁREAS DE AFECTACION

3. PRESENTAR EL INFORME TECNICO DEBIDAMENTE LLENADO

4. LAS TABLAS DEL INFORME TECNICO SE ENCUENTRAN AL FINAL DE ESTE DOCUMENTO




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CAPÍTULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

VII.1. Presentar el Informe Técnico del Estudio de Riesgo (Anexos). VII.2 Hacer un resumen de la situación general que presenta la instalación en materia de riesgo ambiental, señalando las desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación. El proyecto consiste en la introducción de una línea de Gas Natural de 0.216” pulgadas de diámetro, la cual se ramificará de un LPG-DUCTO de 24” pulgadas de diámetro, dicha ramificación se ubica dentro de las instalaciones de PEMEX Gas y Petroquímica Básica. El trayecto de la línea inicia dentro del interior de las instalaciones de PEMEX, continuando con una longitud aproximada de 7 metros, corriendo paralela a esta y dando una inflexión a la izquierda para llegar al interior de las instalaciones de la Terminal de Almacenamiento y Distribución de Gas Natural, propiedad de Destiladora del Valle. Es importante mencionar que la operación de este tramo de ducto estará a cargo de PEMEX Gas y Petroquímica Básica, la responsabilidad de la empresa DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V., comenzará en la conexión del ducto con el patín de medición de la Terminal de Almacenamiento y Distribución de Gas Natural El estudio comprendió el análisis de riesgo de la tubería de 0.216” de diámetro con una longitud aproximada de 7 m, para ello se emplearon métodos cualitativos y cuantitativos con el fin de determinar las zonas que se verían afectadas en caso de la mala operación y mantenimiento del gasoducto. Como resultado del estudio realizado se obtuvieron los siguientes radios de afectación, tomando en cuenta el evento máximo posible y el evento catastrófico. Para el evento máximo probable se tomó como referencia para definir estas zonas los daños ocasionados por la explosión de una nube de vapor no confinada, para un tiempo de fuga continua de 15 minutos:


continua (minutos) Masa Fugada Zona de alto riesgo (1.0 psi) Zona de amortiguamiento (0.5 psi)

15 1,165.43 lb. (528.76 Kg.) 137 m 187 m

Para el evento catastrófico se tomó como referencia para definir estas zonas los daños ocasionados por la explosión de una nube de vapor no confinada, para un tiempo de fuga continua de 15 minutos:


continua (minutos) Masa Fugada Zona de alto riesgo (1.0 psi) Zona de amortiguamiento (0.5 psi)

15 7,298 lb. (3,310 Kg.) 252 m 345 m

II.2.1 Con base en el punto anterior, señalar todas las recomendaciones derivadas del análisis de riesgo efectuado, incluidas aquellas determinadas en función de la




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identificación, evaluación e interacciones de riesgo y las medidas y equipos de seguridad y protección con que contará la instalación, para mitigar, eliminar o reducir los riesgos identificados. Aunque no se encontraron desviaciones en materia de riesgo ambiental, no se puede afirmar con seguridad que el ducto esté libre de fracturas de corrosión por esfuerzo, debido a lo anterior se recomienda que se realice una inspección interna con equipo instrumentado, medición del potencial externo a cortas distancias y mantenimiento antes que rebase el periodo de tiempo máximo permisible, que arroja el método PRIORIZA. Una vez en operación el gasoducto es necesario realizar lo siguiente:

1.- Estudio de protección catódica. 2.- Reportes de radiografiado de circuito. 3.- Reportes de calibración. 4.- Reporte de prueba hidrostática. 5.- Revisión periódica de potenciales tubo suelo. Con lo que respecta a las medidas de seguridad y protección con que contará la instalación, estas se describen a detalle en el punto VI.8 del presente estudio. VII.3 Señalar las conclusiones del estudio de riesgo.

CONCLUSIONES

El presente estudio pretende dar un panorama de las condiciones a las cuales operará el ducto que suministrará Gas Natural a la Terminal de Almacenamiento y Distribución de Gas Natural, propiedad de la empresa “DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V., S.A. DE C.V.”, así como los posibles riesgos implícitos que el mismo ocasionaría al medio que lo rodea, en caso de presentarse un evento inesperado, para lo cual se utilizaron diversos métodos cualitativos y cuantitativos, esto con el fin de identificar y proporcionar una respuesta inmediata ante algún evento indeseado. La experiencia muestra que no es frecuente tener accidentes de gran magnitud, sin embargo, el estudio cubre tanto el evento máximo probable como el catastrófico. Es necesario aclarar que los eventos están sobrestimados y son poco probables que sucedan, pero para efectos del presente estudio se toman los sucesos que puedan provocar una contingencia mayor para poder así predecir los posibles escenarios de afectación y reforzar la inspección y medidas de seguridad en aquellos puntos que se determinaron como de mayor vulnerabilidad. Debido a que el sistema de suministro de Gas Natural atraviesa una zona industrial, se sugiere que tanto “DESTILADORA DEL VALLE, S.A. DE C.V., S.A. DE C.V.” como PEMEX estén en permanente contacto, para que una vez en funcionamiento el tramo de ducto, se tengan en cuenta todas las medidas preventivas y correctivas en cuanto a mantenimiento y operación del mismo, esto con el fin de prevenir accidentes mayores que pueden afectar a la población.




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